PLAN2 Mar 15.pmd - Unidad de Planeación Minero Energética, UPME
PLAN2 Mar 15.pmd - Unidad de Planeación Minero Energética, UPME PLAN2 Mar 15.pmd - Unidad de Planeación Minero Energética, UPME
Las simulaciones de estabilidad transitoria involucran un evento de falla sobre la línea de interconexión DC, con la apertura de esta y el consecuente aislamiento de los sistemas de Colombia y SIEPAC. Una vez despejada la falla, el sistema de Colombia presenta transitorios de característica estable y se recupera a un nuevo punto de operación. En cuanto al sistema del SIEPAC, se observa que presenta transitorios con características estables, pero con oscilaciones de mayor magnitud y baja amortiguación. 6.5.4.3 Estabilidad de Pequeña señal Del análisis se encuentra que no hay señales de inestabilidad respecto a pequeñas variaciones de las variables de estado del sistema, incluyendo las variables de los generadores, que pueden ser las más sensibles. 6.5.4.4 Sincronización Colombia – SIEPAC 230 kV AC Se realizaron simulaciones de sincronización de los sistemas de Colombia y SIEPAC, con la alternativa de interconexión en 230 kV AC para los años 2008, 2010 y 2012, teniendo como condición previa la operación aislada de los dos sistemas. La sincronización se realiza en la subestación Urabá 230 kV con el cierre del interruptor del circuito respectivo, considerando el segundo circuito de interconexión desconectado. Los resultados muestran que después del cierre del interruptor se presenta una oscilación transitoria amortiguada y de baja frecuencia por la interconexión. En las subestaciones asociadas a la interconexión, tanto del lado de Colombia como del lado de Panamá, no se presenta alteración de la frecuencia ni de la tensión del sistema. Se simuló para el año 2008, el cierre del segundo circuito después de estar sincronizado el sistema, y se observa que se presenta una respuesta transitoria leve y estable. Para los años 2010 y 2012 no se realizó la simulación de esta maniobra, ya que es un transitorio leve. 6.5.4.5 Pérdidas de Potencia y Regulación de Voltaje Las pérdidas de potencia activa y la regulación de voltaje, asociadas a la transferencia por la interconexión Colombia – SIEPAC para la alternativa en AC, se presentan en la Tabla 6-10 y la Tabla 6-11. Las pérdidas comprenden los dos circuitos de la línea desde la subestación Urabá (Colombia) hasta la subestación Panamá II (SIEPAC), para los años 2008, 2010 y 2012. El valor de transferencia presentado corresponde al medido en el tramo Urabá - Subestación Intermedia. Tabla 6-10. Transferencia de potencia y pérdidas - Alternativa A.C. PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019 139
Los niveles de voltaje se encuentran dentro de los límites de operación establecidos. Tabla 6-11. Resumen nivel de voltaje – Alternativa A.C. Las pérdidas para la Alternativa D.C. se presentan en la Tabla 6-12, las cuales se consideran en la línea y no en los conversores. Tabla 6-12. Transferencia de potencia y pérdidas - Alternativa D.C. Los niveles de voltaje se encuentran dentro de los límites de operación establecidos. Tabla 6-13. Resumen nivel de voltaje - Alternativa D.C. Las transferencias de potencia entre los países del SIEPAC y para las alternativas AC y DC, se presentan en la Tabla 6-14. Tabla 6-14. Transferencia de potencia. 140 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019
- Page 90 and 91: 5.4 EXPANSIÓN DEL SISTEMA SIEPAC 1
- Page 92 and 93: 5.5 COSTOS DE REFERENCIA DE GENERAC
- Page 94 and 95: H: Hidro G: Gas Natural C: Carbón
- Page 96 and 97: La simulación conjunta de la opera
- Page 98 and 99: ETAPA NSD VERE % VEREC % Ene-07 1 0
- Page 100 and 101: Gráfica 5-6. Costo marginal espera
- Page 102 and 103: transacciones de energía con todo
- Page 104 and 105: En la Gráfica 5-8 se presentan par
- Page 106 and 107: PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GE
- Page 108 and 109: 6.EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN Med
- Page 110 and 111: Gráfica 6-1 Diagrama Unifilar del
- Page 112 and 113: Se requiere mayor capacidad de tran
- Page 114 and 115: 6.3.10 Análisis Área Chinú En es
- Page 116 and 117: Gráfica 6-3. Relación Beneficio/C
- Page 118 and 119: • Reconfiguración de la línea C
- Page 120 and 121: Alternativa 4. Segundo circuito a 5
- Page 122 and 123: Como puede observarse en la gráfic
- Page 124 and 125: Módulo Común Módulo Trafo Módul
- Page 126 and 127: 6.4.8 Análisis Área EPSA A partir
- Page 128 and 129: Gráfica 6-13. Relación Beneficio
- Page 130 and 131: horizonte es de 25 años y la tasa
- Page 132 and 133: En cuanto a alternativas de largo p
- Page 134 and 135: Alternativa 2 Esta alternativa cons
- Page 136 and 137: Gráfica 6-15. Balance generación
- Page 138 and 139: Gráfica 6-18. Sensibilidad de barr
- Page 142 and 143: 6.6 ANÁLISIS COLOMBIA - ECUADOR -
- Page 144 and 145: PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GE
- Page 146 and 147: 7. GESTIÓN AMBIENTAL EN LA EXPANSI
