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Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de la Central
Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.
Nasly Bibiana Méndez Mejía
Universidad Nacional de Colombia
Departamento de Ingeniería Eléctrica
Manizales, Colombia
2016
Analysis of load support under power transformers 33/13.2 kV
unavailability in the Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.
substations
Nasly Bibiana Méndez Mejía
National University of Colombia
Department of Electrica
Manizales, Colombia
2016
Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de la Central
Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.
Nasly Bibiana Méndez Mejía
Trabajo de grado presentado como requisito parcial para optar al título de:
Magister en Ingeniería Eléctrica
Director:
Magister José Samuel Ramírez Castaño
Universidad Nacional de Colombia
Departamento de Ingeniería Eléctrica
Manizales, Colombia
2016
Dedicatoria
A Dios, a mis padres y hermano y en general
a toda mi familia y amigos quienes me han
impulsado a ser una mejor persona y
profesional. A mi novio Carlos por su apoyo
incondicional durante la elaboración de este
trabajo, a mi tutor Samuel Ramírez, la
Universidad Nacional y la CHEC por su ayuda
y formación.
Resumen y Abstract V
Resumen
En este trabajo se presenta una guía paso a paso con el procedimiento para organizar la
información de un caso de análisis en Digsilent Power Factory, con el propósito de poder
simular el comportamiento del sistema eléctrico de CHEC ante una contingencia de un
transformador 33/13,2 kV de cualquier subestación, con el fin de otorgar herramientas
que permitan una toma de decisiones adecuadas al iniciar un proceso de documentación
analizando las restricciones de traslados de carga de una subestación cuando en ésta se
encuentre no operativo su transformador 33/13,2 kV.
Palabras clave: Cargabilidad, contingencia, Digsilent Power Factory, simulación, sistema
eléctrico, subestación, transformador.
VI Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Abstract
This work presented a guide step by step by the procedure to arrange the information of
an analyze case in Digsilent Power Factory with the proposes of simulated the CHEC’s
electrical system comportment under a contingency in the power transformer 33/13.2kV of
any substation, with the final purpose of give a suitable making decisions tools and initiate
a documentation process to analyzing the restrictions of load’s transfer of a power
substation when the power transformer 33/13.2kV in this substation is out of service.
Keywords: chargeability, contingency, Digsilent Power Factory, simulation, electric
system, substation, transformer.
Contenido
Pág.
Capítulo 1 – Planteamiento del problema ....................................................................... 17 1.1. Antecedentes ..................................................................................................... 17 1.2. Objetivos ............................................................................................................ 24 1.2.1. Objetivo general................................................................................................. 24 1.2.2. Objetivos específicos......................................................................................... 24 1.3. Alcance .............................................................................................................. 24
Capítulo 2 – Generalidades CHEC ................................................................................... 26 2.1. Reseña histórica y área de influencia ............................................................... 26 2.2. Infraestructura de CHEC ................................................................................... 28 2.2.1. Zona 1 Centro – Manizales ............................................................................... 28 2.2.2. Zona 2 Oriente ................................................................................................... 28 2.2.3. Zona 3 Centro – Norte ....................................................................................... 29 2.2.4. Zona 4 Sur – Occidente..................................................................................... 29 2.3. Nomenclatura operativa .................................................................................... 30 2.3.1. Subestaciones ................................................................................................... 31 2.3.2. Líneas ................................................................................................................ 33 2.3.3. Barrajes.............................................................................................................. 33 2.3.4. Interruptores....................................................................................................... 34 2.3.5. Seccionadores ................................................................................................... 35 2.3.6. Reconectadores de cúmulos ............................................................................. 37 2.3.7. Reconectadores de interconexión..................................................................... 38 2.4. Reconectadores 13,2 kV instalados en CHEC ................................................. 39 2.4.1. Discriminación por tipo de servicio.................................................................... 39 2.4.2. Discriminación reconectadores 13,2 kV por regiones ...................................... 40 2.4.3. Discriminación por marca .................................................................................. 43 2.5. Cargabilidad de los componentes del Sistema................................................. 44 2.5.1. Transformadores 230/115 kV ............................................................................ 44 2.5.2. Transformadores 115/33 kV .............................................................................. 45 2.5.3. Transformadores 33/13,2 kV ............................................................................. 47 2.6. Indicadores de calidad del servicio ................................................................... 52 2.7. Demanda de energía ......................................................................................... 55 2.7.1. Demanda de energía operador de red CHEC .................................................. 57 2.7.2. Demanda no atendida ....................................................................................... 58
Capítulo 3 – Guía paso a paso análisis contingencia ................................................... 62 3.1. Importar datos de base de datos REDES al aplicativo BD_DIGSILENT ......... 63 3.1.1. Importar datos de circuitos independientes ...................................................... 63 3.1.2. Importar datos de una subestación completa ................................................... 68
VIII Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
3.2. Importar datos de BD_DIGSILENT a Disilent Power Factory .......................... 68 3.3. Importar datos de base de datos REDES al aplicativo BD_DIGSILENT ......... 69 3.3.1. Importar datos de circuitos independientes ...................................................... 69 3.4. Organizar circuitos y crear subestaciones ........................................................ 78 3.5. Asignación de “Feeder” ..................................................................................... 90 3.6. Visualizar parámetros simulados ...................................................................... 95 3.7. Crear un escenario operativo ............................................................................ 96 3.8. Abrir o cerrar elementos .................................................................................... 98 3.9. Verificar capacidad de conductores ................................................................ 100 3.10. Verificar perfiles de tensión ............................................................................. 104 3.11. Verificar grupo ajuste de reconectadores ....................................................... 107 3.12. Identificación de usuarios y curvas de carga típicas ..................................... 108
Capítulo 4 – Caso práctico Subestación La Hermosa................................................. 123 4.1. Estudio de suplencias de carga ante indisponibilidad del transformador 33/13.2 kV de la subestación La Hermosa ................................................................ 123 4.1.1. Objetivo ............................................................................................................ 123 4.1.2. Alcance ............................................................................................................ 123 4.1.3. Características de la red de distribución ......................................................... 123 4.1.4. Caso de simulación 1 ...................................................................................... 133 4.1.4.1. Resultados caso simulación 1 ................................................................. 135 4.1.5. Caso de simulación 2: al 80% Dmax .............................................................. 136 4.1.5.1. Resultados caso simulación 2: al 80% Dmax: ........................................ 144 4.1.6. Caso de simulación 3 ...................................................................................... 145 4.1.6.1. Resultados caso simulación 3: ................................................................ 147 4.1.7. Caso de simulación 4 ...................................................................................... 147 4.1.7.1. Resultados caso simulación 4 ................................................................. 153 4.1.8. Conclusiones casos de simulación ................................................................. 153
3. Conclusiones y recomendaciones ......................................................................... 155 Conclusiones .............................................................................................................. 155 Recomendaciones ...................................................................................................... 157
A. Anexo: Diagramas unifilares subestaciones 33/13,2 kV...................................... 158
B. Anexo: Tablas información sistema CHEC ........................................................... 159
Referencias ....................................................................................................................... 165
Lista de figuras
Pág.
Figura 1: Representación reconectadores en visor de redes de distribución de CHEC ... 20
Figura 2: Reconectador de interconexión en SCADA........................................................ 21
Figura 3: Reconectador de cúmulos en SCADA ................................................................ 21
Figura 4: Principales accionistas de CHEC. [3] ................................................................. 26
Figura 5: Área de influencia de CHEC. [3] ......................................................................... 27
Figura 6: Área de influencia mantenimiento redes. [5] ...................................................... 28
Figura 7: Extensión en km2 de la zonas mantenimiento CHEC. [5] .................................. 29
Figura 8: Nomenclatura operativa de la subestación La Rosa 115 kV ............................. 31
Figura 9: Nomenclatura operativa de la línea La Rosa - La Esmeralda II......................... 33
Figura 10: Nomenclatura operativa de la barra de transferencia 115 KV de la subestación
La Rosa ............................................................................................................................... 34
Figura 11: Nomenclatura operativa del interruptor de transferencia de la subestación La
Rosa .................................................................................................................................... 35
Figura 12: Nomenclatura del seccionador de barras del campo de transferencia en la
Rosa .................................................................................................................................... 36
Figura 13: Codificación operativa para campos adyacentes a uno de transferencia ....... 36
Figura 14: Nomenclatura operativa para reconectador de cúmulos de falla..................... 37
Figura 15: Nomenclatura operativa reconectador de interconexiones .............................. 38
Figura 16: Porcentaje cargabilidad transformadores 230/115 kV. .................................... 45
Figura 17: Porcentaje cargabilidad transformadores 115/33 kV en 2014 ......................... 46
Figura 18: Cargabilidad transformadores 115/33 kV considerando Imax dlab 2014. ....... 47
Figura 19: Porcentaje cargabilidad transformadores 33/13.2 kV. ..................................... 48
Figura 20: Cargabilidad trafos 33/13,2 kV considerando Imax dlab 2014......................... 51
Figura 21: ITAD Vs IRAD nivel 1 2014-2015. .................................................................... 52
Figura 22: ITAD Vs IRAD nivel 2-3 años 2014-2015. ........................................................ 53
Figura 23: Indicador SAIDI año 2014. ................................................................................ 54
Figura 24: Indicador SAIFI año 2014. ................................................................................ 54
Figura 25: Tendencia SAIDI y SAIFI 2012-2014. [3].......................................................... 55
Figura 26: Demanda total de energía año 2014 para el área operativa CQR .................. 56
Figura 27: Porcentaje de participación de los ORs en el área operativa CQR [6] ............ 56
Figura 28: Demanda anual CHEC años 2004 -2014 ......................................................... 57
Figura 29: Evolución Demanda máxima de potencia de CHEC ........................................ 58
Figura 30: Demanda No Atendida OR CHEC 2014 ........................................................... 60
Figura 31: Porcentaje costo DNA por nivel de tensión en 2014 ........................................ 60
X Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 32: Costos Demanda No Atendida en 2014 por nivel de tensión .......................... 61
Figura 33: Interface inicial Digsilent Power Factory ........................................................... 69
Figura 34: Curvas de carga Valor promedio - Sub. La Hermosa 13.2 kV ....................... 118
Figura 35: Curvas de carga Valor máximo - Sub. La Hermosa 13.2 kV ......................... 119
Figura 36: Curva de carga día laboral por tipo de circuito ............................................... 119
Figura 37: Curva de carga día Sábado por tipo de circuito ............................................. 120
Figura 38: Curva de carga día Domingo por tipo de circuito ........................................... 120
Figura 39: Circuitos 13,2 kV subestación La Hermosa .................................................... 125
Figura 40: Interconexiones con subestación Ínsula y Chinchiná..................................... 125
Figura 41: Interconexiones con subestación Bosques de la Acuarela y Rosa ............... 126
Figura 42: Reconectadores de cúmulos subestación La Hermosa ................................. 126
Figura 43: Topología zona intervenida ............................................................................. 127
Figura 44: Curvas de carga Valor promedio - Sub. La Hermosa 13.2 kV ....................... 128
Figura 45: Curvas de carga Valor máximo - Sub. La Hermosa 13.2 kV ......................... 128
Figura 46: Curvas de carga Valor promedio CHA23L13 ................................................. 129
Figura 47: Curvas de carga Valor promedio INS23L13 ................................................... 129
Figura 48: Curvas de carga Valor promedio ROS23L14 ................................................. 130
Figura 49: Curvas de carga Valor promedio BQE23L12 ................................................. 130
Figura 50: Curva de carga día laboral .............................................................................. 131
Figura 51: Curva de carga día Sábado ............................................................................ 131
Figura 52: Curva de carga día Domingo .......................................................................... 132
Figura 53: Posibles transferencias de carga .................................................................... 132
Figura 54: Interconexiones con circuitos de diferentes subestaciones ........................... 133
Figura 55: Topología caso de simulación 1 ..................................................................... 134
Figura 56: Simulación caso 1 - cargabilidad conductores ............................................... 135
Figura 57: Simulación caso 2 - cargabilidad conductores ............................................... 137
Figura 58: Simulación caso 2 - detalle cargabilidad conductores ................................... 138
Figura 59: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre .......................... 139
Figura 60: Perfil de tensión desde circuito INS23L13 – El Trébol ................................... 139
Figura 61: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela.................................. 140
Figura 62: Perfil de tensión desde circuito HER23L12 – Araucarias............................... 141
Figura 63: Perfil de tensión desde circuito HER23L12 – Araucarias (abierto HER232R1)
........................................................................................................................................... 142
Figura 64: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre (asumiendo parte
de HER23L16 y parte rural de HER23L12 -abierto HER232R1).................................... 142
Figura 65: Simulación caso 2 - detalle cargabilidad conductores (HER232R1 abierto) . 143
Figura 66: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela (abierto HER232R1) 144
Figura 67: Topología caso de simulación 3 ..................................................................... 146
Figura 68: Topología caso de simulación 4 ..................................................................... 148
Figura 69: Cargabilidad de conductores bajo interconexiones caso simulación 4.......... 149
Figura 70: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre .......................... 150
Figura 71: Perfil de tensión desde circuito INS23L13 – El Trébol ................................... 151
Figura 72: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela.................................. 151
Figura 73: conductor cerca límite carga BQE23L12 caso 4 ............................................ 152
Figura 74: Perfil de tensión desde circuito HER23L13 – Termales ................................. 152
XII Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Lista de tablas
Pág.
Tabla 1: Información técnica área de influencia de CHEC [5] ......................................... 29
Tabla 2: Ámbito de cobertura [6] ........................................................................................ 30
Tabla 3: Cantidad de circuitos y km de red según el nivel de tensión. ............................. 30
Tabla 4: Códigos de subestaciones del sistema CHEC .................................................... 31
Tabla 5: Códigos para niveles de tensión .......................................................................... 32
Tabla 6: Códigos de Identificación por Empresa ............................................................... 33
Tabla 7: Reconectadores de Cúmulos en CHEC............................................................... 39
Tabla 8: Reconectadores de Interconexión en CHEC ....................................................... 40
Tabla 9: Reconectadores 13,2 kV región norte.................................................................. 40
Tabla 10: Reconectadores 13,2 kV región centro.............................................................. 41
Tabla 11: Reconectadores 13,2 kV región oriente............................................................. 41
Tabla 12: Reconectadores 13,2 kV región suroccidente ................................................... 42
Tabla 13: Reconectadores 13,2 kV región noroccidente ................................................... 42
Tabla 14: Reconectadores 13,2 kV marca COOPER ........................................................ 43
Tabla 15: Reconectadores 13,2 kV marca SCHNEIDER ELECTRIC ............................... 44
Tabla 16: Demanda de máxima de potencia (MW) CHEC SA ESP-2014 ........................ 58
Tabla 17: Demanda No Atendida por Eventos Programados y No programados 2014 ... 59
Tabla 18: Ejemplo clasificación de usuarios por circuito ................................................. 114
Tabla 19: Tipo de carga por circuito ................................................................................. 124
Tabla 20: Cargabilidad transformadores condiciones normales operación .................... 127
Tabla 21: Interconexiones directas con otras subestaciones caso 1 .............................. 133
Tabla 22: Interconexiones directas con otras subestaciones caso 2 .............................. 136
Tabla 23: Perfiles de tensión caso simulación 2. ............................................................. 138
Tabla 24: Perfiles de tensión caso simulación 2 al 80% Dmax (asumiendo parte de
HER23L16 y parte rural de HER23L12 - abierto HER232R1)........................................ 141
Tabla 25: Porcentaje cargabilidad transformadores caso 1 al 80% Dmax...................... 144
Tabla 26: Interconexiones directas con otras subestaciones caso 3 .............................. 145
Tabla 27: Interconexiones con otras subestaciones caso 4 ............................................ 147
Tabla 28: Perfiles de tensión caso simulación 4 .............................................................. 149
Introducción
Tener documentado con un análisis soportado en simulaciones las contingencias de los
transformadores 33/13,2 kV que posee CHEC siempre ha sido un reto para los
ingenieros de operación de CHEC; si bien es cierto que a diario se efectúan
transferencias de carga bajo órdenes de trabajo programadas o de emergencia, dichas
transferencias se realizan principalmente basados en la experiencia de los operadores de
centro de control y de los ingenieros de operación, tomando como referente trabajos o
contingencias similares presentadas en el pasado.
En este trabajo se busca indicar mediante una guía paso a paso el procedimiento para
organizar la información de un caso de análisis en Digsilent Power Factory, con el
propósito de poder simular el comportamiento del sistema eléctrico de CHEC ante una
contingencia de un transformador 33/13,2 kV de cualquier subestación de CHEC; esto
con el fin de otorgar herramientas que permitan una toma de decisiones adecuadas al
iniciar un proceso de documentación analizando las restricciones de traslados de carga
de una subestación cuando en ésta se encuentre no operativo su transformador 33/13,2
kV. Adicional a la guía paso a paso, se presenta un caso de estudio, correspondiente a la
simulación de la contingencia del transformador 33/13,2 kV de la subestación La
Hermosa propiedad de CHEC.
Con el ánimo de documentar todos los casos de contingencias de todos los
transformadores 33/13,2 kV, en el segundo semestre del año 2015, CHEC inició el
camino para documentar las contingencias de los transformadores 33/13,2 kV con un
practicante universitario asignado al equipo de operación integrada al cual pertenezco
actualmente. La guía paso a paso presentada en este trabajo, fue el insumo inicial para
capacitar al practicante, quien es estudiante de ingeniería eléctrica de la universidad
Nacional sede Manizales. Se pretende llegar a tener documentadas todas las
contingencias de los transformadores 33/13,2 kV y 115/33 kV de CHEC con la
colaboración de estudiantes de ingeniería eléctrica en la modalidad de práctica
universitaria, no obstante el presente trabajo se enfoca únicamente en elaboración de
una guía para documentar las contingencias de los transformadores 33/13,2 kV. Las
contingencias de los transformadores 115/33 kV deben manejarse con otra base de
XIV Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
datos diferente en Digsilent Power Factory por lo que se debe iniciar un trabajo diferente
para analizar estos casos y documentarlos. Adicional a la guía paso a paso, se presenta
un caso de estudio práctico de la subestación La Hermosa, que puede servir de modelo
para la elaboración de futuros informes; no obstante la estructura y forma de los informes
que se elaboren para futuras subestaciones es de libre selección de la persona que
realice el análisis
Como se menciona en el libro Redes de Distribución de Energía del profesor Samuel
Ramírez Castaño “el mundo tiene una fuerte dependencia de la energía eléctrica. No es
imaginable lo que sucedería si esta materia prima esencial para mover el desarrollo de
los países llegase a faltar. Está fuera de cualquier discusión la enorme importancia que el
suministro de electricidad tiene para el hombre hoy, que hace confortable la vida
cotidiana en los hogares, que mueve efectivamente el comercio y que hace posible el
funcionamiento de la industria de la producción. El desarrollo de un país depende de su
grado de industrialización y este a su vez necesita de las fuentes de energía,
especialmente de la energía eléctrica”. [1]
Por lo anterior la documentación de todos estos casos permitirá dar herramientas a los
operadores de centro de control y a los ingenieros de operación para tomar decisiones de
manera adecuada y oportuna sin comprometer la estabilidad del sistema, el estado de
sus elementos y siempre buscando afectar la menor cantidad de usuarios para que su
día día no se vea afectado por la carencia del servicio de energía. Es claro que en
muchos análisis se evidenciará que técnicamente no es posible transferir la carga de
todos los usuarios que se puedan afectar ante la indisponibilidad de un transformador
33/13,2 kV, pero se busca tener un análisis mediante herramientas de simulación para
afectar la menor cantidad de usuarios posible.
