análisis del impacto de utilización de un sistema de

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2005

Análisis del impacto de utilización de un sistema de acoplamiento Análisis del impacto de utilización de un sistema de acoplamiento

capacitivo SCC-3 en la línea a 115 Kv entre Mocoa y Puerto capacitivo SCC-3 en la línea a 115 Kv entre Mocoa y Puerto

Caicedo Caicedo

Jetzbel Ortiz Alvis Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Ortiz Alvis, J. (2005). Análisis del impacto de utilización de un sistema de acoplamiento capacitivo SCC-3 en la línea a 115 Kv entre Mocoa y Puerto Caicedo. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/509

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ANALISIS DEL IMPACTO DE UTLIZACIÓN DE UN SISTEMA DE ACOPLAMIENTO CAPACITIVO SCC-3 EN LA LÍNEA A 115 KV

ENTRE MOCOA Y PUERTO CAICEDO

JETZBEL ORTIZ ALVIS

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERIA ELECTRICA

BOGOTA D.C OCTUBRE 2005

ANÁLISIS DEL IMPACTO DE UTILIZACIÓN DE UN SISTEMA DE ACOPLAMIENTO CAPACITIVO SCC-3 EN LA LÍNEA A 115 KV

ENTRE MOCOA Y PUERTO CAICEDO

JETZBEL ORTIZ ALVIS

Monografía presentada como requisito

Para obtener el titulo de Ingeniero

Electricista

DIRECTOR Rafael Chaparro Beltrán

ING. ELECTRICISTA

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACUTAD DE INGENIERIA ELECTRICA

BOGOTA D.C OCTUBRE 2005

Nota de aceptación:

_______________________________

_______________________________

__ _____________________________

__________________________

Firma del presidente del jurado

_________________________

Ing. Camilo Cortes

__________________________

Ing. Julio Cesar García

Bogota Octubre 2005

A TODA MI FAMILIA Y ESPECIALMENTE A

MI MADRE EDILMA QUE HA SIDO DE GRAN

APOYO Y COMPRENSIÓN EN TODOS ESTOS AÑOS

DE FORMACION PROFESIONAL.

