UT GERS- ISA-KEMA. - Unidad de Planeación Minero Energética ...

UNIDAD DE PLANEACIÓN
MINERO ENERGÉTICA UPME
EMPLEO DE NUEVAS
TECNOLOGÍAS EN LA
SOLUCIÓN DE
PROBLEMAS
CONCRETOS EN EL
SISTEMA DE
TRANSMISIÓN
NACIONAL.
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

• INTRODUCCION
CONTENIDO
• SISTEMAS FLEXIBLES DE TRANSMISIÓN DE CORRIENTE
ALTERNA FACTS
• DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
Costa, Bogotá, Suroccidente, Conexiones Internacionales y Cortocircuito de
San Carlos
• EVALUACIÓN TÉCNICA DE ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
Costa, Bogotá, Suroccidente y Conexiones Internacionales
• EVALUACIÓN ECONÓMICA DE ALTENATIVAS
Costa, Bogotá, Suroccidente
• EVALUACIÓN DE COSTOS
Conexiones Internacionales y Cortocircuito de San Carlos
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INTRODUCCIÓN
La siguiente presentación resume los resultados obtenidos en el
proyecto ¨ Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de
Problemas Concretos en el STN ¨ desarrollado por la UT GERS-
ISA-KEMA.
Dichos resultados corresponden a:
• Revisión del estado del arte de los FACTS y tecnología HVDC.
• Diagnóstico del sistema
• Evaluación técnica y económica de las alternativas planteadas para
la solución de problemas encontrados en la etapa de diagnóstico.
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SISTEMAS FLEXIBLES
DE TRANSMISIÓN DE
CORRIENTE ALTERNA
FACTS Y HVDC.
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CLASIFICACIÓN DE LOS FACTS
Síntesis de la clasificación de los FACTS:
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FACTS SERIE
Condensador Serie Suicheado
por Tiristores TSSC
C1
i
C2
Condesador Serie Controlado
por Tiristores TCSC
i
C
Línea
Compensador Estático Sincrónico Serie SSSC
Linea
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C