Estructura del trabajo
El presente trabajo tiene la siguiente estructura:
En el capítulo 1 se presenta el planteamiento del problema relacionando antecedentes,
objetivo general y objetivos específicos y alcance del presente trabajo. El capítulo 2,
describe las generalidades de CHEC destacando su infraestructura eléctrica,
nomenclatura operativa, discriminación de reconectadores 13,2 kV, cargabilidad de sus
transformadores y comportamiento de la demanda de energía en el año anterior. En el
capítulo 3 se muestra la guía paso a paso para realizar la organización de la información
en Digsilent Power Factory y poder así simular la contingencia de un transformador
33/13,2 kV de una subestación de CHEC validando las posibles interconexiones que
puedan realizarse con el propósito de transferir la carga de los usuarios afectados a otras
subestaciones sin comprometer el estado de los conductores por exceder los límites de
cargabilidad y validando que los niveles de tensión sean adecuados para que los
usuarios perciban un servicio de energía adecuado. En el capítulo 4 se presenta un caso
de análisis práctico de contingencia del transformador 33/13,2 kV de la subestación La
Hermosa de CHEC. Finalmente se presentan las conclusiones y recomendaciones.
XVI Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Capítulo 1 – Planteamiento del problema
1.1. Antecedentes
Actualmente CHEC suministra energía eléctrica a 27 municipios del departamento de
Caldas y 13 municipios de Risaralda, abarcando en total un área geográfica de
aproximadamente 10.412 km2 de los cuales 10.286 km2 son en el área rural, equivalente
al 98.79%. A diciembre 31 de 2014, CHEC cuenta con 460.456 clientes, de los cuales
340.184 son clientes urbanos.
Para suministrarles el servicio de energía eléctrica a todos sus clientes, se tienen 23
circuitos en el nivel de tensión 4 (115 kV) con una longitud estimada de 466 km, 66
circuitos en el nivel 3 (33 kV) con una longitud estimada de 840 km y 208 circuitos en el
nivel de tensión 2 (13.2 kV) con una longitud estimada de 8.670 km [2].
Con el propósito de brindar una mejor calidad del servicio a sus usuarios, entendida
como la confiabilidad del servicio, CHEC inició en el año 2012 la compra de
reconectadores para instalarlos en el nivel de 13.2 kV con el intención entre otras causas
de minimizar la duración y frecuencia de las interrupciones del servicio tanto
programadas como no programadas que afectan sus clientes.
Según la resolución CREG 097 de 2008, las interrupciones no programadas son aquellas
que obedecen a eventos no programados por el Operador de Red y que se presentan en
el sistema por situaciones no prestablecidas por el OR, mientras que las interrupciones
programadas corresponden a expansiones, remodelaciones, ampliaciones, mejoras,
mantenimientos preventivos y/o correctivos siempre y cuando se informen a los usuarios
que se afecten por medios de comunicación masivos con un antelación mínima de 48
horas; para las afectaciones a usuarios industriales, la notificación mediante
comunicación formal no podrá ser inferior a 72 horas [2].
18 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Con corte al mes de octubre de 2015, CHEC cuenta con 86 reconectadores de
interconexión instalados en sus redes de 13.2 kV, así como 66 reconectadores de
cúmulos, cuya misión es la de deslastrar o reducir la carga de un circuito cuando se
presenten contingencias y se busque restablecer por lo menos parte de los usuarios del
circuito afectado, generando únicamente indisponibilidad de los usuarios ubicados aguas
abajo del reconectador de cúmulos, o cuando se requiera interconectar parte del circuito
con otro circuito.
En la
Estos equipos son monitoreados desde el centro de control de CHEC y pueden ser
operados tanto local como remotamente; adicional a estos equipos se tienen
seccionadores que pueden ser operados con o sin carga según el tipo instalado, pero
siempre requieren de desplazamiento de personal para maniobrarse en sitio.
Figura 1 se muestra un extracto del visor de redes de distribución que utiliza CHEC, en el
cual se observa como ejemplo un circuito de 13,2 kV de la subestación Balboa y la
ubicación de un reconectador de interconexión (BOA2VIR4) que permite transferir carga
al circuito VIR23L14 de la subestación Virginia o viceversa; adicionalmente se muestra
un reconectador de cúmulos cuyo objetivo es un momento determinado partir el circuito
BOA23L12 buscando aislar una falla y no afectar la totalidad de usuarios asociados al
circuito. El estado habitual de un reconectador de interconexión es Normalmente Abierto
“NA” y en el visor de redes este estado habitual de estar abierto se representa en color
verde; por el contrario los reconectadores de cúmulos permanecen Normalmente
Cerrados “NC” y en color rojo en el visor de redes.
Estos equipos son monitoreados desde el centro de control de CHEC y pueden ser
operados tanto local como remotamente; adicional a estos equipos se tienen
seccionadores que pueden ser operados con o sin carga según el tipo instalado, pero
siempre requieren de desplazamiento de personal para maniobrarse en sitio.
20 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 1: Representación reconectadores en visor de redes de distribución de CHEC
En la Figura 2 y Figura 3 se muestra el mismo ejemplo mencionado anteriormente, pero
esta vez corresponden a imágenes del sistema SCADA que utiliza actualmente CHEC,
en la cual los operadores del centro de control pueden operar remotamente el
reconectador de interconexión entre el circuito de Balboa y el de Virgina (código
BOA2VIR4) y el reconectador de cúmulos del circuito BOA23L12 circuito Corinto (código
BOA232R1)
Figura 2: Reconectador de interconexión en SCADA
Figura 3: Reconectador de cúmulos en SCADA
22 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
El sistema que suple de energía a todos los usuarios de CHEC, diariamente se ve
expuesto a la aparición de eventos que pueden generar indisponibilidad de sus activos y
afectar así la calidad del servicio prestado a los usuarios y por ende representar pérdidas
económicas conforme a los métodos de compensaciones establecidos por la resolución
CREG 097 de 2008; además la CREG publicó el proyecto de resolución CREG 179 de
2014 emitido el 23 de diciembre de 2014, el cual establece la metodología para la
remuneración de la actividad de distribución de energía eléctrica en el sistema
interconectado nacional y en él se dedica el capítulo 6 a tratar el tema de calidad del
servicio en los STR y SDL y la metodología para su medición. Adicionalmente en el área
de operación se debe gestionar y direccionar la ejecución de órdenes de trabajo
programadas que también pueden afectar la disponibilidad de los activos y por ende el
servicio de energía a los usuarios finales.
Las exigencias regulatorias hacen que las decisiones que se tomen por los operadores e
ingenieros del centro de control cuando se presenten interrupciones a los usuarios bien
sean programadas o no programadas tomen relevancia, puesto que se busca que dichas
decisiones afecten a la menor cantidad de usuarios posible, y que los usuarios a los que
se les continúe prestando el servicio, lo perciban con la calidad adecuada. Actualmente,
los ingenieros de operación realizan entre otras las siguientes actividades:
Solicitar ingresar y coordinar con el centro Nacional de despacho en su sistema
Nacional de Consignaciones (SNC) las órdenes de trabajo de emergencia de los
activos de nivel de tensión 4 de la CHEC.
Realizar los análisis post-operativo y post-falla del sistema de potencia de CHEC
y su impacto en todo el sistema de Transmisión Nacional y Sistema de
Transmisión Regional, utilizando la información contenida en la herramienta
Digsilent que permitirá realizar flujos de carga para la toma de decisiones de
carácter complejo en la operación de todo el sistema.
Ingresar al sistema SCADA y obtener la información en la lectura de relés para
permitir tomar las decisiones en eventos de gran envergadura.
Comunicación con ingenieros de operación de otros operadores de red para
solucionar problemas comunes (eventos de gran impacto).
Orientar en la toma de decisiones sobre maniobras en el sistema a los asistentes
de Operación cuando sea necesario.
Gestionar los recursos ante contingencias con los equipos de trabajo disponibles.
Esta gestión tendrá lugar una vez el asistente de operación haya realizado la
gestión primaria con dichos responsables sin lograr resultados satisfactorios.
Cuando exista desconocimiento para solucionar una contingencia presentada en
el sistema, se deberá efectuar la gestión necesaria para solicitar el apoyo a los
responsables de las áreas correspondientes.
Autorizar y coordinar los recursos humanos que se requieren ante una
contingencia en la operación y atención primaria para el sostenimiento del
sistema.
Mantener comunicación con el líder del área sobre eventos que impacten el
sistema de manera importante para que este a su vez informa a la administración
y demás líderes en caso necesario.
Calcular, registrar y reportar la información al Centro Nacional de Despacho
(CND) de la demanda de potencia de los periodos 19, 20 y 21 y un estimado de la
demanda no atendida registrada en la UCP CHEC. Adicionalmente se calcula y
registra las demandas operativas de CHEC, EEPP, EDEQ, Puerto Salgar,
igualmente transferencias del STN y de otros operadores de red, generación
mayor y generación menor. Esta actividad se debe realizar a diario, es decir el
profesional de turno deberá publicar esta información cuando corresponda a los
días domingos y lunes festivos.
Dada las múltiples ocupaciones de los ingenieros encargados de operar el sistema,
actualmente no se tienen documentadas las posibles contingencias que se puedan
presentar en el sistema de cobertura de CHEC y en muchos casos se desconoce si es
posible o no realizar cambios en la topología de la red mediante interconexiones y se
debe recurrir a la experiencia de los operadores o de maniobras previas realizadas que
no generaron inconvenientes en los circuitos y por ende a los usuarios, dejando atrás los
análisis mediante herramientas computacionales que permitan simular las condiciones
del sistema y verificar así la viabilidad de realizar dichos cambios.
En este trabajo se pretende abordar esta problemática para la toma de decisiones ante
contingencias en el sistema de cobertura de CHEC, el cual consiste en documentar el
procedimiento para analizar la viabilidad de suplencia de carga de los circuitos de 13.2
kV cuando el transformador 33 /13,2 kV de su subestación queda indisponible bien sea
por eventos programados o no programados.
24 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
1.2. Objetivos
Se plantean los siguientes objetivos en el presente trabajo:
1.2.1. Objetivo general
Documentar el procedimiento para analizar la viabilidad de suplencia de carga de los
circuitos nivel 13.2 kV ante indisponibilidad de los transformadores 33/13.2 kV de las
subestaciones de la Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P. buscando brindar a los
usuarios finales continuidad en el servicio de energía y presentar la simulación de tres
casos reales con subestaciones de CHEC.
1.2.2. Objetivos específicos
Documentar el paso a paso a seguir para realizar la simulación en Digsilent Power
Factory de posibles alternativas de suplencia de carga mediante interconexiones,
cuando no se tenga disponibilidad de un transformador 33/13.2 kV de una
subestación de CHEC, para que pueda ser utilizado como guía por otros usuarios en
un momento dado de acuerdo al crecimiento y expansión del sistema de cobertura de
CHEC
Analizar un caso real de indisponibilidad de un transformador 33/13.2 kV, verificando
cargabilidad de conductores de los circuitos 13.2 kV que se tengan bajo
interconexión, así como regulación de tensión y cargabilidad de transformadores.
Facilitar la toma de decisiones de los operadores de centro de control e ingenieros de
operación cuando requieran realizar cambios de topología de la red en caso de
presentarse indisponibilidad de un transformador 33/13.2 kV de una subestación,
buscando minimizar el tiempo de análisis de órdenes de trabajo programada que
involucren la des-energización de una subestación 33/13.2 kV y requiera
interconectar sus circuitos.
1.3. Alcance
El alcance de este trabajo consiste en elaborar una guía paso a paso para realizar el
análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los transformadores 33/13,2 kV de
las subestaciones de CHEC, es decir, documentar la forma en la cual se organiza la
información para realizar la simulación en Digsilent Power Factory de la contingencia de
un transformador 33/13,2 kV de una subestación de CHEC con el propósito de validar las
posibles interconexiones (transferencias de carga) con otras subestaciones aledañas,
buscando minimizar la cantidad de usuarios afectados ante la contingencia de un
transformador 33/132 kV, teniendo en cuenta requerimientos técnicos mínimos como son
cargabilidad de conductores, cargabilidad de transformadores que reciben la carga
transferida y perfiles de tensión dentro de los límites regulatorios.
Adicionalmente se presenta un ejemplo de simulación de un caso práctico,
correspondiente a la contingencia del transformador 33/13,2 kV de la subestación La
Hermosa propiedad de CHEC.
26 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
1. Capítulo 2 – Generalidades CHEC
2.1. Reseña histórica y área de influencia
La Central Hidroeléctrica de Caldas – CHEC S.A. E.S.P. fue creada el 9 de septiembre
de 1950 y registrada con el nombre de "Central Hidroeléctrica de Caldas Limitada".
Posteriormente y ajustándose a disposiciones legales, la institución llevó a cabo una
reforma parcial de estatutos hasta llegar a lo que hoy se conoce como Central
Hidroeléctrica de Caldas S.A. "E.S.P." CHEC.
Es una empresa de servicios públicos mixta con autonomía administrativa, patrimonial y
presupuestal, sometida al régimen general aplicable a las empresas de servicios públicos
y a las normas especiales que rigen a las empresas del sector eléctrico. Como se
muestra en la Figura 4, en su orden los principales accionistas son EPM Inversiones S.A.
con el 55,65%, EPM ESP con el 24,44%, Infi-Caldas con el 12,95%, la Fiduciaria de
Occidente S.A con el 3,57%, Infi-Manizales con el 2,79%, y el resto de accionistas lo
componen otros municipios de los departamentos de Caldas y Risaralda [3].
Figura 4: Principales accionistas de CHEC. [3]
El área de influencia de CHEC son los departamentos de Caldas y Risaralda
exceptuando la capital de este último (Pereira) y está dividida en cinco zonas:
noroccidente, suroccidente, centro, sur y oriente como se muestra en la Figura 5;
aproximadamente cubre 10.412 km2 del territorio nacional prestando el servicio público
de energía eléctrica a 40 municipios, 41 corregimientos y 14 resguardos indígenas.
Figura 5: Área de influencia de CHEC. [3]
Tiene por objeto la prestación de servicios públicos esenciales de energía, incluidos el servicio
público domiciliario de energía eléctrica, mediante los negocios de Generación, Distribución y
Comercialización. La Sociedad tiene por objeto la prestación del servicio público de energía,
incluidos: a) El servicio público domiciliario de energía, mediante el transporte de esa energía
desde las redes regionales de transmisión hasta el domicilio del usuario final, incluida su
conexión y medición. b) Las actividades complementarias de generación, comercialización,
transformación, interconexión y transmisión de energía y otras fuentes de energía dentro y fuera
del territorio nacional c) Desarrollar actividades inherentes a los servicios públicos domiciliarios.
d) La comercialización de toda clase de productos, bienes o servicios en beneficio o interés de
los usuarios de los servicios públicos domiciliarios o de las actividades complementarias que
constituyen el objeto social principal de la sociedad, los que podrán ser comercializados o
vendidos con otorgamiento o no de plazos para su pago. e) Prestar los servicios de calibración e
inspección de medidores, transformadores e instrumentación eléctrica [4].
28 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
2.2. Infraestructura de CHEC
El área de influencia de CHEC se divide en cuatro zonas, denominadas zona 1 – Centro
Manizales, zona 2 – Oriente, zona 3 – Centro Norte y zona 4 – Sur Occidente como se
muestra en la Figura 6.
Figura 6: Área de influencia mantenimiento redes. [5]
2.2.1. Zona 1 Centro – Manizales
La zona o región 1 tiene una extensión de 506,6 km2 y atiende los municipios de
Villamaría y parte de Manizales; se tienen nueve subestaciones en esta zona: alta suiza,
altamar, Chipre, la manuela, Manizales, marmato, peralonso, la enea y villamaría.
2.2.2. Zona 2 Oriente
La zona o región 2 tiene una extensión de 3264,6 km2 y atiende los municipios de la
Dorada, Manzanares, Marquetalia, Marulanda, Norcasia, Pensilvania, Samaná y Victoria;
se tienen 14 subestaciones en esta zona: bello horizonte, Bolivia, dorada norte, el llano,
Florencia, guarinocito, la dorada, manzanares, marquetalia, norcasia, Pensilvania,
Samaná, victoria y purnio, esta última entró en operación en febrero de 2015.
2.2.3. Zona 3 Centro – Norte
La zona o región 3 tiene una extensión de 2531 km2 y atiende los municipios de Aguadas,
Aranzazu, Chinchiná, Filadelfia, la Merced, parte de Manizales, Neira, Pácora, Palestina
y Salamina; se tienen 13 subestaciones en esta zona: aguadas, aranzazu, Chinchiná,
filadelfia, irra, la Felisa, la merced, las coles, pácora, planta esmeralda, planta la ínsula y
Salamina.
2.2.4. Zona 4 Sur – Occidente
La zona o región 4 tiene una extensión de 4110,6 km2 y atiende los municipios de
Anserma, Apia, Balboa, Belalcázar, Belén de Umbría, Dosquebradas, Guática, la Celia, la
Virginia, Marmato, Marsella, Mistrató, Pueblo Rico, Quinchía, Riosucio, Risaralda, San
José, Santa Rosa, Santuario, Supia y Viterbo; se tienen 24 subestaciones en esta zona:
anserma, balboa, balalcázar,belén de umbría, bosques de la acuarela, campestre,
Dosquebradas, el dorado, guarato, la hermosa, la margarita, la rosa, la virginia, Marsella,
la rosa, la virginia, Marsella, mistrató, pueblo rico, quinchia, riosucio, Risaralda, san
Antonio del chamí, santa Cecilia, santuario, supia y Viterbo.
En la Figura 7 se presenta la extensión en km2 que cubren las cuatro zonas definidas.
Figura 7: Extensión en km2 de la zonas mantenimiento CHEC. [5]
Con corte a diciembre 31 de 2014, según reporte de información del área gestión
operativa (GIGA) al proyecto productividad se cuentan con 61 subestaciones de las
cuales 16 son de nivel 115kV y 45 de nivel 33kV; se tienen 18.582 transformadores de
distribución de los cuales 11.620 están ubicados en zonas rurales y 6962 en zonas
urbanas. En el nivel de tensión 13,2kV se tienen 8.670 km de red distribuidos en 208
circuitos, en el nivel 33kV se tienen 840 km de red y 66 circuitos y en el nivel de 115kV se
tienen 466 km de red y 23 circuitos; esta información se resume en la siguientes tablas.
Tabla 1: Información técnica área de influencia de CHEC [5]
INFORMACIÓN ADMINISTRATIVA CANTIDAD
30 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Número de subestaciones de distribución 61 (16 de 115 kV y 45 de
33 kV)
Capacidad instalada de distribución (MVA) 762
Número de TRAFOS de distribución 18,582
Km Líneas N1 12,477
Km Líneas N2 8,670
Km Líneas N3 840
Km Líneas N4 466
Reconectadores de línea 112
Tabla 2: Ámbito de cobertura [6]
Tabla 3: Cantidad de circuitos y km de red según el nivel de tensión.