JETZBEL

Universidad De La Salle Facultad de Ingeniería Eléctrica

TABLA DE CONTENIDO

Pagina

INTRODUCCION 1

1. ANTECEDENTES 2

1.1 DESARROLLO HISTORICO 2

1.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA 5

2. SUBESTACIONES DE ACOPLAMIENTO CAPACITIVO DE BAJA

POTENCIA

6

2.1 EL SCC- 1 6

2.2 EL SCC- 2 6

2.3 CIRCUITO EQUIVALENTE 9

2.4 SISTEMA DE TRANSMISIÓN 10

2.5 SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN 11

2.6 FUNCIONAMIENTO EN VACÍO Y BAJO CARGA 11

2.7 DESEQUILIBRIO DE VOLTAJE CAUSADO POR LOS SCC EN

UNA LÍNEA DE ALTA TENSIÓN

14

2.8 SOBRETENSIÓN 14

2.9 REGULACIÓN DE VOLTAJE 16

2.10 PROTECCIÓN 17

2.11 PUESTA A TIERRA 17

2.12 ADAPTACIÓN A DIFERENTES CONDICIONES DE OPERACIÓN 17

2.13 MANTENIMIENTO 18

2.14 APLICACIONES PARA LOS SCC 18

2.15 VENTAJAS PARA LOS SCC 18

2.15.1 DESVENTAJAS PARA LOS SCC 19

2.18 EL SCC-4 UNA NUEVA GENERACION DE POTENCIA

DERIVADA DEL CABLE DE GUARDA

20

3. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA SCC-3 21

3.1 INTRODUCCIÓN 21


3.2 FUNCIONAMIENTO DE UN TPC 21

3.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO 26

3.3.1 CIRCUITO EQUIVALENTE 26

3.3.2 ANÁLISIS FASORIAL 28

3.3 CONDICIONES DE OPERACIÓN 30

3.3.1 CONDICIÓN ESTABLE 30

3.3.2 CONDICION DE CORTO CIRCUITO EN LA CARGA 30

3.3.3 ENERGIZACIÓN 31

3.3.4 SOLUCION AL PROBLEMA DE LA FERRORESONANCIA 32

3.4 SISTEMA DE PROTECCIÓN 36

3.5 IMPACTO SOBRE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 39

3.5.1 EFECTO DE LOS BANCOS DE CONDENSADORES SOBRE LA PROTECCION DE DISTANCIA.

40

3.6 CIRCUITO ELECTRONICO DE REGULACIÓN DE CARGA 41

3.7 SALIDA DE VOLTAJE BALANCEADA A 240/120 43

3.8 ADAPTACIÓN DE 115 A 230 KV 44

3.9 VENTAJAS DEL SISTEMA SCC-3 46

4. TRANSITORIOS DEBIDOS A BANCOS DE CONDENSADORES 47

4.1 POTENCIA REACTIVA DE BANCOS DE CONDESADORES 47

4.2 ENERGIZACIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES 48

4.3 SOBRETENSIONES EN BANCOS DE CONDENSADORES Y EN

LA RED

50

4.4 CORRIENTES DE INSERCIÓN EN BANCOS DE

CONDENSADORES

50

4.5 REDUCCIÓN DE CORRIENTES DE INSERCIÓN 52

5. ANÁLISIS DEL IMPACTO ELECTRICO DEL SCC-3 EN LA LÍNEA

ENTRE MOCOA – PUERTO CAICEDO

53

5.1 ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA 57

5.2 CALCULO DEL BANCO DE ACOPLE CAPACITIVO 60

5.3 ANÁLISIS DEL FLUJO DE CARGA CON EL SCC-3 SIN CARGA 67

5.4 ANALISIS DE CORTOCIRCUITO 70


5.5 ANÁLISIS DE FLUJO CON EL SCC-3 A MAXIMA CARGA

5.6 PERFIL DE TENSION CON Y SIN EL SCC-3

73

79

6. MARCO LEGAL PARA EL PLANEAMIENTO Y EJECUCION DEL

SISTEMA DE ACOPLAMIENTO CAPACITIVO SCC-3

84

6.1 ATENCION DE LA DEMANDA 84

6.2 IMPACTO AMBIENTAL 86

6.3 VIABILIDAD TECNICA 87

6.4 SISTEMA DE MEDICION 89

6.4.1 MEDIDORES DE ENERGÍA ACTIVA 90

6.4.2 MEDIDORES DE ENERGIA REACTIVA 90

6.4.3 INDICADORES DE DEMANDA MÁXIMA 90

6.4.4 TRANSFORMADORES DE MEDIDA 90

6.4.5 PRECISION DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA 90

6.4.6 ACCESO A LOS EQUIPOS DE MEDIDA 91

6.4.7 PRUEBAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA 91

6.4.8 FRONTERA COMERCIAL 91

7. ANÁLISIS DE LA RENTABILIDAD Y DE INGRESOS GENERADOS

POR EL SISTEMA DE ACOPLAMIENTO CAPACITIVO SCC-3

92

7.1 VENTAJAS ECONOMICAS DEL SCC-3 92

7.2 INGRESOS DERIVADOS POR EL SCC-3 94

7.3 RENTABILIDAD DEL SISTEMA SCC-3 95

7.3.1 AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN 96

7.4 COMPARACION ECONOMICA DE LA SUBESTACION SCC-3

CON LAS SUBESTACIONES CONVENCIONALES

97

8. CONCLUSIONES 100

BIBLIOGRAFIA 102


LISTA DE FIGURAS

Pag FIGURA 1 SCC-1INSTALADO EN ÑAHUIMPUQUIO 4

FIGURA 2 DIAGRAMA UNIFILAR SCC-1 Y SCC-2 8

FIGURA 3 CIRCUITO EQUIVALENTE DEL SCC1 Y SCC2 9 FIGURA 4 SCC VISTO DESDE LA LÍNEA DE TRANSMISIÓN 10 FIGURA 5 SCC VISTO DESDE LA LÍNEA DE DISTRIBUCIÓN 11 FIGURA 6 FLUJO DE CORRIENTES EN EL SCC 13 FIGURA 7 SCC-2 INSTALADO EN LANGUI (PERÚ 15 FIGURA 8 REGULACION DE VOLTAJE 16 FIGURA 9 SCC4 20 FIGURA 10 CIRCUITO DE UN TPC 22 FIGURA 11 CIRCUITO EQUIVALENTE DE UN TPC 23 FIGURA 12 FOTO SCC-3 RIVIERE STE ANNE (CANADA) 26 FIGURA 13 PRINCIPIO DEL DIVISOR DE TENSIÓN CAPACITIVO 27 FIGURA 14 CIRCUITO EQUIVALENTE THÉVENIN 28 FIGURA 15 DIAGRAMA FASORIAL SCC-3 29