FACTS PARALELO
Compensador Estático de
Vares SVC
Compensador Estático
Sincrónico STATCOM
Bus
Bus
Transformador
de Acople
Inductancia de
Dispersión del
Transformador
TCR
TSR
TSC
DC - AC
Inversor
Vdc
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FACTS SERIE - PARALELO
Controlador de Flujo de Potencia Unificado UPFC
a
Linea
b
STATCOM
SSSC
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FACTS SERIE - SERIE
Controlador de Flujo de Potencia Interlínea IPFC
a
Sistema Multilínea
b
c
Conversor 1 Conversor 2 Conversor 3
Vinculos
Control
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CARACTERÍSTICAS DEL HVDC
Los conversores de electrónica de
potencia ejecutan una conversión
electrónica del voltaje y/o frecuencia
para adaptar las características de la
fuente a las características de la
carga. Los enlaces DC usan
conversores back-to-back (AC-DC-
AC). Estos son conversores de fuente
de voltaje o corriente trifásicos. La
división es hecha de acuerdo a los
elementos de almacenamiento de
energía. En las fuentes de voltaje un
gran capacitor DC es incluido,
mientras que un inductor DC (Cable
DC o línea) es usado para la fuente
de corriente.
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SISTEMA HVDC
Panamá II 230 kV
Cerromatoso 500 kV
Línea Bipolar HVDC ± 500 kV
571 km
Monopolo HVDC 500 kV
Monopolo HVDC 500 kV
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APLICACIONES DEL HVDC
‣Cable Submarino
‣Transmisión en alta tensión a través de largas distancias.
‣Transmisión subterránea.
‣Conexión de sistemas AC de frecuencias diferentes.
‣Interconexión de centrales de remotas de generación.
‣Interconexión de grandes centrales eólicas.
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DIAGNÓSTICO
DEL SISTEMA
ELÉCTRICO
COLOMBIANO
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ANÁLISIS COSTA
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En el análisis de la fase I se encontró que la transferencia de
potencia hacia la zona Costa Norte, se limita principalmente por
soporte de reactivos del área y la capacidad del transformador de
la subestación Primavera 500/230 kV.
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS
•Compensación fija en Cartagena 230kV, 2*70 Mvar
•Compensación fija en Cartagena 230kV y SVC en Copey 500kV
•Compensación fija y SVC en Ternera 230kV
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ÁREA CARIBE
2000
1900
1800
1700
1600
1500
1400
1300
1200
1100
1000
2008 2010 2012
Base A1 A2 A3
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ANÁLISIS ÁREA BOGOTÁ
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En el análisis de la fase I se encontró que, a partir del año 2008, el
sistema se ve sometido a problemas de saturación en el corredor de
transformación 230/115 kV y de déficit de reactivos, los cuales
limitan la transferencia de potencia hacia la zona.
Los resultados del área Bogotá hasta aquí presentados se encontraron
bajo las siguientes consideraciones:
- 2 transformadores en Noroeste 230/115 kV
- 2 transformadores en Guaca 230/115 kV a partir del año 2012
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ANÁLISIS BOGOTÁ
ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN PROPUESTA
•Segundo transformador en Bacatá 500/115 kV de 450 MVA.
Se realizaron análisis adicionales para los años 2008, 2010 y
2012, considerando las siguientes nuevas premisas:
• SVC Tunal 230 kV ó 115 kV
• SVC Circo 230 kV ó 115 kV
• SVC Guaca 230 kV ó 115 kV
• SVC Reforma 230 Kv
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ANÁLISIS BOGOTÁ
Intercambios
Año
BASE
Tun2
Tun1
Cir2
Cir1
Guc2
Guc1
Ref2
Usme
2008
1.505
50
80
80
50
100
50
50
-
2010
1.077
0
80
50
50
80
0
0
1.080
2012
1.089
-180
-85
-110
-110
-85
-180
-280
860
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CONCLUSIONES ÁREA BOGOTÁ
• Para 2008, la instalación de un SVC (40-200) permite reducir
la generación de seguridad (50-100).
• En 2012, un SVC permitiría apagar PaGua, pero se
incrementaría la generación de seguridad (85-280).
• Ampliando Bacatá 500/115 kV se incrementa el límite de
importación hasta 1800 MW. Al disponer de PaGua o un SVC,
no se logra ningún incremento en este límite.
• Por margen de seguridad, el tamaño del SVC estaría entre 500
y 700 Mvar (EE), o entre 200 y 300 Mvar (ED).
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ANÁLISIS SUROCCIDENTE
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En el análisis de la fase I se encontró que la transferencia de
potencia hacia el Suroccidente, se limita principalmente por la
cargabilidad del Transformador San Marcos 500/230 kV
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ALTERNATIVAS SUROCCIDENTE
• 1: Compensación serie al 60% de la línea San Carlos –
Esmeralda.
• 2: Compensación serie al 60% de la línea Ancón Sur –
Esmeralda.
• 3: Compensación serie al 60% de la línea Mirolindo – Betania.
• 4: Instalación de 300 Mvar paralelo capacitivos convencionales
de maniobra mecánica en la subestación Yumbo.
• 5: Compensación serie al 60% de la línea San Carlos –
Esmeralda e instalación de 300 Mvar paralelo convencionales
de maniobra mecánica en la subestación Yumbo.
• 6: Compensación serie al 60% de la línea Mirolindo – Betania e
instalación de 300 Mvar paralelo convencionales de maniobra
mecánica en la subestación Yumbo
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INTERCAMBIOS SUROCCIDENTE
1300
1250
1200
1150
1100
1050
1000
2008 2010 2012
Base A1 A2 A3 A4 A6
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ANÁLISIS
ECONÓMICO DE
LAS ALTERNATIVAS
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OBJETIVO
• Analizar la viabilidad económica de las
propuestas para aumentar la capacidad de
intercambio de las principales áreas del
Sistema de Transmisión Nacional
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IMPORTACIÓN SIN PROYECTOS
Importación Bloque 1
1,400
1,200
1,000
MW
800
600
400
200
0
Ene-07
Jul-07
Ene-08
Jul-08
Ene-09
Jul-09
Ene-10
Jul-10
Ene-11
Jul-11
Ene-12
Jul-12
Ene-13
Jul-13
Ene-14
Jul-14
Ene-15
Jul-15
Caribe Suroccidente Oriental
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COSTO MARGINAL SISTEMA
Costo Marginal
90.00
80.00
70.00
60.00
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
0.00
Ene-07
Jul-07
Ene-08
Jul-08
Ene-09
Jul-09
Ene-10
Jul-10
Ene-11
Jul-11
Ene-12
Jul-12
Ene-13
Jul-13
Ene-14
Jul-14
Ene-15
Jul-15
US$/MWh
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COSTOS DE INVERSIÓN CARIBE
Año Equipo Capaci-dad
Unitaria
(Mvar)
Canti-dad
Costo Unitario
CREG
US$ 1999
Costo Unitario
US$ 2005
Costo Total
US$ 2005
2008 Bahías Reactores 3 434,848 457,536 1,372,607
2008 Compensación Capacitiva 70 2 2,219,776 2,335,590 4,671,181
2008 Transformador 500/230 450 1 5,840,668 6,145,399 6,145,399
2008 Bahía 230 kV 1 853,173 897,686 897,686
2008 Bahía 500 kV 1 1,932,084 2,032,888 2,032,888
2012 Compensación Capacitiva 70 1 2,219,776 2,335,590 2,335,590
2012 Compensación Capacitiva 62.5 2 2,219,776 2,335,590 4,671,181
Total 22,126,532
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