NIVEL DE TENSIÓN LONGITUD (KM) CANTIDAD CIRCUITOS
13,2 kV 8,670 208
33 kV 840 66
115 kV 466 23
2.3. Nomenclatura operativa
En la operación todos los equipos se encuentran marcados con un código para su
identificación en planos como en SCADA; a continuación se presenta la codificación más
relevante que debe tenerse presente en este trabajo, la cual facilitará el entendimiento
del mismo cuando se presenten casos prácticos. Esta codificación fue extraída del
Sistema de Gestión Integral de CHEC, específicamente del manual de operación de la
subestación Anserma, pero aplica para todas las subestaciones de CHEC [7].
2.3.1. Subestaciones
El código de las subestaciones se forma uniendo el código de la empresa propietaria que
se encuentra en la Tabla 6. Con el código para la unidad operativa que se muestra en
la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. y el código del nivel de tensión
de la Tabla 5 de la subestación. Para formar los diez caracteres de la codificación, se
agregan a los seis que se han obtenido, cuatro ceros que se ubican al final.
Figura 8: Nomenclatura operativa de la subestación La Rosa 115 kV
Para ilustrar como se construye la nomenclatura de una subestación, se construirá el
código de la subestación La Rosa: primero se busca en la Tabla 4 el código de la
subestación La Rosa que es “ROS”, anteponiendo la letra D que corresponde al
identificador de la empresa propietaria esta se encuentra en la Tabla 6. Por ultimo
buscamos el identificar para una tensión de 115 kV que es “40” ver Tabla 5, con esto
hemos formado hasta el momento “DROS40” Para completar los diez caracteres le
agregamos al final cuatro ceros para formar la identificación completa de la subestación
“DROS4000”. Los últimos cuatro ceros carecen de significado. El código formado se
muestra en la Figura 8.
Tabla 4: Códigos de subestaciones del sistema CHEC
CÓDIGO NOMBRE CÓDIGO NOMBRE
AGU AGUADAS MAN MANIZALES
AMA ANSERMA MAR MARSELLA
32 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
AMR ALTAMAR MAZ MANZANARES
ARM ARMENIA MGT LA MARGARITA
AZA ALTA SUIZA MLA MARQUETALIA
AZU ARANZAZU MNA LA MANUELA
BEL BELALCAZAR MTO MARMATO
BEO BELLO HORIZONTE MTT MISTRATO
BOA BALBOA NRA NEIRA
BOL BOLIVIA NSA NORCASIA
BQE BOSQUES DE LA ACUARELA PRA PACORA
BUM BELEN DE UMBRIA PRO PUEBLO RICO
CAM CAMPESTRE PSO PERALONSO
CHA CHINCHINA PSV PENSILVANIA
CHI CHIPRE QHI QUINCHIA
COL LAS COLES RIO RIOSUCIO
DDO EL DORADO ROS LA ROSA
DON DORADA NORTE RSA RISARALDA
DOR LA DORADA SCE SANTA CECILIA
ELA EL LLANO SCH SAN ANTONIO DEL CHAMI
ENE LA ENEA SIO SANTUARIO
ESM PLANTA ESMERALDA SLM SALAMINA
FEL LA FELISA SNA SAMANA
FIL FILADELFIA SUP SUPIA
FLR FLORENCIA VBO VITERBO
GRO GUARATO VCT VICTORIA
GTO GUARINOCITO VIR LA VIRGINIA
HER LA HERMOSA VMA VILLAMARIA
INS PLANTA LA INSULA REG REGIVIT
IRR IRRA PUR PURNIO
LMC LA MERCED
Tabla 5: Códigos para niveles de tensión
CÓDIGO NIVEL DE TENSIÓN [kV]
23 13.2
30 33
40 115
46 230
Tabla 6: Códigos de Identificación por Empresa
CÓDIGO NOMBRE DE LA EMPRESA
D Central Hidroeléctrica de Caldas S.A. E.S.P.
Q Empresa de Energía del Quindío E.S.P.
Z Empresa de Energía de Pereira E.S.P.
2.3.2. Líneas
El código de líneas se forma en los primeros seis caracteres en la misma forma como se
indica en el numeral 2.3.1. Los caracteres 7, 8, 9 son el código de la unidad operativa
(subestación) a donde llega la línea. El último carácter es un dígito que indica el número
del circuito. Para ilustrar cómo se construye la nomenclatura de una línea (circuito de
línea), se construirá el código de la línea La Rosa – La Esmeralda 2 115 kV; primero se
busca en la Tabla 4 el código de la Rosa que es “ROS” y utilizamos el identificador para
una tensión de 115 kV que es “40”, con esto hemos formado “ROS40”. En esta misma
tabla encontramos que la Esmeralda tiene como código asignado “ESM” y el circuito que
estamos codificando es el numero dos; entonces el identificador de esta línea en la
subestación La Rosa será “DROS40ESM2” que se lee como una línea que parte de la
subestación La Rosa y llega a la subestación Esmeralda, la línea está energizada a 115
kV y es el circuito número 2. Este ejemplo se puede apreciar en la Figura 9.
Figura 9: Nomenclatura operativa de la línea La Rosa - La Esmeralda II
2.3.3. Barrajes
El código para las barras se forma en sus primeros seis caracteres en la misma forma
que en el numeral 2.3.1. Los últimos tres caracteres son siempre ceros. Cuando se
tienen subestaciones con doble barra, se le asignará el número uno a la que esté más
cercana a la caseta de la subestación. Cuando se tiene una configuración de barra
principal y de reserva o transferencia, a la barra principal se le asigna el ordinal 1 y a la
de transferencia el ordinal 3.
34 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Para ilustrar como se construye la nomenclatura de un barraje, se construirá el código de
la barra de transferencia de la subestación La Rosa: primero se busca en la ¡Error! No
se encuentra el origen de la referencia. el código de la Rosa que es “ROS” y en la
Tabla 5 buscamos el identificador para una tensión de 115 kV que es “40”, con esto
hemos formado hasta el momento “ROS40”. Para nuestro ejemplo codificaremos la barra
de transferencia que de acuerdo con codificación le corresponde el carácter 3. La
nomenclatura de la barra es entonces “ROS403000”. Obsérvese que los últimos 3 dígitos
son cero. El significado de la nomenclatura completa de este ejemplo se muestra en la
Figura 10.
Figura 10: Nomenclatura operativa de la barra de transferencia 115 KV de la subestación
La Rosa
2.3.4. Interruptores
La nomenclatura de los interruptores de los campos (grupo operativo) se construyen en
sus primeros seis caracteres en la forma como se indica en el numeral 2.3.1. El carácter
séptimo indica la función de la conexión del campo tal como se muestra en la Figura 10.
Los caracteres octavo y noveno indican la ubicación o función del interruptor en el
campo. La Figura 11, Figura 12 y Figura 13 son una buena ayuda para codificar los
interruptores de una subestación de la CHEC. La numeración de los caracteres siete y
ocho se hace de acuerdo a la configuración de la siguiente manera:
a. BARRA SENCILLA: En barra sencilla los interruptores se numeran del
11 al 19 asignando al 11 al que se encuentre más a la izquierda de la
caseta de la subestación o la que esté más al frente de la subestación
si se tiene otra disposición.
b. DOS BARRAS NO SECCIONADAS Y UN INTERRUPTOR DE
ACOPLE: Al interruptor del acoplador de barras se le asignará el
número 20. A los interruptores que a partir del acoplador estén más
alejados de la caseta de la subestación se les asignarán los números
consecutivos siguientes al 20 (21, 22, 23, etc.) y a los que estén más
cercanos a la caseta de la subestación se les asignarán los números
consecutivos en orden descendente anteriores al 20 (19, 18, 17, etc.).
Esta numeración se aplica tanto para la configuración de barra principal 1 y 3 o de
transferencia como a barra principal y de reserva o transferencia.
Figura 11: Nomenclatura operativa del interruptor de transferencia de la subestación La Rosa
2.3.5. Seccionadores
La nomenclatura de los seccionadores de los campos (grupo operativo) en sus primeros
seis caracteres se construye en la forma como se indica en el numeral 2.3.1. Los
caracteres octavo y noveno indican cual es el interruptor asociado al seccionador y son
los mismos caracteres octavo y noveno de la nomenclatura del numeral 2.3.4. La Figura
11, Figura 12 y Figura 13 son una buena ayuda para codificar los seccionadores de
acuerdo con las barras y con la función que cumplan dentro de las subestaciones típicas
de CHEC.
36 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 12: Nomenclatura del seccionador de barras del campo de transferencia en la Rosa
Figura 13: Codificación operativa para campos adyacentes a uno de transferencia
2.3.6. Reconectadores de cúmulos
Cuando un reconectador está instalado en un circuito radial, se define como
reconectador de cúmulos de falla. La codificación de estos reconectadores es la
siguiente: [8]
Los tres primeros dígitos indican la subestación donde se encuentra el despliegue
utilizando la nomenclatura operativa de las subestaciones. (AMA: Anserma).
El cuarto y Quinto caracter indican el nivel de tensión con la nomenclatura
operativa que se utiliza (23: Nivel 13,2 kV).
El sexto caracter es el número del circuito de la subestación según la
nomenclatura operativa (2= 23L12).
El séptimo caracter es una letra que describe el equipo (R: Reconectador).
El Octavo caracter es número que se da para conocer el consecutivo en relación
a la cantidad de reconectadores que hay instalados en el Circuito.
El noveno caracter se utiliza únicamente para codificación en SCADA
o Reconectador: se adiciona el Noveno digito un “0” que es el equivale a
Interruptor
o Seccionador de línea: se adiciona el Noveno digito un “7” (Ej.
AMA232R17).
o Seccionador de fuente o barra: se adiciona el Noveno digito un “1”
(Ej.AMA232R11).
o Seccionador de bypass: se adiciona el Noveno digito un “6” (Ej.
AMA232R16)
En la Figura 14 se muestra la codificación de un reconectador de este tipo.
Figura 14: Nomenclatura operativa para reconectador de cúmulos de falla
38 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
2.3.7. Reconectadores de interconexión
A continuación se presenta la codificación de los reconectadores de interconexión entre
dos circuitos [8]:
Los tres primeros indican la subestación donde se encuentra el despliegue
utilizando la nomenclatura operativa de las subestaciones. (AZA: Alta Suiza), y el
primer código empieza por la subestación de acuerdo al orden alfabético.
El cuarto caracter es el número del circuito de la primera subestación según la
nomenclatura operativa (7= 23L17).
El quinto, sexto y séptimo caracter indican la subestación con que se interconecta,
utilizando la nomenclatura operativa de las subestaciones. (ENE: ENEA).
El Octavo indica es el número del circuito de la segunda subestación según la
nomenclatura operativa (6= 23L16).
El noveno caracter se utiliza únicamente para codificación en SCADA
o Reconectador : se adiciona el Noveno 0 que es el equivale a Interruptor
o Seccionador de línea: se adiciona el Noveno 7 (Ej. AZA7ENE67).
o Seccionador de fuente o barra: se adiciona el Noveno 1 (Ej. AZA7ENE61).
o Seccionador de bypass: se adiciona el Noveno 6 (Ej. AZA7ENE66).
Figura 15: Nomenclatura operativa reconectador de interconexiones
Es importante destacar que Cuando exista otra interconexión entre los mismos circuitos
se intercambian los códigos de las subestaciones.
2.4. Reconectadores 13,2 kV instalados en CHEC
Según información suministrada por control y protecciones, con corte al mes de octubre
se tienen instalados en el sistema de cobertura de CHEC en total 152 reconectadores de
13,2 kV, de los cuales 86 reconectadores son de interconexión y 66 de cúmulos.
A continuación se presenta una descomposición de dichos reconectadores 13,2 kV
instalados en el área de influencia CHEC según el tipo de servicio que prestan, es decir
de interconexión o cúmulos; por regiones y por marca.
2.4.1. Discriminación por tipo de servicio
Según el tipo de servicio, en CHEC se clasifican en reconectadores de interconexión y
reconectadores de cúmulos.
a. Reconectadores de cúmulos
Como se mencionó en el numeral 1.1 Antecedentes la misión de un reconectador de
cúmulos es la de deslastrar o reducir la carga de un circuito cuando se presenten
contingencias y se busque restablecer por lo menos parte de los usuarios del circuito
afectado, generando únicamente indisponibilidad de los usuarios ubicados aguas abajo
del reconectador de cúmulos, o cuando se requiera interconectar parte del circuito con
otro circuito.
En el sistema CHEC se tiene instalados los siguientes reconectadores de este tipo:
Tabla 7: Reconectadores de Cúmulos en CHEC
AGU234R1 BOA234R1 INS302R2 PRO234R1 SNA235R1
AGU235R1 BUM232R1 IRR232R1 PRO235R1 VBO234R1
AGU235R2 CHA234R1 MAN233R1 PSO236R1 VBO235R1
AMA232R1 CHA236R1 MAN234R1 PSV233R1 VCT234R1
AMA235R1 CHI238R1 MAR232R1 QHI232R1 VIR232R1
AMA236R1 DDO234R1 MAR233R1 QHI233R1 VMA236R1
AMR232R1 DON233R1 MAZ233R1 RIO232R1
AMR233R1 ENE235R1 MAZ234R1 RIO234R1
AMR234R1 ENE307R1 MGT234R1 RIO235R1
AZA304R1 FIL233R1 MTO232R1 ROS236R1
AZU235R1 HER232R1 NRA233R1 ROS236R2
BEL232R1 HER236R1 NSA232R1 ROS239R1
BEL235R1 HER236R2 NSA234R1 RSA232R1
BOA232R1 INS233R1 PRA233R1 SLM233R1
BOA233R1 INS234R1 PRA233R2 SNA232R1
b. Reconectadores de interconexión
40 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Como su nombre lo dice permite interconectar dos circuitos entre sí bien sean de una
misma subestación o de subestaciones diferentes con el propósito de trasladar la carga
de un circuito hacia otro para realizar mantenimientos programados o no interrumpir el
servicio de energía a los usuarios cuando se presenten fallas en uno de los circuitos.