FIGURA 16 GRAFICA DE FRECUENCIAS 31 FIGURA 17 GRAFICA DE SOLUCION DE FERRORESONANCIA 33 FIGURA 14 GRAFICA DE SOLUCION DE FERRORESONANCIA 33 FIGURA 18 GRAFICA DE SOLUCION DE FERRORESONANCIA 34 FIGURA 19 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SCC-3 35

FIGURA 20 SISTEMA DE PROTECCIÓN SCC-3 38 FIGURA 21 CIRCUITO DE UNA LINEA DE TRANSMISION

ALIMENTANDO UN DIVISOR CAPACITIVO Y (B) DIAGRAMA FASORIAL

39

FIGURA 22 (a) CIRCUITO DE UNA LINEA DE TRANSMISION ALIMENTANDO UN DIVISOR CAPACITIVO ENTRE DOS S/E (b) DIAGRAMA FASORIAL SIN EL DIVISOR (c) Con EL BANCO

40

FIGURA 23 OPERACIÓN DEL RELÉ DE DISTANCIA 41 FIGURA 24 PLANO R-X 41 FIGURA 25 DIAGRAMA DE BLOQUES DEL FUNCIONAMIENTO

DEL REGULADOR ELECTRÓNICO DEL SCC-3 42

FIGURA 26 SALIDA BALANCEADA DE TENSION 240/120 43 FIGURA 27 ADAPTACIÓN DEL SISTEMA A OTRO NIVEL DE

TENSION 45

FIGURA 28 FLUJO POTENCIA BANCOS DE CONDENSADORES. 47


FIGURA 29 TRIANGULO DE POTENCIAS 48

FIGURA 30 DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL PUTUMAYO

54

FIGURA 31 FLUJO DE CARGA DEL SISTEMA SIN EL SCC-3 59

FIGURA 32 CONFORMACIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES 65 FIGURA 33 CONEXIONES USALES DE BANCOS DE

CONDENSADORES 66

FIGURA 34 OTRO TIPO DE CONEXIONES 67 FIGURA 35 FLUJO DE CARGA DEL SISTEMA CON EL SCC-3 SIN

CARGA 69

FIGURA 36 DIAGRAMA DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO EN EL NODO SCC-3

71

FIGURA 37 DIAGRAMA DE CORTOCIRCUITO FASE-TIERRA EN EL NODO SCC-3

72

FIGURA 38 SUMA DE IMPEDANCIAS 74 FIGURA 39 FLUJO CON EL SCC-3 A MAXIMA CARGA CON

NEPLAN 76

FIGURA 40 PERFIL DE TENSIÓN SIN EL SCC-3 80 FIGURA 41 PERFIL DE TENSION CON EL SCC-3 EN VACIO 81

FIGURA 42 COMPARACION DE PERFILES 82 FIGURA 43 VARIACION DE LAS PERDIDAS CON LA CARGA 92 FIGURA 44 REDUCCION DE PERDIDAS 94


DEFINICIONES

Las siguientes definiciones fueron tomadas del reglamento de distribución, código de redes, y del RETIE.