BENEFICIOS AREA CARIBE
3,500
3,000
2,500
kUS$
2,000
1,500
1,000
500
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

HISTOGRAMA DE BENEFICIOS CARIBE
30,000
25,000
20,000
kUS$
15,000
10,000
5,000
0
0
6
12
18
24
30
36
42
48
54
60
66
72
78
84
90
96
Beneficios
Inversión
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COSTOS DE INVERSIÓN
SUROCCIDENTE
Equipo
Capacidad
Unitaria
(Mvar)
Cantidad
Costo Unitario
CREG
US$ 1999
Costo Unitario
US$ 2005
Compensación Capacitiva 100 1 2,722,736 2,864,792
Compensación Serie 350 1 3,397,540 3,574,803
Año A1 A3 A4 A5 A6
2008
7,149,606 3,574,803 5,729,584 12,879,190 9,304,387
2010
2012
2,864,792 2,864,792 2,864,792
Total 7,149,606 3,574,803 5,729,584 12,879,190 9,304,387
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

IMPORTACIÓN AREA SUROCCIDENTE
CON PROYECTO
Importación Suroccidente
1,400
1,200
1,000
MW
800
600
400
200
0
Ene-07
Jul-07
Ene-08
Jul-08
Ene-09
Jul-09
Ene-10
Jul-10
Ene-11
Jul-11
Ene-12
Jul-12
Ene-13
Jul-13
Ene-14
Jul-14
Ene-15
Jul-15
Suroccidente Base
Suroccidente Con Proyecto
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

BENEFICIOS SUROCCIDENTE
40,000
35,000
30,000
25,000
kUS$
20,000
15,000
10,000
5,000
0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
B_A1 B_A3 B_A4 B_A5 B_A6
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

HISTOGRAMA DE BENEFICIOS
SUROCCIDENTE
200,000
180,000
160,000
140,000
120,000
kUS$
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
44
48
52
56
60
64
68
72
76
80
84
88
92
96
100
B_A1 I_A1 B_A3 I_A3 B_A4 I_A4 B_A5 I_A5 B_A6 I_A6
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

COSTOS DE INVERSIÓN ÁREA
ORIENTAL
Equipo Costos CREG Costo US$ 2005
Bahía 115 kV $ 728,249,000
Bahía 500 kV $ 4,008,905,898
Autotransformador US$ 5,840,668
Total
393,363
2,165,405
6,145,399
8,704,166
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

BENEFICIOS ÁREA ORIENTAL
12,000
10,000
8,000
kUS$
6,000
4,000
2,000
0
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
20% 40% 60% 80% 100%
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

HISTOGRAMA DE BENEFICIOS
ORIENTE
70,000
60,000
50,000
40,000
kUS$
30,000
20,000
10,000
0
0
4
8
12
16
20
24
28
32
36
40
44
48
52
56
60
64
68
72
76
80
84
88
92
96
100
Inversión 20% 40% 60% 80% 100%
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

INTERCONEXIÓN SIEPAC
Se considera la alternativa de conexión HVDC con las
siguientes cambios, respecto a la etapa I:
•Nivel de voltaje de HVDC de 250 y 500 kV
•Punto de conexión del conversor en Cerromatoso, desde
el nivel de tensión de 500 kV.
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