En el sistema CHEC se tiene instalados los siguientes reconectadores de este tipo:
Tabla 8: Reconectadores de Interconexión en CHEC
AGU2AGU6 AZA7ENE6 CAM4ROS9 DON3NSA2 MGT4VBO4 SLM2SLM5
AGU3AGU4 AZA8ENE5 CHA3MNA3 DON4VCT4 MGT5RSA2 SNA5VCT3
AMA3AMA4 AZU2AZU3 CHA4VMA6 ENE5ENE6 RSA2MGT5 SUP2SUP3
AMA5RSA2 AZU3FIL3 CHA5MAN4 FIL2FIL3 MLA3VCT3 VCT2VCT3
AMA6QHI3 BEL5VBO4 CHA5MNA2 FIL3LMC3 MTO1PSO3 VCT3VCT4
AMR3CHI8 BOA2SIO5 CHA5MNA3 FIL3NRA3 MTO5PSO5 VIR2VIR3
AMR3IRR2 BOA2VIR4 CHA6HER6 FLR5NSA4 MTO7PSO5
AMR3MNA2 BOL2PSV5 CHA7CHA8 HER4ROS4 MTO9VMA3
AMR4INS2 BOL3MAZ3 CHI5CHI7 HER6INS3 MTO9VMA4
AMR4MGT2 BQE2HER4 CHI5CHI8 INS3MAR3 NRA3NRA4
AZA2MTO0 BQE3ROS3 CHI7MAN3 LMC2LMC4 PRO5SCE2
AZA3AZA6 BUM2BUM4 CHI7MTO8 MAN4MNA2 RIO2RIO3
AZA4MTO1 BUM2VBO4 COL2COL3 MAN6MTO2 RIO2RIO4
AZA4PSO7 BUM3MTT2 DDO2DDO3 MAN6MTO8 RIO4SUP5
AZA4PSO8 CAM2ROS2 DDO4SUP4 MAZ2MAZ4 RIO5SUP3
AZA7ENE3 CAM3ROS6 DON2DOR4 MAZ3MLA5 SIO2SIO5
2.4.2. Discriminación reconectadores 13,2 kV por regiones
De acuerdo al área de cobertura donde se encuentren instalados los reconectadores de
interconexión o cúmulos de CHEC se tiene:
a. Región norte
Tabla 9: Reconectadores 13,2 kV región norte
AGUADAS ARANZAZU BOSQUES DE LA ACUARELA
CAMPESTRE COLES FILADELFIA
AGU234R1 AZU235R1 BQE2HER4 CAM2ROS2 COL2COL3 FIL233R1
AGU235R1 AZU2AZU3 BQE3ROS3 CAM3ROS6
FIL2FIL3
AGU235R2 AZU3FIL3 CAM4ROS9 FIL3LMC3
AGU2AGU6
HERMOSA LA MERCED MARSELLA PACORA LA ROSA SALAMINA
HER232R1 LMC2LMC4 MAR232R1 PRA233R1 ROS236R1 SLM233R1
HER236R1 MAR233R1 PRA233R2 ROS236R2 SLM2SLM5
HER236R2 ROS239R1
HER4ROS4
HER6INS3
b. Región centro
Tabla 10: Reconectadores 13,2 kV región centro
ALTA MAR ALTA SUIZA CHIPRE ENEA IRRA MANIZALES
AMR232R1 AZA2MTO0 CHI238R1 ENE235R1 IRR232R1 MAN233R1
AMR233R1 AZA304R1 CHI5CHI7 ENE307R1 MAN234R1
AMR234R1 AZA3AZA6 CHI5CHI8 ENE5ENE6
MAN4MNA2
AMR3CHI8 AZA4MTO1 CHI7MAN3
MAN6MTO2
AMR3IRR2 AZA4PSO7 CHI7MTO8
MAN6MTO8
AMR3MNA2 AZA4PSO8
AMR4INS2 AZA7ENE3 AMR4MGT2 AZA7ENE6
AZA8ENE5
MARGARITA MARMATO NEIRA PERALONSO VILLA MARIA
MGT234R1 MTO1PSO3 NRA233R1 PSO236R1 VMA236R1
MGT4VBO4 MTO232R1 NRA3NRA4
MGT5RSA2 MTO5PSO5 MGT5RSA2_1 MTO7PSO5
MTO9VMA3
MTO9VMA4
c. Región oriente
Tabla 11: Reconectadores 13,2 kV región oriente
BOLIVIA DORADA NORTE FLORENCIA MANZANARES MARQUETALIA
BOL2PSV5 DON233R1 FLR5NSA4 MAZ233R1 MLA3VCT3
BOL3MAZ3 DON2DOR4 MAZ234R1
DON3NSA2 MAZ2MAZ4
DON4VCT4 MAZ3MLA5
NORCASIA PENSILVANIA SAMANA VICTORIA
42 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
NSA232R1 PSV233R1 SNA232R1 VCT234R1
NSA234R1 SNA235R1 VCT2VCT3
SNA5VCT3 VCT3VCT4
d. Región suroccidente
Tabla 12: Reconectadores 13,2 kV región suroccidente
BELALCAZAR BALBOA CHINCHINA INSULA
BEL232R1 BOA232R1 CHA234R1 INS233R1
BEL235R1 BOA233R1 CHA236R1 INS234R1
BEL5VBO4 BOA234R1 CHA3MNA3 INS302R2
BOA2SIO5 CHA4VMA6 INS3MAR3
BOA2VIR4 CHA5MAN4
CHA5MNA2
CHA5MNA3
CHA6HER6
CHA7CHA8
PUEBLO RICO SANTUARIO VITERBO VIRGINIA
PRO234R1 SIO2SIO5 VBO234R1 VIR232R1
PRO235R1 VBO235R1 VIR2VIR3
PRO5SCE2
e. Región noroccidente
Tabla 13: Reconectadores 13,2 kV región noroccidente
ANSERMA BELEN DE UMBRIA EL DORADO
AMA232R1 BUM232R1 DDO234R1
AMA235R1 BUM2BUM4 DDO2DDO3
AMA236R1 BUM2VBO4 DDO4SUP4
AMA3AMA4 BUM3MTT2
AMA5RSA2 AMA6QHI3
QUINCHIA RIOSUCIO RISARALDA SUPIA
QHI232R1 RIO232R1 RSA232R1 SUP2SUP3
QHI233R1 RIO234R1
RIO235R1 RIO2RIO3 RIO2RIO4 RIO4SUP5 RIO5SUP3
2.4.3. Discriminación por marca
Actualmente se tiene dos marcas de reconectadores 13,2 kV instalados en CHEC; se
tienen 71 reconectadores marca COOPER y 81 marca SCHNEIDER ELECTRIC
discriminados así:
a. Marca COOPER
Tabla 14: Reconectadores 13,2 kV marca COOPER
AGU234R1 AZA7ENE3 CAM4ROS9 HER6INS3 MTO9VMA3
AGU235R1 AZA7ENE6 CHA3MNA3 INS302R2 MTO9VMA4
AMA232R1 AZA8ENE5 CHA5MAN4 INS3MAR3 PRA233R1
AMA5RSA2 AZU3FIL3 CHA6HER6 IRR232R1 PRO234R1
AMA6QHI3 BEL5VBO4 CHI7MAN3 MAN4MNA2 PRO5SCE2
AMR232R1 BOA2SIO5 CHI7MTO8 MAN6MTO2 PSO236R1
AMR234R1 BOA2VIR4 DDO4SUP4 MAN6MTO8 RIO4SUP5
AMR3CHI8 BOL2PSV5 DON2DOR4 MAR232R1 RIO5SUP3
AMR4INS2 BOL3MAZ3 DON3NSA2 MAZ3MLA5 SNA5VCT3
AMR4MGT2 BQE2HER4 ENE307R1 MGT4VBO4 VBO234R1
AZA2MTO0 BQE3ROS3 FIL3LMC3 MGT5RSA2 VIR232R1
AZA304R1 BUM2VBO4 FIL3NRA3 MLA3VCT3
AZA3AZA6 BUM3MTT2 FLR5NSA4 MTO1PSO3
AZA4PSO7 CAM2ROS2 HER232R1 MTO5PSO5
AZA4PSO8 CAM3ROS6 HER4ROS4 MTO7PSO5
b. Marca SCHNEIDER ELECTRIC
44 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Tabla 15: Reconectadores 13,2 kV marca SCHNEIDER ELECTRIC
AGU235R2 BOA234R1 DON4VCT4 MGT234R1 RIO2RIO4
AGU2AGU6 BUM232R1 ENE235R1 MGT5RSA2_1 ROS236R1
AGU3AGU4 BUM2BUM4 ENE5ENE6 MTO232R1 ROS236R2
AMA235R1 CHA234R1 FIL233R1 NRA233R1 ROS239R1
AMA236R1 CHA236R1 FIL2FIL3 NRA3NRA4 RSA232R1
AMA3AMA4 CHA4VMA6 HER236R1 NSA232R1 SIO2SIO5
AMR233R1 CHA5MNA2 HER236R2 NSA234R1 SLM233R1
AMR3IRR2 CHA5MNA3 INS233R1 PRA233R2 SLM2SLM5
AMR3MNA2 CHA7CHA8 INS234R1 PRO235R1 SNA232R1
AZA4MTO1 CHI238R1 LMC2LMC4 PSV233R1 SNA235R1
AZU235R1 CHI5CHI7 MAN233R1 QHI232R1 SUP2SUP3
AZU2AZU3 CHI5CHI8 MAN234R1 QHI233R1 VBO235R1
BEL232R1 COL2COL3 MAR233R1 RIO232R1 VCT234R1
BEL235R1 DDO234R1 MAZ233R1 RIO234R1 VCT2VCT3
BOA232R1 DDO2DDO3 MAZ234R1 RIO235R1 VCT3VCT4
BOA233R1 DON233R1 MAZ2MAZ4 RIO2RIO3 VIR2VIR3
VMA236R1
2.5. Cargabilidad de los componentes del Sistema
En las siguientes figuras se presenta el diagnóstico de cargabilidad bajo condiciones de
operación normal de todos los transformadores de potencia 230/115 kV, 115/33 kV y
33/13.2 kV instalados en las subestaciones del sistema eléctrico de CHEC del año 2014.
2.5.1. Transformadores 230/115 kV
Los equipos de transformación 230/115 kV instalados en las subestaciones de conexión
al Sistema de Transmisión Nacional, tienen una capacidad instalada de 480 MVA y una
cargabilidad promedio de 69.89% para el año 2014 [9].
Figura 16: Porcentaje cargabilidad transformadores 230/115 kV.
2.5.2. Transformadores 115/33 kV
Los 18 equipos de transformación 115/33 kV instalados en el sistema eléctrico operado
por CHEC poseen una capacidad instalada de 760 MVA y una cargabilidad promedio de
62.33 % para el año 2014 [9].
46 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 17: Porcentaje cargabilidad transformadores 115/33 kV en 2014
Se presenta a continuación el porcentaje de cargabilidad que pueden llegar a percibir los
transformadores en el nivel 33 kV considerando las máximas corrientes percibidas en el
año 2014 en días laborales.
Figura 18: Cargabilidad transformadores 115/33 kV considerando Imax dlab 2014.
2.5.3. Transformadores 33/13,2 kV
Se encuentran instalados 60 equipos de transformación 33/13,2 kV en el sistema
eléctrico operado por CHEC, de los cuales 1 es propiedad particular (Miel I, 4 MVA).
Igualmente se descartan los equipos asociados a la subestación Apía, los cuales están
desinstalados debido a problemas de estabilidad del terreno. Exceptuando este caso, la
capacidad instalada de trasformación 33/13,2 kV asciende a 472,965 MVA para 2014.
48 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 19: Porcentaje cargabilidad transformadores 33/13.2 kV.
50 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
En abril de 2015 el transformador de subestación IRRA de 3,75 MVA fue intercambiado
con el transformador de 3 MVA de la subestación el Dorado con el propósito de mitigar
los problemas de sobrecarga que se venía presentando el transformador de 3 MVA de
subestación el Dorado. El cambio de capacidad a largo plazo no mitiga los problemas de
sobrecarga, pero es una acción que se toma dado que el espacio de la subestación el
dorado no permite instalar por el momento transformadores de mayor capacidad.
Se presenta a continuación el porcentaje de cargabilidad que pueden llegar a percibir los
transformadores 33/13,2 kV de CHEC considerando las máximas corrientes percibidas
en el año 2014 en días laborales. Como se observa los transformadores de las
subestaciones Dorado, Altamar y San Antonio del Chamí sobrepasan el 100% de carga
para las condiciones mencionadas.
Figura 20: Cargabilidad trafos 33/13,2 kV considerando Imax dlab 2014
52 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
2.6. Indicadores de calidad del servicio
a. Índice de Referencia Agrupado de la Discontinuidad (IRAD): Índice de
Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada
(ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el
período usado como referencia (años 2006-2007).
b. Índice Trimestral Agrupado de la Discontinuidad (ITAD): Índice de
Discontinuidad que relaciona la cantidad promedio de Energía No Suministrada
(ENS) por cada unidad de Energía Suministrada (ES) por un OR durante el
trimestre de evaluación.
En la Figura 21 se muestra la relación del ITAD Vs el IRAD para el nivel de tensión 1 de
los años 2014 y 2015 y en la Figura 22 se muestran los mismos indicadores para los
niveles 2 y 3 agrupado según los requerimientos de la resolución CREG 097 -2008.
Nota: los indicadores IRAD - ITAD fueron multiplicados por 1000 para cambiar escala de valores
del gráfico.
Figura 21: ITAD Vs IRAD nivel 1 2014-2015.
Se ha venido presentando desmejoramiento en la Calidad del servicio para los clientes
del nivel de tensión 1, al mirar el comportamiento del Indicador ITAD del año 2014 al
2015 respecto al Indicador de Referencia IRAD de cada Trimestre [9].
Figura 22: ITAD Vs IRAD nivel 2-3 años 2014-2015.
En todos los trimestres, excepto el trimestre 3 del año 2014, el indicador estuvo por
encima del valor de referencia para los clientes del nivel de tensión 2-3, lo que implica
que se deben generar estrategias que permitan cumplir con el indicador y no sobrepasar
los valores meta [9].
La calidad del servicio del año 2014 medida con los indicadores internacionales SAIDI1 y
SAIFI2 durante el año 2014 se presenta en las siguientes figuras [3].
1 SAIDI: indica el tiempo total promedio de interrupción por cliente. Es un indicador de tiempo que
mide la afectación a nivel de usuarios [3] 2 SAIFI: frecuencia media de interrupciones por cliente, por año. Es un indicador de frecuencia que
mide la afectación a nivel de usuario [3]
54 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 23: Indicador SAIDI año 2014.
Figura 24: Indicador SAIFI año 2014.
El comportamiento de estos dos indicadores en los últimos 3 años muestra una tendencia
decreciente como resultado de las acciones de mejora que realiza la empresa sobre sus
circuitos entre las que se destaca la realización de poda y descumbre de vegetación,
reposición de elementos en mal estado, cambio de estructuras, realce y retemple de la
red, entre otras acciones.
Figura 25: Tendencia SAIDI y SAIFI 2012-2014. [3]
2.7. Demanda de energía
El Sistema Interconectado Nacional está dividido para propósitos de funcionamiento en
áreas operativas. Cada uno de estos es responsable de la operación y maniobras
necesarias para suministrar la energía eléctrica a los usuarios de la región que sirven. A
su vez para propósitos de pronosticar la demanda de energía eléctrica usada en el
despacho de plantas de generación.
Los departamentos de Caldas, Quindío y Risaralda en el Sistema Interconectado
Nacional forman parte del área operativa suroccidental y específicamente de la subárea
CQR; esta a su vez está conformada por las Unidades de Control de Pronóstico (UCP)
CHEC, Quindío y Pereira. En la siguiente figura se muestra la demanda anual en GWh, la
potencia máxima registrada en el año 2014 y el porcentaje de crecimiento de demanda
de energía del año 2014 con respecto al año 2013 [6].
56 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 26: Demanda total de energía año 2014 para el área operativa CQR
En la Figura 27 se observa que la UCP CHEC tiene el mayor porcentaje de participación
en al área operativa CQR, representado por el 55.5% de la demanda de energía del área
en el año 2014
Figura 27: Porcentaje de participación de los ORs en el área operativa CQR [6]
2.7.1. Demanda de energía operador de red CHEC
El operador de red CHEC SA ESP alimenta la demanda del departamento de Caldas y
de los municipios de Risaralda exceptuando la ciudad de Pereira. En Caldas alimenta 27
municipios y 15 corregimientos y en Risaralda atiende 13 municipios y 4 corregimientos.
La participación de CHEC S.A E.S.P. en el año 2014 en el Sistema Interconectado
Nacional fue de 2,24% aproximadamente. A continuación se muestra en la Figura 28 la
demanda de electricidad acumulada de los años 2004 hasta el 2014 con su respectiva
tasa de crecimiento anual [6].
Figura 28: Demanda anual CHEC años 2004 -2014
Se observa en los dos últimos años (2013 -2014) un crecimiento considerable de la
demanda, después de la reducción que se venía presentando años tras año desde el
2009 por la recesión económica a nivel mundial y nacional, la entrada en servicio del
proyecto de cogeneración de Papeles Nacionales en el año 2009 y la implementación del
programa de reducción de pérdidas que adelanta la empresa desde esa época.
La demanda máxima de potencia en el año 2014 para el operador de red CHEC se
registró el 30 de diciembre en el periodo 20 con 249 MW, lo cual representa un
incremento de 5.6 MW con respecto al año 2013, equivalente a un crecimiento de
2.30%. En la Tabla 16 se muestra la evolución de la demanda máxima de potencia para el
año 2014 del operador de red CHEC y en la Figura 29 se muestra la evolución de la
demanda máxima de potencia desde el año 2006 [6].
58 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Tabla 16: Demanda de máxima de potencia (MW) CHEC SA ESP-2014
Mes
Demanda
Máxima Pot (MW)
Crecimiento
(%)
Día Max Potencia
Periodo
Enero 235 0.10 Martes 28 P20
Febrero 236.15 1.07 Miércoles 26 P20
Marzo 236.5 1.72 Jueves 6 P20
Abril 239.87 3.39 Miércoles 2 P20
Mayo 237.34 2.74 Lunes 19 P20
Junio 237.52 0.13 Viernes 6 P20
Julio 239.04 1.76 Jueves 24 P20
Agosto 237.73 2.04 Jueves 21 P20
Septiembre 237 0.46 Martes 9 P20
Octubre 239 1.59 Martes 7 P20
Noviembre 249 3.54 Miércoles 26 P19
Diciembre 249 2.30 Miércoles 30 P20
Figura 29: Evolución Demanda máxima de potencia de CHEC
2.7.2. Demanda no atendida
Se entiende por demanda desatendida toda aquella que por cualquier motivo
programado o no programado (mantenimientos planeados o de emergencia, eventos no
programados, EDAC, limitaciones de suministro, racionamientos, causas de fuerza
mayor), no se le puede suministrar al usuario aunque él, este demandándola de manera
normal, (Acuerdo 349 CNO enero 30 de 2006). Esta demanda desatendida involucra un
cierto grado de incertidumbre debido a que dicha energía no puede ser medida.
Esta demanda se calcula en base a la siguiente fórmula:
Para calcular los MW que está demandando el usuario al momento de presentarse una
indisponibilidad en la prestación del servicio de energía eléctrica, se obtiene una
tendencia mensual del consumo promedio de la curva de carga del circuito alimentador, a
este se multiplica por el tiempo de duración de la indisponibilidad.
El Sistema Interconectado Nacional en el año 2014 tuvo una demanda no atendida de
44,5 GWh/Año correspondiente al 0.07% del total de demanda del SIN [10]. Del total de
la demanda desatendida del SIN, el OR CHEC aporta el 3.17%. Por tanto la demanda no
atendida de energía correspondiente al año 2014 para el OR CHEC SA ESP fue de
1443.34 MWh, lo cual equivale al 0.10% de la demanda total de energía del OR CHEC
S.A ESP [6].
A continuación se presenta la demanda no atendida - DNA en MWh por Eventos
Programados y No programados del OR CHEC S.A. E.S.P. 2014
Tabla 17: Demanda No Atendida por Eventos Programados y No programados 2014
MES
DNA Prog
MW-h
DNA No Prog
MW-h
TOTAL
ENERO 27.44 30.40 57.84
FEBRERO 47.09 33.60 80.68
MARZO 13.89 64.36 78.25
ABRIL 135.42 49.44 184.86
MAYO 15.93 112.66 128.59
JUNIO 21.49 71.64 93.14
JULIO 41.23 37.60 78.82
AGOSTO 80.62 62.09 142.71
SEPTIEMBRE 92.15 141.35 233.51
OCTUBRE 30.48 71.85 102.33
NOVIEMBRE 31.47 43.59 75.05
DICIEMBRE 134.97 52.58 187.55
TOTAL
672.17
771.16
1443.34
60 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 30: Demanda No Atendida OR CHEC 2014
El costo total en el año 2014 por DNA tanto por eventos programados como no
programados fue de aproximadamente 250 millones, de los cuales $ 62.958.279
corresponden a costos de DNA de circuitos de 115 kV, $50.361.056 de circuitos de 33 kV
y $136.764.736 de circuitos de 13.2 kV, así el 54.69% del costo de DNA corresponde a
eventos en circuitos de 13,2 kV de los cuales el 74.81% corresponde a los costos de
DNA por eventos no programados ($102.308.160).
Figura 31: Porcentaje costo DNA por nivel de tensión en 2014
Figura 32: Costos Demanda No Atendida en 2014 por nivel de tensión
En ese orden de ideas se observa que un foco a tacar son la duración de las
indisponibilidades de los usuarios del nivel 13.2 kV que representan actualmente el
mayor costo de DNA por eventos no programados. Esta duración de indisponibilidades
se puede disminuir si los operadores e ingenieros de centro de control conocen las
posibilidades de interconexión y su viabilidad técnica para efectuarse, permitiendo así
tomar decisiones rápidas e impactando en la medida de lo posible menor tiempo a los
usuarios.
62 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
2. Capítulo 3 – Guía paso a paso análisis contingencia
El primer paso consiste en definir la subestación a la cual se le evaluará una contingencia
del transformador 33/13.2 kV, entendiendo contingencia en este trabajo por
indisponibilidad del transformador por trabajos programados o de emergencia. Se deben
identificar las posibles interconexiones entre circuitos propios de dicha subestación y
posibles interconexiones con circuitos de otras subestaciones para lo cual se sugiere
tomar como referencia los diagramas unifilares de las subestaciones de CHEC, el visor
de redes de distribución de CHEC y el sistema SCADA; se debe tener en cuenta que el
sistema eléctrico de CHEC continuamente es objeto de cambios, por lo que se deben
verificar las actualizaciones que se hayan dado después de realizado este trabajo; el
medio más adecuado para realizar dicha validación es contactar al personal del proceso
de Gestión de Información Gráfica y Alfa numérica GIGA, quienes son los responsables
de mantener actualizado el sistema eléctrico de CHEC.
Adicionalmente se deben identificar los tipos y cantidad de usuarios que se alimentan
desde la subestación bajo análisis, esto con el fin de identificar cargas importantes a las
cuales se les deba dar prioridad en el suministro de energía como por ejemplo hospitales,
oficinas públicas, centros carcelarios, entre otros; finalmente se requiere realizar
consultas del comportamiento de consumo de cada uno de los circuitos que se involucren
en el análisis, buscando generar las curvas típicas de carga para días laborales, sábados
y domingos, en los cuales los consumos varían y a la hora de realizar los análisis de
traslados de carga de una subestación a otra puede generar restricciones para realizar
las interconexiones en algún tipo de día o en periodos del día específicos; esta validación
de curvas típicas permiten comprobar los valores que se obtengan en las simulaciones
realizadas en Digsilent, permitiendo así tener un mayor grado de certeza del modelo
respecto a la realidad.