ACTIVÓ DE CONEXIÓN: Son aquellos activos que se requieren para que un generador, un usuario u otro transmisor se conecte físicamente al sistema de transmisión nacional, a un sistema de transmisión regional o un sistema de distribución local. ACOMETIDA: Derivación de la red local del servicio respectivo que llega hasta el registro de corte del inmueble. BANCO DE CONDENSADORES: Grupo de unidades individuales de capacitores conectados en paralelo que a su vez se conectan con otros grupos en serie. CALIBRACIÓN: El conjunto de operaciones que tienen por fin determinar los errores que tiene un instrumento para medir y de ser necesario otras características metrologicas. CARGA: La potencia eléctrica requerida para el funcionamiento de uno o varios equipos eléctricos o la potencia que transporta un equipo. CARGABILIDAD: limite térmico dado en capacidad de corriente para líneas de transporte de energía, transformadores etc. CIRCUITO: Lazo cerrado formado por un conjunto de elementos, dispositivos y equipos eléctricos alimentados por la misma fuente de energía y con las mismas protecciones contra sobrecorrientes y sobretensiones. CORTOCIRCUITO: Condición anormal ocasionado por la unión accidental o intencional de muy baja resistencia entre dos o mas puntos de diferente potencial de un mismo circuito. DESCARGADOR DE SOBRETENSION: Dispositivo para protección de equipos eléctricos el cual limita el nivel de la sobretension mediante la absorción de la mayor parte de la energía transitoria minimizando la transmitida a los equipos y reflejando la otra parte a la red. EQUIPO DE MEDIDA: En relación con un punto de conexión lo conforman todos los transformadores de medida, medidores y el cableado necesario para ese punto de conexión.


FERRORESONANCIA: Fenómeno en el cual debido a la saturación de frecuencias en el núcleo de los transformadores puede causar perturbaciones y hasta destruir los transformadores por las constantes oscilaciones en estos. FILTRO AMORTIGUADOR: Aparato eléctrico patentado por Hydroquebec que elimina el efecto de la ferroresonancia en el SCC-3 FRECUENCIA: Numero de periodos por segundo de una onda se mide en hertz o ciclos por segundo. IMPACTO AMBIENTAL: Acción o actividad que produce una alteración favorable o desfavorable en el medio ambiente o en uno de sus componentes. LINEA ELECTRICA: Conjunto compuesto por conductores, aisladores, estructuras y accesorios destinados al transporte de energía eléctrica. PARARRAYOS: Elemento metálico resistente al a corrosión cuya función es interceptar los rayos que podrían impactar directamente sobre la instalación a proteger. Más técnicamente se conoce como terminal de captación. PERFIL DE TENSIÓN: Grafica que muestra como se comporta la variación de voltaje a través de una línea de alta tensión. PUESTA A TIERRA: Grupo de elementos conductores equipotenciales en contactó eléctrico con el suelo o una masa metálica de referencia común que distribuye las corrientes eléctricas de falla en el suelo o la masa. Comprende electrodos, conexiones y cables enterrados. PUNTO DE CONEXIÓN: Es el punto de conexión eléctrico en el cual el equipo de un usuario esta conectado a un STR y/o SDL para propósito de transferir energía eléctrica entre las partes. SOBRECARGA: Funcionamiento de un elemento excediendo su capacidad nominal. SOBRETENSION: Tensión anormal existente entre dos puntos de una instalación eléctrica superior a la tensión máxima de operación normal de un dispositivo, equipo o sistema. USUARIO: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un servicio publico bien como propietario del inmueble en donde este se presta, o como receptor directo del mismo (consumidor).


SIGLAS

ANSI: American National Standars Institute

C.F.I: (Cost, Insurange, and Freight) Precio de un articulo después de pagar fletes

y seguro en el puerto de llegada.

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

F.O.B: (Free On Board) Precio de un articulo colocado en el puerto de envió.