INTERCONEXIÓN COLOMBIA - SIEPAC
Panamá II 230 kV
Cerromatoso 500 kV
Línea Bipolar HVDC ± 500 kV
571 km
Monopolo HVDC 500 kV
Monopolo HVDC 500 kV
Equipo
Costo CREG
US$ 1999
Costo
Unitario US$
2005
Cantidad
Costo Total
Línea Bipolar HVDC ±500 kV 157,333 571 km 89,837,333
Estación Conversora HVDC 300 MW, 500 kV 79,060,000 2 158,120,000
Bahía 230 kV (Panamá) 939,847 939,847 1 988,882
Bahía 500 kV (Colombia) 2,422,629 2,422,629 1 2,549,027
Costo Total 247,957,333
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INTERCONEXIÓN ECUADOR
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
Para cada uno de los años analizados en la etapa I se encontraron
bajos niveles de tensión de estado estable especialmente en las
barras de Jamondino, Mocoa y Altamira en el lado Colombiano y
en Pomasqui en Ecuador.
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS
•Compensación Serie Línea Jamondino Pomasqui 230 kV
•Compensación Shunt Jamondino 230 kV
•Efecto combinado
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

INTERCONEXIÓN COLOMBIA - ECUADOR
San Bernardino
Betania
S
V
C
Altamira
Jamondino
1x72 Mvar
2x25 Mvar
Mocoa
Pomasqui
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INTERCONEXIÓN ECUADOR
700
600
500
Transferencia (MW)
400
300
200
100
0
Base Compensado Base Compensado Base Compensado
2008 2010 2012
Comparación Transferencias de Potencia (comp. Shunt Jamondino)
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INTERCONEXIÓN VENEZUELA
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En el diagnóstico de la etapa I, se encontró que la interconexión
con Venezuela presenta oscilaciones con baja amortiguación.
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN PROPUESTAS
Como alternativa para mejorar la amortiguación de las
oscilaciones entre las áreas de Colombia y Venezuela se plantea
compensaciones serie controladas (TCSC) en las líneas de
interconexión.
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INTERCONEXIÓN COLOMBIA - VENEZUELA
Equipo
Capacidad
Unitaria (MVA)
Canti-dad
Costo
Unitario
CREG
US$ 1999
Costo Unitario
US$ 2005
Costo Total
US$ 2005
TCSC 350 3 37,144,769 111,434,308
Back To Back 300 1 100,000,000 100,000,000
Bahías 230 kV 2 1,053,840 1,108,823 2,217,646
TOTAL Back To Back 102,217,646
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

INTERCONEXIÓN VENEZUELA
TRANSFERENCIAS DE POTENCIA ENTRE PAISES
INTERCONEXION 2008 2010 2012
MW % MW % MW %
COLOMBIA-VENEZUELA
Cuestecita-Cuatricentenario 90 27 140 43 170 51
San Mateo-Corozo 180 34 200 36 140 37
Total 270 340 310
VENEZUELA-COLOMBIA
Cuestecita-Cuatricentenario 200 73 230 77 180 42
San Mateo-Corozo 80 16 160 27 170 29
Total 280 390 350
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

CORTOCIRCUITO SAN CARLOS
Barraje 1
Barraje 2
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

CONCLUSIONES
‣ Desde el punto de vista económico no es viable instalar equipos
FACTS en el área Caribe ya que no se utilizará toda la capacidad
de importación del área en un futuro.
‣ La instalación de equipos FACTS en el Suroccidente es altamente
atractiva ya que adicional al aumento de la capacidad de
exportación a Ecuador, no se tienen previstos proyectos de
generación adicionales en el área.
‣ Mediante la instalación del segundo transformador en Bacatá
500/115 kV se puede aumentar la capacidad de importación del
área hasta 1800 MW. La instalación de un SVC no mejora
sensiblemente la capacidad de importación del área.
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

CONCLUSIONES
‣ Para la interconexión Colombia – Panamá se recomienda la
tecnología HVDC, la cual tiene un costo aproximado total de US$
250 Millones para una capacidad de 300 MW.
‣ El costo del cambio de equipo de San Carlos para llevarlos de 40
kA a 63 kA es considerablemente inferior al de instalar equipos
FACTS limitadores de corriente. El primero es del orden de US$ 9
millones, mientras que el segundo está del orden de US$ 56
millones.
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA

RECOMENDACIONES
‣ Analizar con detalle la localización, tamaños y tipo de
compensación que ha de instalarse en el área Suroccidente
con el objeto de aumentar su capacidad de importación.
‣ Para solucionar el problema del cortocircuito de San
Carlos 230 kV se recomienda el cambio de todos los
equipos requeridos para llevarlos a un nivel de 63 kA.
Empleo de Nuevas Tecnologías en la Solución de Problemas Concretos en el STN UT GERS-ISA-KEMA