3.1. Importar datos de base de datos REDES al aplicativo
BD_DIGSILENT
Para importar los circuitos en formato DGS desde la base de datos REDES al Digsilent
Power Factory, se utiliza un aplicativo desarrollado por el ingeniero Luis Alirio Bolaños
Navarrete, profesional del equipo de trabajo Operación Integrada de la CHEC; el
aplicativo fue desarrollado en Microsoft Access denominado BD_DIGSILENT (cada vez
que se ejecuta el aplicativo se complementa el nombre con el día, mes y año de análisis:
BD_DIGSILENT_ddmmaaaa) para importar finalmente los circuitos o subestaciones a
Digsilent Power Factory.
3.1.1. Importar datos de circuitos independientes
Se presentan a continuación los pasos para importar en el aplicativo
BD_DIGSILENT_ddmmaaaa los circuitos involucrados en un caso de análisis de
suplencia ante indisponibilidad de un transformador 33/13.2 kV de una subestación.
Se abre la base de datos de Access BD_DIGSILENT, ubicar el menú
principal y pulsar doble click:
64 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Se despliega el siguiente menú:
Se selecciona el nivel de tensión de la información que se requiere
importar de la base de dato de Redes y la opción “circuito” dado que en
este caso se cargaran diferentes circuitos de manera independiente.
Digitar los códigos de los circuitos de todas las subestaciones que se
necesitan analizar.
66 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Pulsar click en el número 1 del menú principal: Cargar topología de red y
registrarse con el usuario y clave asignada para la base de datos REDES.
Pulsar “ok” y esperar hasta que obtenga el mensaje “Proceso Terminado”
y pulsar aceptar.
Continuar con el numeral 1.1 y esperar hasta que salga el mensaje
“Proceso Terminado” y pulsar aceptar.
Continuar con el numeral 2 y esperar hasta que salga el mensaje “Proceso
Terminado” y pulsar aceptar.
Continuar con el numeral 3 y esperar hasta que salga el mensaje “Proceso
Terminado” y pulsar aceptar.
Continuar con el numeral 4 y esperar hasta que salga el mensaje “Proceso
Terminado” y pulsar aceptar.
Continuar con el numeral 5 y esperar hasta que salga el mensaje “Proceso
Terminado” y pulsar aceptar.
Seleccionar el Escenario de simulación y el periodo de análisis.
De acuerdo a las necesidades del estudio se escoge el escenario y el
periodo de análisis. Para los casos de análisis de interconexiones se
sugiere el escenario de demanda máxima (Dmax) registrada en el periodo
20.
Cmax, hace referencia a casos de corriente máxima.
68 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Continuar con el numeral 6 y esperar hasta que salga el mensaje “Proceso
Terminado” y pulsar aceptar.
Continuar con el numeral 7 y esperar hasta que salga el mensaje “Proceso
Terminado” y pulsar aceptar.
Una vez finalizado el procedimiento ha quedado actualizado el archivo BD_DIGSILENT.
Ubicar la ruta de almacenamiento del archivo, realizar una copia asignándole la fecha de
análisis.
3.1.2. Importar datos de una subestación completa
Los pasos para importar una subestación en el aplicativo BD_DIGSILENT_ddmmaaaa se
ejecutan de manera similar al caso anterior, pero se selecciona la opción subestación en
lugar de la opción circuitos y se digita el código de la subestación requerida.
3.2. Importar datos de BD_DIGSILENT a Disilent Power Factory
CHEC cuenta con licencias de Digsilent Power Factory; en el presente trabajo se utiliza la
versión 15.2.3 la cual presenta la siguiente interface:
Figura 33: Interface inicial Digsilent Power Factory
Una vez se disponga de la información objeto de análisis en el aplicativo
BD_DIGSILENT_ddmmaaaa (explicado en el numeral 3.1)
3.3. Importar datos de base de datos REDES al aplicativo
BD_DIGSILENT
Para importar los circuitos en formato DGS desde la base de datos REDES al Digsilent
Power Factory, se utiliza un aplicativo desarrollado por el ingeniero Luis Alirio Bolaños
Navarrete, profesional del equipo de trabajo Operación Integrada de la CHEC; el
aplicativo fue desarrollado en Microsoft Access denominado BD_DIGSILENT (cada vez
que se ejecuta el aplicativo se complementa el nombre con el día, mes y año de análisis:
BD_DIGSILENT_ddmmaaaa) para importar finalmente los circuitos o subestaciones a
Digsilent Power Factory.
3.3.1. Importar datos de circuitos independientes
Se procede a importar la información a Digsilent de la siguiente manera:
Seleccionar en el menú File –Import – DGS Format.
70 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Una vez seleccionada la opción “DGS import” se despliega la siguiente pantalla:
En el campo “Name”, incluir el nombre que se le asignará al proyecto objeto de
análisis; en el campo “Source” debe estar seleccionada la opción “DGS File”.
Se debe conocer la ruta de almacenamiento del aplicativo
BD_DIGSILENT_ddmmaaaa y pulsar en el siguiente botón para importar los
datos cargados previamente de la base de datos REDES.
Una vez se ubique la ruta del aplicativo, escoger el tipo de archivo con formato
“Microsoft Access File (*.mbd)”, seleccionar la base de datos de Microsoft Access
y pulsar la opción abrir.
72 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Verificar que la ruta seleccionada quede en el campo “Name” y pulsar la opción
“Execute”
En el ejemplo, se importaron circuitos asociados a las subestaciones La Hermosa
HER, La Rosa ROS, Bosques de la Acuarela BQE, Chinchiná CHA e Ínsula INS.
Realizado zoom sobre los circuitos importados se puede a observar con mayor
detalle la topología de la red.
74 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Ejecutar un flujo de carga antes de realizar cualquier cambio al proyecto
importado para verificar que no presente errores, para esto pulse “Calculate
Load Flow”
Seleccionar las siguientes opciones y pulsar “Execute”.
Ampliar la ventana destinada para mostrar la información cuando se realiza una
simulación, verificar los mensajes que se obtienen al simular un flujo de carga
desbalanceado.
Tener especial cuidado con los mensajes en color rojo. Dado que se está
importando información de la base de datos de REDES, son normales los
siguientes mensajes en color rojo puesto que Digsilent no reconoce alguna
información de dicha base de datos, lo cual no genera inconvenientes para la
simulación; en ese orden de ideas los mensajes permitidos son:
Adicionalmente, es normal el siguiente mensaje, dado que aún no se han
generado las fuentes de alimentación de los circuitos importados
independientemente al Digsilent.
76 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Hasta el momento el proyecto se encuentra en modo de lectura “Read Only”, por
lo que debe cambiarse de estado, asignándolo inicialmente a la “Grid” de los
circuitos de la subestación que se vayan a organizar en primer lugar.
Pulsar doble click sobre “Read Only”, se despliega la siguiente ventana.
Para el ejemplo, se está trabajando en “Database” denominado “nmendezm”, el
cual se despliega para seleccionar la “Grid” que se va a modificar. El proyecto
resaltado en negrita, corresponde al actual proyecto activo.
Desplegar los siguiente niveles para encontrar la “Grid” y seleccionar la primera
“Grid” a la cual se le van a configurar los circuitos. Para el ejemplo se selecciona
la subestación HER.
Después de pulsar “OK”, el campo denominado “Read Only” ahora se denomina
HER, lo cual indica que a partir de este momento cualquier cambio que se realice
al proyecto será guardado en la “Grid” de la subestación HER.
78 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
3.4. Organizar circuitos y crear subestaciones
Ahora, estando seleccionada la “Grid” HER, se crea la subestación Hermosa. En primer
lugar ubicar la salida de los circuitos de 13.2 kV importados; para el ejemplo los circuitos
importados de la subestación Hermosa son:
o HER23L12 – Araucarias
o HER23L13 –Termales
o HER23L14 – Boquerón
o HER23L15 – Hospital
o HER23L16 - Colmenas
Para buscar los interruptores generales de los circuitos de la subestación La Hermosa
pulsar los siguientes botones:
80 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Pulsar click derecho sobre el filtro y pulsar sobre la opc ión “Mark in Graphic”
El circuito buscado se marca en color rojo:
Dado que los demás circuitos de la Hermosa parten de la misma subestación, es
fácil identificar los otros circuitos aledaños (HER23L13, HER23l14, HER23L15 y
HER23L16).
Una vez se identifica la zona de la cual parten los circuitos, se puede dar doble
click en el primer nodo de cada circuito para identificarlo correctamente:
82 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Y así sucesivamente hasta identificar los circuitos de interés.
En algunos casos quedan sobre puestos los circuitos, por lo que se deben identificar
mediante la herramienta de búsqueda explicada anteriormente. En este caso el circuito
HER23L13 se resalta en rojo, por tanto se debe ubicar el primer nodo y con click
sostenido reubicar los circuitos para que sea clara la conexión una vez se inserte una
subestación.
Organizando los circuitos, se tiene:
Se procede a insertar una subestación.
84 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Se crea un acople (tramo de línea) para unir los circuitos al barraje de la
subestación:
Al dar click sobre la subestación (conectando el acople) se puede elegir el nodo al cual
conectar el circuito:
Nuevamente se pulsa doble click sobre la subestación y se observa el circuito conectado
a la barra.
86 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Una vez se una el primer circuito a la barra de la subestación configurar los
parámetros del acople:
Dado que el acople es un tramo ficticio, se ingresa una longitud en Km muy pequeña
para no alterar las simulaciones.
Seleccionar en la opción “Type”
Y configurar de la siguiente manera en la pestaña “Basic Data” y pulsar “OK”:
88 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Conectar los demás circuitos y asignarle los mismos parámetros del acople
creado. No se digitan nuevamente los paramentos del acople; se conecta el
segundo circuito con la subestación y al seleccionar el tramo realizar lo siguiente:
Nota: Tener presente modificar la longitud de todos los acoples utilizados por 0.00001 Km
o valor inferior:
Agregar una “External Grid” a la subestación (fuente de alimentación de la barra)
Parametrizar los datos de la barra y la “External Grid” con el nivel de tensión adecuado
(13.2 kV en este caso)
Configuración de la barra:
Configuración del nombre de la “External Grid”:
90 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
3.5. Asignación de “Feeder”
Asignar “Feeder”, es decir colores diferentes a los alimentadores para identificar con
claridad los circuitos en la pantalla principal. Click derecho sobre el primer alimentador:
Seleccionar un color y pulsar “OK”. Realizar igual procedimiento para los demás circuitos.
Para visualizar los circuitos con los colores asignados seleccionar:
92 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Al cambiar a la hoja donde se encuentra la topología de los circuitos se visualizaran con
los colores seleccionados:
Si se requieren cambiar los colores de los “feeder” asignados se realiza el siguiente
procedimiento:
Así se observan todos los colores asignados a los diferentes circuitos:
Pulsando doble click sobre los recuadros de cada color puede elegir un nuevo color.
Una vez se creen todas la subestaciones tendrá un proyecto con la topología de los
circuitos y cada una de las subestaciones del caso de análisis:
94 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Para el ejemplo se importaron todos los circuitos de 13.2 kV de las subestaciones
Hermosa, Rosa y Bosques de la Acuarela; de las subestaciones Ínsula y Chinchiná se
importaron únicamente los circuitos que tienen interconexión con la subestación
Hermosa, caso a ser analizado en este ejemplo; es una decisión que toma el analista
previo a la importación de los datos a Digsilent.
3.6. Visualizar parámetros simulados
Cuando se simula un flujo de carga, Digsilent por defecto muestra los resultados de
algunos parámetros, pero es posible que para el análisis que se quiera realizar sea
indispensable visualizar los valores simulados de otras variables, para esto se debe
ubicar cualquiera de los recuadros de visualización de resultados, pulsar click derecho y
seleccionar la siguiente opción:
Las variables que están configuradas en este ejemplo son:
Para cambiarlas, se pulsa doble click por ejemplo en la última variable y se seleccionan o
retiran las variables que se deseen observar o retirar según el interés del analista.
96 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
3.7. Crear un escenario operativo
Hasta este punto se tienen las condiciones típicas de la topología del sistema, es decir,
con los circuitos alimentados desde sus respectivas subestaciones, las secciones
normalmente abiertas y las normalmente cerradas en su estado habitual; para realizar
cualquier cambio de topología, entendida como cambio de estado operativo de un equipo
(seccionador, reconectador, interruptor, etc) se sugieren crear diferentes escenarios
operativos buscando tener un proyecto ordenado y no alterar la topología habitual.
Para este, ubicar la opción “Operation Scenarios” y pulsar c lick derecho para crear uno
nuevo
Asignar un nombre al escenario operativo y pulsar”OK”:
Verificar en la pantalla inicial, si efectivamente quedó creado el escenario operativo:
Desactivar el proyecto general y activar el escenario operativo creado para realizar los
cambios en la topología, de acuerdo con las posibles interconexiones que se tengan
identificadas.
98 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
3.8. Abrir o cerrar elementos
A partir de este momento, todos los cambios que se realicen en la topología quedan
guardados en el escenario operativo y no en el proyecto general. Si se requiere por
ejemplo cerrar un seccionador o reconectador que se encuentre normalmente abierto o
viceversa, se debe realizar un filtro de la siguiente manera para ubicar el equipo al cual
se le realizará la maniobra:
Reconectador cerrado:
También se puede cambiar el estado abierto o cerrado, pulsando doble click sobre el
nombre del equipo o el símbolo:
100 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
3.9. Verificar capacidad de conductores
Es importante verificar que los conductores de los circuitos no se sobrecarguen al
trasladar la carga de uno o más circuitos de una subestación a otra. Para esto en
Digsilent se programan alertas, que se activan al simular flujos de carga. Básicamente la
alerta se programa resaltando en colores rojos o anaranjados los tramos de red que
perciben en la simulación una corriente mayor a la capacidad del conductor. Los tramos
que se resaltan en color naranja indican que la corriente que se presenta está entre el 80
y 100% de la capacidad del conductor, es decir, muestra una alerta al analista indicando
que el límite del conductor está cerca de su capacidad; el color rojo indica que se supera
el 100% de capacidad. Estos porcentajes y colores los ajusta el analista, en este ejemplo
se programan como se indicó anteriormente de la siguiente manera:
En la siguiente imagen se observa la alerta de sobrecarga del conductor resaltado en
color naranja.
102 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Al contrastar el valor de corriente que se presenta al realizar la simulación y la capacidad
del conductor se observa:
Doble click sobre el conductor resaltado en color naranja
En este caso se observa bajo la simulación una corriente en la fase B de 0.258 kA y en
en la imagen anterior se observa que la capacidad del conductor en de 0.28 kA, por tanto
se la alerta es válida, pues indica que los 0.258 kA corresponde aproximadamente al
92.14%, considerando el 100% como 0.28 kA, es decir la capacidad nominal del
conductor.
Otra forma de verificar esta variable, consiste en programar en el recuadro resumen de
resultados, la variable que nos muestre el porcentaje de carga así:
104 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
3.10. Verificar perfiles de tensión
Cuando se simula un flujo de carga, es importante validar que la regulación de tensión
se encuentre dentro de los límites permitidos (+/- 10% Vnominal). Se busca validar que los
usuarios más alejados de la subestación no perciban tensiones inferiores a 0.9 p.u.
Una vez se simule un flujo de carga de acuerdo a las condiciones de topología que se
requieran ubicar en la subestación que está alimentando la carga de los circuitos que se
interconecten debido a una contingencia o actividad programada que lleve a
desenergizar un transformador 33/13.2 kV de una subestación, pulsar click derecho
sobre el circuito que está efectuada la interconexión y seleccionar las siguientes
opciones para obtener el gráfico con el perfil de tensión:
Nota: en este caso la tensión de barra es 13.2 kV (1 p.u. en las siguientes gráficas)
106 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Para cambiar los colores asignados por defecto pulsar doble click sobre cualquier parte
de la gráfica y seleccionar los colores deseados de cada fase (A, B y C)
Se debe prestar atención en el valor de tensión en p.u de los nodos más lejanos para
verificar que no estén por debajo de 0.9 p.u., de lo contario se deben identificar posibles
secciones para abrir y deslastrar carga, simular nuevamente un flujo de carga y verificar
si desenergizando parte del circuito se mejoran los perfiles de tensión para el resto de
usuarios
Así se puede visualizar el valor en p.u y la distancia en km respecto a la subestación
donde se encuentra el nodo con mayor caída de tensión (no necesariamente el más
lejano).
Si se pulsa doble click sobre el nodo, se identifica su codificación para ubicarlo mediante
la opción “Mark in Graphic” en el circuito respectivo.
3.11. Verificar grupo ajuste de reconectadores
Los reconectadores de CHEC generalmente se programan con uno o dos grupos de
ajuste según la corriente máxima que puedan percibir antes de efectuar una apertura de
acuerdo a la coordinación de protecciones que realiza el equipo de trabajo de ingeniería
de la operación. Al realizar una interconexión, es importante validar la corriente máxima
que pueda llegar a percibir el reconectador que se esté utilizando para interconectar dos
108 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
circuitos, e identificar si se requiere cambiar de grupo de ajuste o si es el caso, solicitar
con anterioridad al equipo de trabajo responsable, realizar los ajustes requeridos para
evitar disparos indeseados de los reconectadores y afectar el servicio a los usuarios. En
CHEC algunos circuitos también tienen instalados reconectadores de cúmulos para
deslastrar carga en algún momento dado, por tanto si se tiene un circuito interconectado
con otro y alguno de éstos tiene ubicado un reconectador de cúmulos sobre su troncal
principal, también se deben validar los valores de corriente que tiene como ajustes e
identificar bajo simulación los valores de corriente máxima para efectuar los cambios si
es necesario.
3.12. Identificación de usuarios y curvas de carga típicas
Se requiere realizar una clasificación de los usuarios por circuito de acuerdo a la
cantidad y tipo de usuarios; para realizar esta identificación se tiene predefinida una
consulta, para lo cual se debe acceder al SqlDbx con el usuario y contraseña asignados,
teniendo presente seleccionar la opción “REDES” en el campo “Server”:
Las consultas predefinidas se tienen en un archivo con formato txt; si es la primera vez
que va a realizar las consultas debe almacenar en su equipo las consultas predefinidas
que se tienen los ingenieros de operación y proceder a abrir dicho archivo de la siguiente
manera:
Ubicar la ruta donde se tenga guardado el archivo y abrirlo:
De esta manera se abren las consultas:
110 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Si las consultas ya han sido utilizadas con anterioridad, la forma abreviada de acceder a
ellas una vez que se ha ingresado al SqlDbx es la siguiente:
En la consulta denominada “CLIENTES”, digitar los códigos de los circuitos de los cuales
se requiere conocer la cantidad de usuarios asociados:
Se selecciona con el cursor las líneas de la consulta “CLIENTES” y se pulsa el botón
“Execute” para ejecutar la consulta, la cual se tarda determinado tiempo según la
cantidad de circuitos incluidos en la consulta:
La información se obtiene en la parte inferior de la pantalla principal:
La consulta que se utiliza es la siguiente:
--0-0-0-0-0-0- CLIENTES --0-0-0-0-0-0-
SELECT
CODE,CUSTCODE,CUSTNAME,CUSTTYPE,STATE,FPARENT,TPARENT,DEALER,KWH,KWH1,KWH2,KWH3,KWH4,K
WH5,
(CASE
WHEN CUSTTYPE IN('RS1','RS2','RS3','RS4','RS5','RS6') THEN 'RESIDENCIAL'
WHEN CUSTTYPE IN('GC2','GC1','GC6','CR2','CR6') THEN 'COMERCIAL'
WHEN CUSTTYPE IN('GI6','ID6') THEN 'INDUSTRIAL'
WHEN CUSTTYPE IN('AP6','NC') THEN 'ALUMBRADO'
112 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
WHEN CUSTTYPE IN('OF6') THEN 'OFICIAL'
ELSE 'OTROS'
END) AS TIPO
FROM CUSTMETR
WHERE STATE NOT IN (-1,3,7,12,13,14,15) AND CICLE NOT IN(10,98) AND custtype NOT
IN('MacroMedidor','Y16','AP6','NC')
AND fparent IN('HER23L12','HER23L13','HER23L14','HER23L15','HER23L16')
--AND SUBSTR(fparent,1,6) IN('ENE23L')
--AND upper(custname) like'%BANCO%'
--AND CODE IN(271166149,270640675)
--AND DEALER='EECUNDINA'
ORDER BY CUSTTYPE
La información generada una vez se ejecuta la consulta se copia y pega en un archivo
Excel para proceder con la elaboración de una tabla dinámica y conocer así la cantidad
de usuarios por circuito consultado y su consumo respectivo.