- Page 148 and 149: Junto con los combustibles, los fac
- Page 150 and 151: Tanto en la metodología aprobada p
- Page 153 and 154: 152 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 155 and 156: Precios Barranquilla 154 PLAN DE EX
- Page 157 and 158: Precios Merilectrica y Palenque con
- Page 159 and 160: Precios Termodorada y Termovalle co
- Page 161 and 162: Precios Merilectrica y Palenque con
- Page 163 and 164: Precios Termodorada y Termovalle co
- Page 165 and 166: Anexo B. Costos Indicativos de Gene
- Page 167 and 168: Recurso: Tecnologia: Planta tipo: 0
- Page 169 and 170: Anexo C. Planes de Expansion OR A c
- Page 171 and 172: 170 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 173 and 174: 172 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 175 and 176: 174 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 177 and 178: 176 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 179 and 180: 178 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 181 and 182: 180 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 183 and 184: 182 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 185 and 186: 184 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCI
- Page 187 and 188: Anexo D. Niveles de Cortocircuito e
- Page 189 and 190: Anexo E. Fuentes no Convencionales
Las simulaciones <strong>de</strong> estabilidad transitoria involucran un evento <strong>de</strong> falla sobre la línea<br />
<strong>de</strong> interconexión DC, con la apertura <strong>de</strong> esta y el consecuente aislamiento <strong>de</strong> los<br />
sistemas <strong>de</strong> Colombia y SIEPAC. Una vez <strong>de</strong>spejada la falla, el sistema <strong>de</strong> Colombia<br />
presenta transitorios <strong>de</strong> característica estable y se recupera a un nuevo punto <strong>de</strong><br />
operación.<br />
En cuanto al sistema <strong>de</strong>l SIEPAC, se observa que presenta transitorios con<br />
características estables, pero con oscilaciones <strong>de</strong> mayor magnitud y baja amortiguación.<br />
6.5.4.3 Estabilidad <strong>de</strong> Pequeña señal<br />
Del análisis se encuentra que no hay señales <strong>de</strong> inestabilidad respecto a pequeñas<br />
variaciones <strong>de</strong> las variables <strong>de</strong> estado <strong>de</strong>l sistema, incluyendo las variables <strong>de</strong> los<br />
generadores, que pue<strong>de</strong>n ser las más sensibles.<br />
6.5.4.4 Sincronización Colombia – SIEPAC 230 kV AC<br />
Se realizaron simulaciones <strong>de</strong> sincronización <strong>de</strong> los sistemas <strong>de</strong> Colombia y SIEPAC,<br />
con la alternativa <strong>de</strong> interconexión en 230 kV AC para los años 2008, 2010 y 2012,<br />
teniendo como condición previa la operación aislada <strong>de</strong> los dos sistemas. La<br />
sincronización se realiza en la subestación Urabá 230 kV con el cierre <strong>de</strong>l interruptor<br />
<strong>de</strong>l circuito respectivo, consi<strong>de</strong>rando el segundo circuito <strong>de</strong> interconexión <strong>de</strong>sconectado.<br />
Los resultados muestran que <strong>de</strong>spués <strong>de</strong>l cierre <strong>de</strong>l interruptor se presenta una<br />
oscilación transitoria amortiguada y <strong>de</strong> baja frecuencia por la interconexión. En las<br />
subestaciones asociadas a la interconexión, tanto <strong>de</strong>l lado <strong>de</strong> Colombia como <strong>de</strong>l lado<br />
<strong>de</strong> Panamá, no se presenta alteración <strong>de</strong> la frecuencia ni <strong>de</strong> la tensión <strong>de</strong>l sistema.<br />
Se simuló para el año 2008, el cierre <strong>de</strong>l segundo circuito <strong>de</strong>spués <strong>de</strong> estar sincronizado el<br />
sistema, y se observa que se presenta una respuesta transitoria leve y estable. Para los<br />
años 2010 y 2012 no se realizó la simulación <strong>de</strong> esta maniobra, ya que es un transitorio leve.<br />
6.5.4.5 Pérdidas <strong>de</strong> Potencia y Regulación <strong>de</strong> Voltaje<br />
Las pérdidas <strong>de</strong> potencia activa y la regulación <strong>de</strong> voltaje, asociadas a la transferencia<br />
por la interconexión Colombia – SIEPAC para la alternativa en AC, se presentan en la<br />
Tabla 6-10 y la Tabla 6-11.<br />
Las pérdidas compren<strong>de</strong>n los dos circuitos <strong>de</strong> la línea <strong>de</strong>s<strong>de</strong> la subestación Urabá<br />
(Colombia) hasta la subestación Panamá II (SIEPAC), para los años 2008, 2010 y<br />
2012. El valor <strong>de</strong> transferencia presentado correspon<strong>de</strong> al medido en el tramo Urabá<br />
- Subestación Intermedia.<br />
Tabla 6-10. Transferencia <strong>de</strong> potencia y pérdidas - Alternativa A.C.<br />
PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019<br />
139