Formulación columna O: Consumo promedio usuarios
=REDONDEAR(SI(ESERROR(PROMEDIO(I2:N2)),,PROMEDIO(I2:N2)),0)/1000
Formulación columna P: Código Subestación
=EXTRAE(F2,1,3)
Formulación columna Q: Nivel de tensión
=EXTRAE(F2,4,2)
Equivalencias niveles de tensión: 23 = 13,2 kV y 30 = 33 kV
Se crea tabla dinámica de la siguiente manera:
Finalmente se sugiere trasladar manualmente la siguiente información a la siguiente tabla
para presentar de manera clara y ordenada la información:
Finalmente, en la siguiente tabla se presenta la tabla sugerida para presentar dicha
clasificación de consumo y cantidad de usuarios por circuito:
114 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Tabla 18: Ejemplo clasificación de usuarios por circuito
TIPO DE CARGA
CIRCUITO
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OFICIAL OTROS TOTAL
HER23L12
Cantidad 5155 813 8 16 36 6028
MWh - mes 682.9 354.1 32.4 19.6 37.8 1126.8
HER23L13
Cantidad 2827 578 2 16 17 3440
MWh - mes 322.3 231.7 3.3 10.7 24.9 592.9
HER23L14
Cantidad 7902 240 13 9 33 8197
MWh - mes 917.4 186.0 29.0 13.4 45.4 1191.1
HER23L15
Cantidad 6019 204 5 9 13 6250
MWh - mes 626.4 97.4 46.4 0.8 28.3 799.2
HER23L16
Cantidad 1727 61 7 19 15 1829
MWh - mes 336.5 97.0 13.1 8.0 7.8 462.5
Cantidad Usuarios 23630 1896 35 69 114 25744
MWh - mes 2886 966 124 52 144 4173
Esta clasificación toma importancia, en los casos donde no es viable trasladar la totalidad
de carga de un circuito a otra subestación bien sea por regulación de tensión o capacidad
de conductores y se requiera tomar la decisión de suministrar energía únicamente a parte
de un circuito; teniendo claro las cargas involucradas, es posible dar prioridad a cargas
especiales como por ejemplo hospitales, grandes industrias o entidades oficiales.
La identificación de las curvas típicas de carga de las subestaciones involucradas con la
información de consumos históricos en un análisis de interconexión, así como la
discriminación de las curvas según los tipos de circuito, tipos de días (laborales, sábados,
domingos) donde se identifiquen el valor de máxima potencia en un periodo dado,
permite conoce mejor las características de la carga de los usuarios que se busca
trasladar a otras subestaciones ante una contingencia o mantenimiento programado así
como corroborar los valores obtenidos en las simulaciones con el ánimo de obtener
mayor grado de certeza de la simulación respecto a la realidad.
A continuación se muestran ejemplos de presentación de la información de las curvas
típicas de carga; los datos de consumo histórico se obtienen de la base de datos SICUEX
de CHEC, para esto se debe:
Acceder al SqlDbx a la base de datos SICUEX con el usuario y contraseña asignados y
buscar las consultas predefinidas de SICUEX si se tienen:
En el ejemplo de la imagen superior se están consultando las medidas de corriente,
tensión, potencia activa y potencia reactiva de circuitos 33 kV de la subestación Regivit,
específicamente el mes 08, día 17; cambiando los campos de mes y día se puede
cambiar el periodo de consulta de información según se requiera; para el tipo de análisis
que se busca realizar en este trabajo, se sugiere como mínimo tomar un horizonte de 6
meses.
La consulta que se utiliza es la siguiente:
---0--0--0-- MEDIDAS X CIRCUITO---0--0--0--
SELECT T1.PRO_CIRCUITO,T1.PRO_FECHA,
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 51 AND T1.PRO_FASE='A' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "IA",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 51 AND T1.PRO_FASE='B' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "IB",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 51 AND T1.PRO_FASE='C' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "IC",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 52 AND T1.PRO_FASE='A' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "VA",
116 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 52 AND T1.PRO_FASE='B' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "VB",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 52 AND T1.PRO_FASE='C' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "VC",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 53 AND T1.PRO_FASE='A' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "P",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 54 AND T1.PRO_FASE='A' THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "Q",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 57 THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "EAe",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 58 THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "ERe",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 59 THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "EAi",
MAX(CASE WHEN T1.PRO_INDICE = 60 THEN T1.PRO_VALOR ELSE NULL END) AS "ERi"
FROM SICUEPRO_15 T1
WHERE
T1.PRO_MES>=8
AND T1.PRO_DIA=17
--AND T1.PRO_HORA IN(16)
AND T1.PRO_CIRCUITO IN
('REG30T18','REG40T21','REG30L22','REG30L25','REG30L24','REG30L23','REG40L19','REG40L18','REG40L17')
--AND SUBSTR(T1.PRO_CIRCUITO,1,3) IN('IRR')
--AND SUBSTR(PRO_CIRCUITO,4,2) IN('30','23')
--AND SUBSTR(PRO_CIRCUITO,4,2) IN('18','23','30','40','46') AND SUBSTR(PRO_CIRCUITO,6,1)
IN('A','B','L','T','M','C','G')
--AND T1.PRO_FASE IN('A','B','C')
--AND T1.PRO_ESTADO=0
GROUP BY T1.PRO_CIRCUITO,T1.PRO_FECHA
ORDER BY T1.PRO_CIRCUITO,T1.PRO_FECHA
La información obtenida con esta consulta se lleva a un archivo de Excel para generar las
curvas típicas de carga de cada subestación y circuito analizado.
Formulación columna O: Año
=+AÑO(B2)
Formulación columna P: Mes
=+MES(B2)
Formulación columna Q: Día
=+DIA(B2)
Formulación columna R: Día de la semana
=+DIASEM(B2)
Formulación columna S: Hora
=+HORA(B2)
Formulación columna T: Minuto
=+MINUTO(B2)
Formulación columna U: Nivel de tensión
=+EXTRAE(A2,4,2)
Formulación columna V: Tipo bahía (L: línea T: Transformador)
=+EXTRAE(A2,4,3)
Formulación columna W: Tensión a partir de tensión medida
=+SI(PROMEDIO(F2:H2)>1000,PROMEDIO(F2:H2)/1000,PROMEDIO(F2:H2))
Formulación columna X: Tensión a partir de columna W
118 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
=+SI(U2="23",SI(W2>10.4,W2,W2*RAIZ(3)),SI(U2="30",SI(W2>26,W2,W2*RAIZ(3)),SI(U
2="40",SI(W2>90,W2,W2*RAIZ(3)),"NA")))
Formulación columna Y: Potencia aparente calculada a partir de corrientes
=REDONDEAR((C2+D2+E2)*SI(U2="23",13.2,SI(U2="30",33,SI(U2="40",115,0)))/(RAIZ(
3)*1000),2)
Formulación columna Z: Potencia aparente calculada a partir de P y Q
=+REDONDEAR.MENOS(RAIZ(I2 2̂+J2 2̂),2)
Formulación columna AA: Energía a partir de P
=+I2/4
Formulación columna AB: Energía a partir de Scalculada (columna Y)
=0.9*Y2/4
Formulación columna AC: Filtro base.
SI o NO según si se decide incluir la medida de un circuito no en el análisis
Formulación columna AD: redondeo de la potencia activa P (columna I)
=REDONDEAR(I2,0)
Se presentan a continuación curvas típicas ejemplo de un análisis realizado:
Figura 34: Curvas de carga Valor promedio - Sub. La Hermosa 13.2 kV
Figura 35: Curvas de carga Valor máximo - Sub. La Hermosa 13.2 kV
Las dos figuras anteriores corresponden a la sumatoria de la potencia promedio y
máxima respectivamente de cada uno de los circuitos nivel 13,2 kV asociados a la
subestación la Hermosa, clasificado por día laboral, día sábado y día domingo y festivos;
Es importante tener la clasificación de curvas dependiendo el tipo de día (laboral,
sábado, domingos y festivos), dado que el comportamiento del consumo de los usuarios
difiere según el tipo de día, así en un caso puede que no sea posible trasladar toda la
carga de una subestación a otra en una hora o día determinado, pero si lo sea un
domingo o festivo, donde el consumo puede ser menor.
A continuación se relacionan las curvas de carga promedio de cada uno de los circuitos
de 13.2 kV de la subestación La Hermosa según el tipo de día:
Figura 36: Curva de carga día laboral por tipo de circuito
120 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 37: Curva de carga día Sábado por tipo de circuito
Figura 38: Curva de carga día Domingo por tipo de circuito
Al graficar el comportamiento de cada uno de los circuitos, el analista tiene claridad de
cuál es el valor de potencia en MW que se puede trasladar a otra subestación cuando se
interconectan circuitos. De acuerdo la Figura 34 se puede observar que en periodos de
máxima demanda (P19, P20) y en caso de requerir trasladar todo la carga de los circuitos
nivel 13.2 kV de la subestación la Hermosa, se transfieren en valor promedio
aproximadamente 8 MW para un día laboral; el mismo análisis puede realizare en las
figuras Figura 36, Figura 37 y Figura 38 discriminado por circuitos.
Se debe realizar el mismo procedimiento de graficar las curvas típicas de los circuitos de
las subestaciones a las cuales se les trasladará la carga de los circuitos de la
subestación que se encuentre con el transformador 33/13,2 kV indisponible, bien sea por
una contingencia o por un trabajo programado, esto con el fin de validar la cargabilidad
del transformador que asume la nueva carga así como la capacidad de los conductores
que toman dicha carga y el nivel de tensión que perciben os usuarios más alejados.
Capítulo 4 – Caso práctico Subestación La Hermosa
A continuación se presentan el caso de simulación de la subestación La Hermosa, según
el procedimiento descrito en el capítulo anterior.
4.1. Estudio de suplencias de carga ante
indisponibilidad del transformador 33/13.2 kV de la subestación La Hermosa
4.1.1. Objetivo
Mostrar las alternativas de energización de los circuitos asociados a la subestación La
Hermosa ante indisponibilidad del transformador 33/13.2 kV.
Las alternativas se consideran aprovechando los enlaces de interconexión existentes con
activos de nivel de tensión 2.
4.1.2. Alcance
Se realizará el análisis de flujos de carga desbalanceados, cargabilidad de conductores y
perfiles de tensión de los circuitos 13.2 kV interconectados en escenarios de máxima
demanda.
4.1.3. Características de la red de distribución
La subestación La Hermosa a través de los circuitos de nivel de tensión 2 brinda el
suministro de energía a 25744 usuarios que consumen 4173 MWh mes, con una
potencia máxima de 10.07 MW.
124 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
A continuación se presenta una clasificación de los usuarios de cada uno de los circuitos
nivel 13,2 kV asociados a la subestación La Hermosa; esta clasificación toma relevancia
a la hora de determinar la carga a desconectar en los casos donde al realizar
interconexiones se presenten inadecuados perfiles de tensión o se sobrepasen los límites
de cargabilidad de conductores y/o transformadores.
Tabla 19: Tipo de carga por circuito
TIPO DE CARGA
CIRCUITO RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL OFICIAL OTROS TOTAL
HER23L12 Cantidad 5155 813 8 16 36 6028
MWh - mes
682.9 354.1 32.4 19.6 37.8 1126.8
HER23L13 Cantidad 2827 578 2 16 17 3440
MWh - mes
322.3 231.7 3.3 10.7 24.9 592.9
HER23L14 Cantidad 7902 240 13 9 33 8197
MWh - mes
917.4 186.0 29.0 13.4 45.4 1191.1
HER23L15 Cantidad 6019 204 5 9 13 6250
MWh - mes
626.4 97.4 46.4 0.8 28.3 799.2
HER23L16 Cantidad 1727 61 7 19 15 1829
MWh - mes
336.5 97.0 13.1 8.0 7.8 462.5
Cantidad Usuarios 23630 1896 35 69 114 25744
MWh - mes 2886 966 124 52 144 4173
En subestación La Hermosa se cuenta con un transformador de potencia 33/13.2 kV que
puede suministrar 12 MVA sin refrigeración forzada y hasta 20 MVA con refrigeración
forzada.
A continuación se presentan los circuitos nivel 13.2 kV de la subestación La Hermosa, los
cuales pueden verse afectados en caso de des-energizar el transformador 33/13.2kV de
esta subestación, por tanto es clave identificar las posibles interconexiones que tengan
dichos circuitos con circuitos de otras subestaciones, buscando afectar la menor cantidad
de usuarios posible:
Figura 39: Circuitos 13,2 kV subestación La Hermosa
En la Figura 40 y la Figura 41 se presentan las interconexiones que se tienen mediante
reconectadores operados desde centro de control, los cuales permiten interconectar
circuitos 13.2 kV de la subestación La Hermosa con circuitos 13.2kV de las
subestaciones Ínsula, Chinchiná, Bosques de la Acuarela y La Rosa.
En la Figura 40 se observa que el circutio Colmenas (HER23L16) puede interconectarse
con el circuito el Trebol (INS23L13) por medio del reconectador HER6INS3; este circuito
también tiene posibilidad de inteconexión con el circuito Campoalegre (CHA23L16) por
medio del reconectador CHA6HER6.
Figura 40: Interconexiones con subestación Ínsula y Chinchiná
En la Figura 41 se observa que el circutio Boquerón (HER23L14) puede interconectarse
con el circuito Acuarela (BQE23L12) por medio del reconectador BQE2HER4; este
circuito también tiene posibilidad de inteconexión con el circuito Capilla (ROS23L14) por
medio del reconectador HER4ROS4.
126 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 41: Interconexiones con subestación Bosques de la Acuarela y Rosa
Adicionalemte se presenta a continuación los reconectadores de cúmulos que pueden
ser accionados desde centro de control y que pueden ser utilizados con el propósito de
deslastrar carga en caso dado que no sea posible alimentar toda la carga de los usuarios
de la subestación la Hermosa cuando el transformador 33/13.2 kV se encuentre
indisponible por mantenimiento programado o por eventos no programados. En este caso
se tiene un reconectador de cúmulos en el circuito Araucarias (HER23L12) con código
HER232R1 y se tienen dos reconectadores de cúmulos en el circuito Colmenas
(HER23L16), con códigos HER236R1 y HER236R2.
Figura 42: Reconectadores de cúmulos subestación La Hermosa
En la siguiente figura se muestra la topología de los circuitos y subestaciones que son
objeto de análisis de este informe con el propósito de buscar la mejor alternativa para
transferir la carga de la subestación La Hermosa hacia subestaciones aledañas. Se
visualiza la configuración normal que deben presentar las subestaciones La Rosa, Ínsula,
Chinchiná, La Hermosa y Bosques de la Acuarela. Y se muestra el porcentaje de carga
que presenta cada una de las subestaciones que son objeto del estudio (sin transferencia
de carga):
Figura 43: Topología zona intervenida
Tabla 20: Cargabilidad transformadores condiciones normales operación
SUBESTACIÓN CAPACIDAD [MVA]
% Cargabilidad trafos - Inicial
La Hermosa 20 47.25 La Rosa 30 64.13 Bosques de la Acuarela
20 10.80
Ínsula 6 20.17 Chinchiná 20 38.10
128 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
A continuación se presentan las curvas de carga típicas generadas a través de los
registros de potencia consignados en la base de datos de SICUEX de los circuitos de
interés en este caso de análisis (año 2015).
Figura 44: Curvas de carga Valor promedio - Sub. La Hermosa 13.2 kV
Figura 45: Curvas de carga Valor máximo - Sub. La Hermosa 13.2 kV
Figura 46: Curvas de carga Valor promedio CHA23L13
Figura 47: Curvas de carga Valor promedio INS23L13
130 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 48: Curvas de carga Valor promedio ROS23L14
Figura 49: Curvas de carga Valor promedio BQE23L12
A continuación se relacionan las curvas de carga promedio de cada uno de los circuitos
de 13.2 kV de la subestación La Hermosa según el tipo de día:
Figura 50: Curva de carga día laboral
Figura 51: Curva de carga día Sábado
132 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 52: Curva de carga día Domingo
A continuación se presentan las secciones, tramos de línea o reconectadores que
permiten el traslado de carga entre circuitos de la misma subestación La Hermosa:
Figura 53: Posibles transferencias de carga
Los circuitos asociados a la subestación La Hermosa que presentan interconexiones
directas mediante reconectadores con circuitos de otras subestaciones, se resumen a
continuación:
Figura 54: Interconexiones con circuitos de diferentes subestaciones
4.1.4. Caso de simulación 1
Se energiza la barra 13.2 kV en subestación La Hermosa, a través del circuito HER23L14
Boquerón el cual se interconecta con el circuito BQE23L12 Acuarela utilizando el
reconectador de interconexión BQE2HER4; posteriormente se abre sección D24002 para
interconectar una parte del circuito HER23L16 Colmenas con CHA23L16 Campoalegre
mediante el reconectador CHA6HER6 y la otra parte de HER23L16 con INS23L13 El
Trébol mediante el reconectador HER6INS3. Se cierran los interruptores generales de los
circuitos HER23L12 Araucarias, HER23L13 Termales y HER23L15 Hospital para
energizarlos tomando tensión de la barra 13.2 kV de la subestación Hermosa,
obteniéndose los siguientes resultados:
Tabla 21: Interconexiones directas con otras subestaciones caso 1
CIRCUITO INTERCONECTA CON INTERRUPTOR CONTROL NOTA
HER23L14 BQE23L12 BQE2HER4 Remoto Alimenta barra 13.2 kV SE Hermosa
HER23L16 CHA23L16 CHA6HER6 Remoto Abrir localmente D24002
HER23L16 INS23L13 HER6INS3 Remoto Abrir localmente D24002
La topología bajo las interconexiones indicadas anteriormente queda de la siguiente
manera:
134 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 55: Topología caso de simulación 1
Al realizar los cambios de topología mencionados se observa sobrecarga en los
conductores de hasta 300% sobre la troncal principal desde la subestación Bosques de la
Acuarela hasta la subestación La Hermosa bajo la interconexión del circuito BQE23L12
con HER23L14. En color rojo en la siguiente imagen se resaltan los tramos de red
sobrecargados. Es importante aclarar que en algunos tramos del circuito ROS23L16
Macarena (el cual no se encuentra interconectado con ningún circuito de la subestación
La Hermosa) se presentan tramos de conductores que están cerca de límite de carga
(80% - 100%) o incluso superan el límite; en este caso se encuentran tramos con
cargabilidad de hasta 106% aproximadamente, los cuales corresponden a los tramos
resaltados en rojo de la siguiente imagen. Esta condición indica que bajo condiciones de
demanda máxima y en operación normal del circuito ROS23L16 Macarena, es decir sin
realizar interconexiones, dicho circuito está expuesto a experimentar sobrecarga en sus
conductores
Figura 56: Simulación caso 1 - cargabilidad conductores
Adicionalmente bajo este escenario de simulación se obtienen tensiones por fuera de los
límites permitidos. La caída de tensión más alta alcanza valores de 0.66 p.u.
4.1.4.1. Resultados caso simulación 1
- No es posible trasladar toda la carga de la subestación la Hermosa a través del
circuito BQE23L12 – Acuarela de subestación Bosques de la Acuarela, ya que
dicho circuito experimentaría una cargabilidad de hasta 300% de la capacidad de
sus conductores; sumado a ello las caídas de tensión en colas de circuitos fuera
del límite regulatorio permitido.
- Se realizaron simulaciones contemplando las interconexiones mencionadas en el
caso de simulación 1 pero des energizando el circuito HER23L12 Araucarias o el
circuito HER23L13 Termales o el circuito HER23L15 Hospital y continúa
136 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
presentándose tramos con sobrecarga y perfiles de tensión por fuera de los
valores permitidos. Estas simulaciones también se realizaron considerando el
80% del valor de Dmax, y tampoco se obtienen resultados satisfactorios.
- Se realizaron simulaciones des energizando a la vez HER23L13 Termales y
HER23L5 Hospital y abriendo reconectador de cúmulos HER232R1 y aunque la
caída de tensión más alta es de 0.89 p.u (cerca al límite regulatorio), continúa
presentándose tramos con sobrecarga (hasta 112%) sobre la troncal principal
desde la subestación Bosques de la Acuarela hasta la subestación La Hermosa
bajo la interconexión del circuito BQE23L12 con HER23L14.
4.1.5. Caso de simulación 2: al 80% Dmax
Escenario construido al 80% de la carga asumida para el día de máxima demanda
presentada en el año 2015, es decir, si en el periodo 20 se tiene una potencia máxima de
8,69 MW en la subestación La Hermosa, el 80% de dicha potencia equivale a 6,95 MW;
entre los periodos 0 y 7 no se excede dicho valor, por tanto no es un escenario ideal de
simulación para efectuar trabajos programados, pero puede ser una alternativa en caso
de presentarse un evento en la noche y se requiera trasladar la carga de la subestación
la Hermosa hasta el periodo 7.
Se energiza la barra 13.2 kV en subestación La Hermosa, a través del circuito HER23L14
Boquerón el cual se interconecta con el circuito BQE23L12 Acuarela utilizando el
reconectador de interconexión BQE2HER4; posteriormente se abre sección D24002 para
interconectar una parte del circuito HER23L16 Colmenas con CHA23L16 Campoalegre
mediante el reconectador CHA6HER6 y la otra parte de HER23L16 con INS23L13 El
Trébol mediante el reconectador HER6INS3. Se cierra el interruptor general del circuito
HER23L12 Araucarias tomando tensión de la barra 13.2 kV de la subestación Hermosa,
la cual esta energizada por medio del circuito HER23L14 Boquerón; los circuitos
HER23L13 Termales y HER23L15 Hospital quedan completamente des energizarlos,
obteniéndose los siguientes resultados:
Tabla 22: Interconexiones directas con otras subestaciones caso 2
CIRCUITO INTERCONECTA CON INTERRUPTOR CONTROL NOTA
HER23L14 BQE23L12 BQE2HER4 Remoto Alimenta barra 13.2 kV SE Hermosa
HER23L16 CHA23L16 CHA6HER6 Remoto Abrir localmente D24002
HER23L16 INS23L13 HER6INS3 Remoto Abrir localmente D24002
Figura 57: Simulación caso 2 - cargabilidad conductores
138 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 58: Simulación caso 2 - detalle cargabilidad conductores
A continuación se presentan los perfiles de tensión de los circuitos interconectados
conforme a los cambios de topología indicados anteriormente:
Tabla 23: Perfiles de tensión caso simulación 2.
Circuito Perfil de tensión [p.u.]
Observación
CHA23L16 0.952 Permitido INS23L13 0.972 Permitido BQE23L12 0.905 Permitido HER23L12 0.881 No permitido
Figura 59: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre
Se observa en la figura anterior, que al interconectar el circuito HER23L16 con el circuito CHA23L16 por medio del reconectador CHA6HER6, en el punto más distante del circuito HER23L16, es decir a 32,458 kilómetros de la subestación Chinchiná, se obtienen una tensión de 0.952 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos regulatoriamente. Los
tres colores mostrados en la figura corresponden a las fases A, B y C de los circuitos.
Figura 60: Perfil de tensión desde circuito INS23L13 – El Trébol
140 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Se observa en la figura anterior, que al inteconectar el circuito HER23L16 con el circuito
INS23L13 por medio del reconectador HER6INS3, en el punto más distante del circuito
HER23L16, es decir a 23,988 kilómetros de la subestación Ínsula, se obtienen una
tensión de 0.972 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos regulatoriamente
Figura 61: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela
Se observa en la figura anterior, que al inteconectar el circuito HER23L14 con el circuito
BQE23L12 por medio del reconectador HER4BQE2, en el punto más distante del circuito
HER23L14, es decir a 0,028 kilómetros de la subestación Bosques de la Acuarela, se
obtienen una tensión de 0.905 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos
regulatoriamente.
Dado que el circuito HER23L12 toma tensión de la barra de 13,2 kV de la subestación
Hermosa, la cual es energizada al interconectar el circuito HER23L14 con el circuito
BQE23L12 por medio del reconectador BQE2HER4 se presenta a continuación el perfil
de tensión de dicho circuito.
Figura 62: Perfil de tensión desde circuito HER23L12 – Araucarias
Se observa que la caída de tensión del circuito HER23L12 Araucarias está por debajo del
límite permitido que es 0.9 p.u., por tanto se procede a abrir reconectador de cúmulos de
éste circuito (HER232R1) para alimentar la carga del área rural de este circuito cerrando
la sección D24516 y energizar HER23L12 Araucarias mediante HER23L16 Colmenas.
De esta manera se mejoran los perfiles de tensión, quedando de la siguiente manera y
dentro de los límites regulatorios establecidos:
Tabla 24: Perfiles de tensión caso simulación 2 al 80% Dmax (asumiendo parte de HER23L16 y parte rural de HER23L12 - abierto HER232R1)
Circuito Perfil de tensión [p.u.]
Observación
CHA23L16 0.937 Permitido INS23L13 0.972 Permitido BQE23L12 0.914 Permitido HER23L12 0.900 Permitido
A continuación los cambios en los perfiles de tensión luego de realizar los cambios
mencionados:
142 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 63: Perfil de tensión desde circuito HER23L12 – Araucarias (abierto HER232R1)
Figura 64: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre (asumiendo parte de
HER23L16 y parte rural de HER23L12 -abierto HER232R1)
Al abrir el reconectador de cúmulos HER232R1se observa que la cargabilidad en los
conductores a la salida de la subestación Bosques de la Acuarela pasa de 94.4% a
87,6%
Figura 65: Simulación caso 2 - detalle cargabilidad conductores (HER232R1 abierto)
Adicionalmente al abrir dicho reconectador de cúmulos, se mejora la caída de tensión
vista desde BQE23L12 Acuarela de 0.905 p.u. a 0.914 p.u.:
144 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 66: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela (abierto HER232R1)
La cargabilidad de los transformadores, realizando los cambios de topología
mencionados donde se obtienen perfiles de tensión adecuados queda de la siguiente
manera:
Tabla 25: Porcentaje cargabilidad transformadores caso 1 al 80% Dmax
SUBESTACIÓN CAPACIDAD [MVA]
% Cargabilidad trafos – Caso simulación 1 al
80% Dmax
La Hermosa 20 47.25 La Rosa 30 64.13 Bosques de la Acuarela
20 10.80
Ínsula 6 20.17 Chinchiná 20 38.10
4.1.5.1. Resultados caso simulación 2: al 80% Dmax:
- Es posible trasladar la carga de los circuitos HER23L12 Araucarias, HER23L14
Boquerón y HER23L16 Colmenas de la subestación la Hermosa energizando la
barra de 13,2 de dicha subestación a través del CIRCUITO HER23L14 Boquerón
y el circuito BQE23L12 – Acuarela de subestación Bosques de la Acuarela
mediante el reconectador BQE2HER4, obteniéndose perfiles de tensión
adecuados.
- No es posible alimentar la carga de los circuitos HER23L13 Termales y HER23l15
Hospital.
- Dado que las simulaciones realizadas corresponden al 80% de la carga asumida
para el día de máxima demanda presentada en el año 2015, se recomienda no
realizar los cambios de topología mencionados entre los periodos 8 y 22, es decir,
únicamente se pueden realizar estas transferencias entre los periodos 23 y 7.
4.1.6. Caso de simulación 3
Se energiza la barra 13.2 kV en subestación La Hermosa, a través del circuito HER23L14
Boquerón el cual se interconecta con el circuito ROS23L14 Capilla utilizando el
reconectador de interconexión HER4ROS4; posteriormente se abre sección D24002 para
interconectar una parte del circuito HER23L16 Colmenas con CHA23L16 Campoalegre
mediante el reconectador CHA6HER6 y la otra parte de HER23L16 con INS23L13 El
Trébol mediante el reconectador HER6INS3. Se cierran los interruptores generales de los
circuitos HER23L12 Araucarias, HER23L13 Termales y HER23L15 Hospital para
energizarlos tomando tensión de la barra 13.2 kV de la subestación Hermosa.
Tabla 26: Interconexiones directas con otras subestaciones caso 3
CIRCUITO INTERCONECTA CON INTERRUPTOR CONTROL NOTA
HER23L14 ROS23L14 HER4ROS4 Remoto Alimenta barra 13.2 kV SE Hermosa
HER23L16 CHA23L16 CHA6HER6 Remoto Abrir localmente D24002
HER23L16 INS23L13 HER6INS3 Remoto Abrir localmente D24002
La topología bajo las interconexiones indicadas anteriormente queda de la siguiente
manera:
146 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 67: Topología caso de simulación 3
Al realizar la simulación de flujo de carga desbalanceado, no converge la simulación, lo
que nos indica que no se logran obtener resultados satisfactorios.
Se realizan variaciones al caso de simulación pero des energizando el circuito HER23L12
Araucarias o el circuito HER23L13 Termales o el circuito HER23L15 Hospital y continúa
presentándose tramos con sobrecarga y perfiles de tensión por fuera de los valores
permitidos.
Se realizaron simulaciones des energizando a la vez HER23L13 Termales y HER23L5
Hospital y abriendo reconectador de cúmulos HER232R1, continúa presentándose
tramos con sobrecarga sobre la troncal principal desde la subestación La Rosa hasta la
subestación La Hermosa bajo la interconexión del circuito Ros23L14 con HER23L14.
4.1.6.1. Resultados caso simulación 3:
- No es posible trasladar toda la carga de la subestación la Hermosa a través del
circuito ROS23L14 – Capilla de subestación La Rosa.
4.1.7. Caso de simulación 4
Se energiza la barra 13.2 kV en subestación La Hermosa, a través del circuito HER23L14
Boquerón el cual se interconecta con el circuito BQE23L12 Acuarela utilizando el
reconectador de interconexión BQE2HER4; posteriormente se abre sección D24002 para
interconectar una parte del circuito HER23L16 Colmenas con CHA23L16 Campoalegre
mediante el reconectador CHA6HER6 y la otra parte de HER23L16 con INS23L13 El
Trébol mediante el reconectador HER6INS3. Se cierra interruptor general del circuito
HER23L13 Termales para energizar este circuito tomando tensión de la barra 13.2 kV de
la subestación Hermosa. Adicionalmente se cierra sección D24516 para energizar
HER23L12 Araucarias mediante HER23L16 Colmenas. Al energizar la totalidad del
circuito HER23L12, los perfiles de tensión están por fuera del límite regulatorio (ver caso
de simulación 1, numeral 4.1.4), por tanto se debe abrir reconectador de cúmulos
HER232R1 del circuito HER23L12 Araucarias para deslastrar la carga del área urbana
de dicho circuito, obteniéndose los siguientes resultados:
Nota: En este caso de simulación no se energizan HER23L12 Araucarias (desde el interruptor
general hasta el reconectador de cúmulos HER232R1) y la totalidad de HER23L15 Hospital;
aunque se tiene energizada la barra 13.2 kV de la subestación La Hermosa, no se obtienen
resultados satisfactorios cuando se busca alimentar toda la carga de la subestación la Hermosa .
Tabla 27: Interconexiones con otras subestaciones caso 4
CIRCUITO INTERCONECTA CON INTERRUPTOR CONTROL NOTA
HER23L14 BQE23L12 BQE2HER4 Remoto Alimenta barra 13.2 kV SE Hermosa
HER23L16 CHA23L16 CHA6HER6 Remoto Abrir localmente D24002
HER23L16 INS23L13 HER6INS3 Remoto Abrir localmente D24002
HER23L16 HER23L12 D24516 Local Abrir remotamente HER232R1
La topología bajo las interconexiones indicadas anteriormente queda de la siguiente
manera:
148 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 68: Topología caso de simulación 4
No se presenta sobrecarga en los conductores de los circuitos que se encuentran
interconectados ni perfiles de tensión por debajo de límite establecido (+/- 10% de la
tensión nominal). No obstante saliendo de la subestación Bosques de la Acuerela se
presentan unos tramos de red cerca de límite de carga, caso que será mostrado con
mayor detalle más adelante.
Es importante aclarar que en algunos tramos del circuito ROS23L16 Macarena (el cual
no se encuentra interconectado con ningún circuito de la subestación La Hermosa) se
presentan tramos de conductores que estan cerca de límite de carga (80% - 100%) o
incluso superan el límite; en este caso se encuentran tramos con cargabilidad de hasta
106% aproximadamente, los cuales corresponden a los tramos resaltados en rojo de la
siguiente imagen. Esta condición nos indica que bajo condiciones de demanda máxima y
en operación normal del circuito ROS23L16 Macarena, es decir sin realizar
interconexiones, dicho circuito está expuesto a experimentar sobrecarga en sus
conductores.
Figura 69: Cargabilidad de conductores bajo interconexiones caso simulación 4
A continuación se presentan los perfiles de tensión de los circuitos interconectados
conforme a los cambios de topología indicados anteriormente.
Tabla 28: Perfiles de tensión caso simulación 4
Circuito Perfil de tensión [p.u.]
Observación
CHA23L16 0.919 Permitido INS23L13 0.964 Permitido BQE23L12 0.919 Permitido HER23L12 0.96 Permitido
Los perfiles de tensión se relacionan a continuación:
150 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Figura 70: Perfil de tensión desde circuito CHA23L16 – Campoalegre
Se observa en la figura anterior, que al inteconectar el circuito HER23L16 con el circuito
INS23L13 por medio del reconectador HER6INS3, en el punto más distante del circuito
HER23L16, es decir a 26,954 kilómetros de la subestación Chinchiná, se obtienen una
tensión de 0.919 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos regulatoriamente.
observa en la figura siguiente, que al inteconectar el circuito HER23L14 con el circuito
BQE23L12 por medio del reconectador HER4BQE2, en el punto más distante del circuito
HER23L14, es decir a 23,988 kilómetros de la subestación ínsula, se obtienen una
tensión de 0.964 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos regulatoriamente.
Figura 71: Perfil de tensión desde circuito INS23L13 – El Trébol
Figura 72: Perfil de tensión desde circuito BQE23L12 – Acuarela
152 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Los tramos cerca a la salida de subestación Bosques de la Acuarela entre los nodos
D10779 y D10154 que se resaltan en color naranja se encuentran cerca del límite de
carga (aproximadamente 83%) bajo la interconexión HER4BQE2; adicional a ello, la
tensión de 0.964 p.u. la cual está dentro de los valores permitidos regulatoriamente.
Figura 73: conductor cerca límite carga BQE23L12 caso 4
Figura 74: Perfil de tensión desde circuito HER23L13 – Termales
En la figura anterior se presenta el perfil de tensión de HER23L13, dado que en este
caso de simulación se cierra interruptor general del circuito HER23L13 Termales para
energizarlo tomando tensión de la barra 13.2 kV de la subestación Hermosa; se observa
una tensión de 0.906 p.u. para los usuarios ubicados al final de este circuito.
4.1.7.1. Resultados caso simulación 4
- Es posible trasladar la carga de los circuitos HER23L14 Boquerón y HER23L16
Colmenas de la subestación la Hermosa energizando la barra de 13,2 de dicha
subestación a través de la interconexión del circuito HER23L14 Boquerón y el
circuito BQE23L12 – Acuarela de subestación Bosques de la Acuarela mediante
el reconectador BQE2HER4, obteniéndose perfiles de tensión adecuados.
- No es posible alimentar toda la carga del circuito HER23L12 Araucarias, el cual se
interconecta con el circuito HER23L16 Colmenas cerrando sección D24516, dado
que para mejorar perfiles de tensión se requiere abrir el reconectador de cúmulos
HER232R1, deslastrando carga del área urbana de dicho circuito, es decir, no
queda energizado el circuito HER23L12 Araucarias entre el interruptor general y
el reconectador de cúmulos HER232R1.
- No es posible alimentar la carga de la totalidad del circuito HER23L15 Hospital.
4.1.8. Conclusiones casos de simulación
• En ninguno de los cuatro casos de simulaciones realizadas es posible trasladar la
totalidad de la carga de los circuitos asociados a la subestación la Hermosa.
• El caso en el cual se afecta la menor cantidad de usuarios corresponde al caso de
simulación N° 4.
• Las herramientas de simulación como el Digsilent Power Factory permiten recrear
escenarios de contingencias, las cuales permiten ejecutar acciones en campo con
un mayor grado de certidumbre, puesto que generalmente se recurre a la
memoria del personal experimentado y no se exploran nuevas alternativas de
traslados de carga por el desconocimiento de la capacidad del sistema que se
tiene.
• La metodología mostrada en este trabajo busca identificar previo a una falla real
en un transformador 33/13,2 kV las deficiencias en el sistema eléctrico, bien sea
por cuellos de botellas en tramos de conductores, necesidades de instalación de
equipos adicionales que permitan contar con mayores alternativas de
interconexión de circuitos, desbalance de fases que limitan los traslados de carga,
ajustes en protecciones de equipos, entre otras, por lo que si se socializan de
manera oportuna a las áreas encargadas, se pueden adelantar trabajos como
remodelación de redes, instalación de elementos de corte e interconexión,
balanceo de fases, buscando siempre preparar las redes eléctricas para
contingencias y poder así brindar a los usuarios el mejor servicio posible.
154 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
• En los casos de simulación analizados se observa la necesidad de expansión de
la red, mejorando calibres de conductores para evitar sobrecargar conductores y
la instalación de más puntos de interconexión con circuitos aledaños; adicional a
ello, al graficar los perfiles de tensión se observan desbalances de fases que
hacen evidente la necesidad de redistribuir la conexión de los transformadores,
dado que es muy común atender usuarios mediante transformadores monofásicos
dado que representan un menor costo para el constructor tener tramos principales
trifásicos y ramales o derivaciones monofásicas [14]; estos desbalances son más
evidentes en sectores rurales donde se presentan crecimientos sin controles
adecuados que hacen que se sobrecargue una fase más que las otras,
presentando posteriores limitaciones cuando se requieran realizar interconexiones
y se presenten violaciones a la máxima cargabilidad de un conductor.
3. Conclusiones y recomendaciones
Conclusiones
La operación de un sistema eléctrico se puede tornar compleja cuando no se
tienen documentados planes de contingencias de los equipos del mismo, puesto
que hace que la toma de decisiones sea más compleja y deba acudirse a la
experticia del personal o acudir a la memoria si en el pasado ya se han
presentado un tipo de contingencia similar a la tratada en un momento dado.
Se busca que las simulaciones de contigencias realizadas en Digsilent Power
Factory sean lo más ajustada a la realidad, no obstante este acercamiento
depende directamente de la calidad de la información que se tenga en la bases
de datos para no caracterizar de esta manera erróneamente la tipificación de las
curvas típica por circuito.
En caso de sobredimensionar el consumo de los usuarios para efectos de
simulación puede afectar la toma de decisiones, puesto que pueden obtenerse
resultados en los cuales no es posible atender toda la demanda de un
determinado circuito y de tener modelos más ajustados a la realidad si fuera
posible; de manera contraria el tener sub dimensionado el consumo puede llevar
a obtener señales erróneas y poner en peligro el estado de los elementos de la
red puesto que se planifica que los elementos del sistema están en la capacidad
de realizar transferencias de carga, pero en el momento de ejecutar trasladar la
carga, realmente se sobrepasan dichos límites y se afecta su dimensionamiento.
156 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Esta guía paso a paso busca otorgar herramientas a las personas que requieren
iniciar la formulación de un análisis de suplencia de carga ante contingencia de un
transformador 33/13,2 kV de una subestación.
Los análisis que se realicen, como el mostrado en el caso práctico presentado en
este trabajo, permiten tomar decisiones ante indisponibilidad de un transformador
33/13,2 kV de una subestación de CHEC de una manera ágil teniendo como
soporte análisis en herramientas como el Digsilent Power factory.
El desbalance de las fases en los sistemas de distribución constituye uno de los
tantos problemas que presentan las redes de distribución de energía eléctrica.
Estos fenómenos pueden incrementar las pérdidas en los sistemas de
distribución, así como la merma en la calidad del sistema eléctrico, además de
afectar la confiabilidad del mismo [15].
Al realizar simulaciones de casos reales, es posible obtener resultados
importantes para dar señales de expansión de la red a las áreas involucradas de
realizar estas labores, puesto que se busca siempre ante una contingencia o
trabajo programado que genere indisponibilidad a un transformador 33/13.2 kV
poder interconectar en lo posible el 100% de la carga que se puede ver afectada,
por lo que la red eléctrica se debe preparar con más equipos de interconexión
automatizados, balanceo de fases y repotenciación de conductores buscando no
limitar los traslados de carga en casos como los mencionados.
Hoy en día las maniobras de interconexión ante contingencias se ejecutan de
acuerdo a la agilidad del operador que se encuentre en ese momento en turno de
trabajo o al ingeniero de operación que lo apoye, por lo que se hace
indispensable buscar herramientas que ante una contingencia indiquen las
maniobras que se deben ejecutar para interconectar la carga afectada, puesto
que el éxito de esta propuesta radica en la memoria o agilidad del personal que
dirige las maniobras de interconexión, lo que puede conllevar a errores y por ende
poner en riesgo el sistema eléctrico y los usuaris finales.
Recomendaciones
Continuar con las prácticas universitarias para documentar las contingencias de
todos los transformadores 33/13,2 y posteriormente 115/33 kV de CHEC.
Validar la opción de tener un archivo o herramienta que sintetice las conclusiones
o maniobras requeridas si se presenta una indisponibilidad de un transformador
33/13,2 kV sea por un trabajo programado o de emergencia, esto con el fin de
dinamizar la toma de decisiones del personal que opera el sistema, reducir los
tiempos de afectaciones a los usuarios y preservar la estabilidad del sistema
electico.
Cuando se realiza un análisis de contingencia de un transformador 33/13,2 kV con
la metodología indicada en este trabajo, se debe tener presente que su vigencia
es máximo de un (1) año si se tiene conocimiento que las condiciones de
demanda no han tenido cambios significativos, dado que el comportamiento de la
demanda es variable (por ejemplo el ingreso de una industria que pueda
incrementar los valores promedio y máximos de potencia de un circuito dado); por
tanto si se requiere actualizar el modelo en Digsilent Power Factory y obtener
resultados satisfactorios se deben generar nuevamente las curvas de los circuitos
de interés y realizar los análisis respectivos.
Las habilidades, destrezas y conocimiento del personal que opera el sistema es
una clave de éxito para tomar decisiones de manera asertiva.
El caso práctico presentado en el presente trabajo correspondiente a la
simulación de contingencia del transformador 33/3,2 kV de la subestación la
Hermosa es un ejemplo de informe que puede adoptar cualquier persona que
requiera documentar un caso similar; no obstante es potestad de cada persona
que requiera realizar un análisis similar elaborar el informe incluyendo o retirando
numerales a los propuestos en el caso práctico.
158 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
A. Anexo: Diagramas unifilares subestaciones 33/13,2 kV
La persona que requiera consultar la versión actualizada de los diagramas unifilares de
CHEC debe solicitarlos al área Gestión Operativa, equipo de trabajo Gestión de
Información Gráfica y Alfa numérica - GIGA.
B. Anexo: Tablas información sistema CHEC
Transformadores nivel 33/13.2 kV de CHEC.
SUBESTACIÓN kVA TENSIÓN (kV) No. FASES MARCA
AGUADAS 5000 33/13.2 3 ABB
ALTA SUIZA 30000 33/13.2 3 ABB
ALTAMAR 6000 33/13.8 3 ABB
ANSERMA 10000 33/13.2 3 ASEA
APIA (fuera de servicio) 6000 33/13.2 3 SIEMENS
ARANZAZU 6000 33/13.2 3 SIEMENS
ARMENIA 12500 33/13.2 3 ABB
BALBOA 6000 33/13.2 3 SIEMENS
BELALCAZAR 3000 33/13.8 3 UNION
BELEN DE UMBRIA 4000 33/13.8 3 SUNTEC
BELLO HORIZONTE 100 33/13.2 3 LANCOR
BOLIVIA 3000 33/13.2 3 ANDINA
BOSQUES DE LA ACUARELA
20000 33/13.8 3 ABB
CAMPESTRE 12500 33/13.2 3 ABB
CHINCHINA 20000 33/13.2 3 ABB
CHIPRE 30000 33/13.2 3 ABB
DORADA NORTE 7700 33/13.2 3 SIEMENS
EL DORADO 3000 33/13.8 3 ABB
EL LLANO 225 33/13.2 3 SUNTEC
ENEA 20000 33/13.2 3 MITSUBISHI
FILADELFIA 3000 33/13.2 3 ABB
FLORENCIA 750 33/13.8 3 SUNTEC
GUARATO 100 33/13.2 3 LANCOR
GUARINOCITO 1000 33/13.2 3 MAGNETRON
INSULA 6000 33/13.8 3 ABB
IRRA 3000 33/13.2 3 MAGNETRON
160 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
LA DORADA 20000 33/13.2 3 ABB
LA FELISA 500 33/13.731 3 MAGNETRON
LA HERMOSA 20000 33/13.2 3 ABB
LA MANUELA 3000 33/13.8 3 MAGNETRON
LA MARGARITA 3000 33/13.8 3 ABB
LA MERCED 3000 33/13.8 3 MAGNETRON
LA ROSA 30000 33/13.2 3 ABB
LA VIRGINIA 6000 33/13.8 3 SIEMENS
LAS COLES 500 33/13.8 3 SUNTEC
MANIZALES 14000 33/13.2 3 ASEA
MANZANARES 6000 33/13.2 3 SIEMENS
MARMATO 30000 33/13.2 3 ABB
MARQUETALIA 3000 33/13.2 3 ABB
MARSELLA 6000 33/13.2 3 ABB
MISTRATO 3000 33/13.8 3 SUNTEC
NEIRA 6000 33/13.2 3 SIEMENS
NORCASIA 3000 33/13.8 3 ABB
PACORA 3000 33/13.7 3 MAGNETRON
PENSILVANIA 6000 33/13.8 3 ABB
PERALONSO 30000 33/13.2 3 ABB
PLANTA ESMERALDA 750 33/13.2 3 SIEMENS
PLANTA INSULA 12500 33/13.2 3 ABB
PUEBLO RICO 3000 33/13.8 3 WESTING HOUSE
QUINCHIA 6000 33/13.2 3 SIEMENS
REGIVIT 14000 33/13.2 3 ASEA
RIOSUCIO 7500 33/13.2 3 UNION
RISARALDA 2000 33/13.8 3 SIEMENS
SALAMINA 6000 33/13.8 3 SIEMENS
SAMANA 3000 33/13.8 3 UNION
SAN ANTONIO DEL CHAMI 225 33/13.2 3 MAGNETRON
SANTA CECILIA 315 33/13.8 3 SUNTEC
SANTUARIO 5000 33/13.8 3 ABB
SUPIA 6000 33/13.2 3 UNION
VICTORIA 4000 33/13.2 3 ABB
VILLAMARIA 6000 33/13.2 3 SIEMENS
VITERBO 6000 33/13.2 3 SIEMENS
Bibliografía 161
Transformadores de potencia 115/33 kV de CHEC.
SUBESTACIÓN kVA TENSIÓN (kV)
No. FASES MARCA
ARMENIA 40000 115/33 3 ABB
ENEA 20000 115/33 1 MITSUBISHI
ENEA 20000 115/33 1 MITSUBISHI
ENEA 20000 115/33 1 MITSUBISHI
INSULA 40000 115/33 3 ABB
IRRA 13333 115/33 1 SIEMENS
IRRA 13333 115/33 1 SIEMENS
IRRA 13333 115/33 1 SIEMENS
LA DORADA 40000 115/33 3 ABB
LA HERMOSA 6667 115/33 1 MITSUBISHI
LA HERMOSA 6667 115/33 1 MITSUBISHI
LA HERMOSA 6667 115/33 1 MITSUBISHI
LA ROSA 20000 115/33 1 ASEA
LA ROSA 20000 115/33 1 ASEA
LA ROSA 20000 115/33 1 MITSUBISHI
LA ROSA 20000 115/33 1 ASEA
LA ROSA 20000 115/33 1 MITSUBISHI
LA ROSA 20000 115/33 1 MITSUBISHI
MANIZALES 20000 115/33 1 ABB
MANIZALES 20000 115/33 1 ABB
MANIZALES 20000 115/33 1 ABB
MANZANARES 6667 115/33 1 OSAKA
MANZANARES 6667 115/33 1 OSAKA
MANZANARES 6667 115/33 1 OSAKA
PERALONSO 40000 115/33 3 ABB
PERALONSO 40000 115/33 3 ABB
REGIVIT 20000 115/33 1 ASEA
REGIVIT 20000 115/33 1 MITSUBISHI
REGIVIT 20000 115/33 1 ASEA
RIOSUCIO 40000 115/33 3 ALSTOHM
SALAMINA 40000 115/33 3 ABB
VICTORIA 6667 115/33 1 MITSUBISHI
VICTORIA 6667 115/33 1 MITSUBISHI
VICTORIA 6667 115/33 1 MITSUBISHI
VITERBO 40000 115/33 3 ABB
162 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
Transformadores plantas de generación.
SUBESTACIÓN kVA TENSIÓN
(kV)
No. FASES MARCA
PLANTA ESMERALDA 18000 115/13.8 3 ABB
PLANTA GUACAICA 3000 33/4.16 3 SIEMENS
PLANTA INSULA 14100 33/4.16 3 GEN. ELECTRIC
PLANTA INSULA 9000 33/4.16 3 GEN. ELECTRIC
PLANTA INTERMEDIA 2500 13.8/4.16 3 SIEMENS
PLANTA MUNICIPAL 900 13.8/4.16 1 ASEA
PLANTA MUNICIPAL 900 13.8/4.16 1 ASEA
PLANTA MUNICIPAL 900 13.8/4.16 1 ASEA
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 MITSUBISHI
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 MITSUBISHI
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 MITSUBISHI
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 MITSUBISHI
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 MITSUBISHI
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 MITSUBISHI
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 ABB
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 ABB
PLANTA SAN FRANCISCO 17700 115/13.8 1 ABB
PLANTA SANCANCIO 3000 13.8/4.16 3 SIEMENS
Subestaciones 115/33/13.2 kV
No
mbre
Localización Tipo Capacidad
Total MVA
Niveles de
Tensión kV
Configuración
de Barrajes
N° Unidades de
Transformación
ARMENIA ARMENIA - QUINDIO Exterior 52.5 115/33/13.2 Bp+T 2
INSULA CHINCHINA - CALDAS Exterior 46 115/33/13.2 Bp+T 2
IRRA NEIRA - CALDAS Exterior 43 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico
LA DORADA DORADA - CALDAS Convencional 60 115/33/13.2 Bp+T 2
LA ENEA MANIZALES - CALDAS Convencional 80 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico
LA HERMOSA SANTA ROSA - RISARALDA
Convencional 40 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico
LA ROSA DOSQUEBRADAS - RISARALDA
Convencional 150 115/33/13.2 Bp+T 6 monofásicos y 1 trifásico
MANIZALES MANIZALES - CALDAS Exterior 74 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico
Bibliografía 163
MANZANARES MANZANARES - CALDAS Exterior 26 115/33/13.2 Bs 3 monofásicos y 1 trifásico
PERALONSO MANIZALES - CALDAS Exterior 110 115/33/13.2 Bp+T 3
REGIVIT ARMENIA - QUINDIO Convencional 74 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico
RIOSUCIO RIOSUCIO - CALDAS Exterior 47.5 115/33/13.2 Sby 3 monofásicos y 2 trifásicos
SALAMINA SALAMINA - CALDAS Exterior 46 115/33/13.2 Sby o Bs? 2
VICTORIA VICTORIA - CALDAS Convencional 24 115/33/13.2 Bp+T 3 monofásicos y 1 trifásico
VITERBO VITERBO - CALDAS Exterior 46 115/33/13.2 Sby o Bs? 2
Subestaciones 33/13.2 kV.
Nombre Localización Tipo Capacidad
Total MVA
Niveles de
Tensión kV
Configuración
de Barrajes
N° Unidades de
Transformación
AGUADAS AGUADAS - CALDAS Exterior 5 33/13.2 Bs 1
ALTAMAR PALESTINA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1
ALTASUIZA MANIZALES - CALDAS Exterior 30 33/13.2 Bs 1
ANSERMA ANSERMA - CALDAS Exterior 10 33/13.2 Bs 1
APIA (fuera de servicio desde 09.12.2010)
APIA - RISARALDA Exterior 6 33/13.2 Bs 1
ARANZAZU ARANZAZU - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1
BALBOA BALBOA - RISARALDA Exterior 6 33/13.2 Bs 1
BELALCAZAR BELALCAZAR - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
BELEN DE UMBRIA BELEN DE U. - RISARALDA
Exterior 4 33/13.2 Bs 1
BELLO HORIZONTE LA DORADA - CALDAS Exterior 0.1 33/13.2 Bs 1
BOLIVIA BOLIVIA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
BOSQUES DE LA ACUARELA
DOSQUEBRADAS - RISARALDA
Exterior 20 33/13.8 Bs 1
CAMPESTRE DOSQUEBRADAS - RISARALDA
Exterior 12.5 33/13.2 Bs 1
CHINCHINA CHINCHINA - CALDAS Exterior 20 33/13.2 Sby 1
CHIPRE MANIZALES - CALDAS Exterior 30 33/13.2 Bs 1
DORADA NORTE DORADA - CALDAS Exterior 7.7 33/13.2 Bs 1
EL DORADO MARMATO - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
EL LLANO VICTORIA - CALDAS Exterior 0.225 33/13.2 Bs 1
FILADELFIA FILADELFIA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
FLORENCIA SAMANA - CALDAS Exterior 0.75 33/13.2 Bs 1
164 Análisis de suplencia de carga ante indisponibilidad de los
transformadores 33/13.2 kV de las subestaciones de CHEC S.A. E.S.P.
GUARATO TADO - CHOCO Exterior 0.1 33/13.2 Bs 1
GUARINOCITO LA DORADA - CALDAS Exterior 1 33/13.2 Bs 1
LA FELISA SUPIA - CALDAS Exterior 0.5 33/13.2 Bs 1
LA MANUELA MANIZALES - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
LA MARGARITA PALESTINA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
LA MERCED MERCED - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
LA VIRGINIA VIRGINIA - RISARALDA Exterior 6 33/13.2 Bs 1
LAS COLES PACORA - CALDAS Exterior 0.5 33/13.2 Bs 1
MARMATO MANIZALES - CALDAS Exterior 30 33/13.2 Bs 1
MARQUETALIA MARQUETALIA - CALDAS
Exterior 3 33/13.2 Bs 1
MARSELLA MARSELLA - RISARALDA
Exterior 6 33/13.2 Bs 1
MISTRATO MISTRATO - RISARALDA
Exterior 3 33/13.2 Bs 1
NEIRA NEIRA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1
NORCASIA NORCASIA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
PACORA PACORA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
PENSILVANIA PENSILVANIA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1
PUEBLO RICO PUEBLO RICO - RISARALDA
Exterior 3 33/13.2 Bs 1
QUINCHIA QUINCHIA - RISARALDA
Exterior 6 33/13.2 Bs 1
RISARALDA RISARALDA - CALDAS Exterior 2 33/13.2 Bs 1
SAMANA SAMANA - CALDAS Exterior 3 33/13.2 Bs 1
SAN ANTONIO DEL CHAMI
MISTRATO - RISARALDA
Exterior 0.225 33/13.2 Bs 1
SANTA CECILIA PUEBLO RICO - RISARALDA
Exterior 0.315 33/13.2 Bs 1
SANTUARIO SANTUARIO - RISARALDA
Exterior 5 33/13.2 Bs 1
SUPIA SUPIA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1
VILLAMARIA VILLAMARIA - CALDAS Exterior 6 33/13.2 Bs 1
Bibliografía 165
Referencias
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