IPSE: Instituto de Promoción y Planeación de Soluciones Energéticas

IREQ: Institute Research Electricity of Québec

OR: Operador de Red

SCC-1: (System Coupling Capacitive).Sistema de acoplamiento electroestático

entre el conductor y un cable de guarda de una línea de alta tensión

SCC-2: (System Coupling Capacitive).Sistema de acople capacitivo monofasico

de un banco de condensadores con una línea de alta tensión

SCC-3: (System Coupling Capacitive).Sistema de acople capacitivo trifásico de un

banco de condensadores con una línea de alta tensión

SDL: Sistema de Distribución Local

SIN: Sistema Interconectado Nacional

STR: Sistema de Transmisión Regional

TIO: Tasa de Interés de Oportunidad

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética


Jetzbel Ortiz Alvis 1

INTRODUCCIÓN

En muchos países la electrificación rural se considera antieconómica porque la extensión de una red de distribución ya demasiado larga ocasionaría más pérdidas y a veces un voltaje inaceptable. La instalación de una subestación convencional con transformadores no aumenta las pérdidas de la red de distribución pero sí contribuye a aumentar las pérdidas en la red de alta tensión y no tiene un efecto positivo sobre el perfil de tensión de dicha red. Las líneas de transmisión de alta tensión construidas para llevar energía eléctrica a grandes centros de carga, pasan muy cerca de pequeñas poblaciones que no disponen de servicio eléctrico; los habitantes de dichos poblados esperan beneficiarse de dichas líneas de transmisión para el suministro de sus requerimientos de energía eléctrica. El problema entonces para la empresa propietaria de las líneas, es el de extraer pequeñas cantidades de potencia de las mismas a un costo razonable de manera que la tarifa asociada al correspondiente servicio sea manejable por estos consumidores. Debido a estas necesidades se han desarrollado desde hace varios años tecnologías de subestaciones de acoplamiento capacitivo denominadas comercialmente SCC-1 (acople electrostático entre conductor y cable de guarda) SCC-2 (acople capacitivo monofásico de un banco de condensadores) SCC-3 (acople capacitivo trifásico) y el SCC-4 (acople capacitivo para suministrar energía a muy pequeñas cargas). La subestación de acople capacitivo SCC-3 como tecnología para el suministro de energía a pequeñas cargas (comunidades rurales), ha sido una solución viable y económica según estudios realizados en Colombia. Se pretende realizar un estudio de la tecnología SCC-3 ya no como una solución de distribución de energía, sino desde el punto de vista del desempeño eléctrico de este dispositivo sobre la línea de transmisión entre Mocoa- Puerto Caicedo, y de esta manera analizar el impacto sobre dicho sistema.



1. ANTECEDENTES

1.1 DESARROLLO HISTORICO



La figura ilustra la frustración diaria de las poblaciones rurales que viven cerca de las líneas de transmisión de energía ya que tanto las centrales de generación como las líneas de alta tensión que transmiten la potencia a los grandes centros de consumo industriales y urbanos son planeadas exclusivamente para este propósito y no en beneficiar a las pequeñas comunidades cercanas a las zonas de influencia de dichas líneas. En consecuencia toda la planeación y montaje de nuevas estructuras de nuestro sistema eléctrico (líneas de alta tensión, subestaciones, centrales de generación) esta enfocada con el único objetivo de satisfacer al mejor costo y confiabilidad posible estos grandes centros de carga. Además las políticas de privatización de las empresas eléctricas en Colombia han generado la búsqueda de manera rápida de la obtención de una rentabilidad a corto plazo en base a las tarifas del mercado que beneficia directamente la generación y distribución hacia las grandes ciudades, produciendo los conocidos problemas de inequidad con el sector rural que han producido la emigración, la violencia, la reducción de la productividad agrícola y demás problemas del campo. La electrificación rural es costosa bajo el actual marco de condiciones debido al costo de las inversiones y los ingresos percibidos y a las dificultades técnicas porque la extensión de las redes de distribución ocasionaría más pérdidas y problemas de voltaje. Por lo cual se deben pensar en soluciones viables para alimentar a las pequeñas cargas rurales cercanas a las líneas de alta tensión. Una de estas soluciones es utilizar un sistema de acoplamiento capacitivo denominado comercialmente SCC a continuación se hará una breve reseña histórica del desarrollo de los mismos. Durante la ejecución del proyecto de las centrales hidroeléctricas en la bahía de James (Québec, Canadá), hace más de 20 años, HydroQuebec debía alimentar de manera confiable 28 repetidoras de microondas a lo largo de 5 líneas de transporte de 735 kV (aproximadamente de una longitud de 1000 km cada una). En esa época y después de intensas investigaciones no se encontró una solución económica posible entre las muchas alternativas convencionales posibles. Por ejemplo la utilización de un generador diesel puesto que el transporte de combustible solamente hubiera sobrepasado los dos millones de dólares canadienses por año1.

1 CEGELEC-BG CHECO. Historia de los sistemas de acoplamiento capacitiv o. Descripción técnica de los sistemas SCC. Montreal Canadá. Marzo 1995.



Entonces HydroQuebec pidió al instituto de investigaciones eléctricas de HydroQuebec (IREQ) encontrar una solución que se adaptara a los siguientes requerimientos: Su funcionamiento debía ser seguro para la línea de transmisión bajo

cualquier circunstancia debido a que la subestación estaría conectada a una de las redes más potentes y sensibles del mundo. Debía funcionar autónomamente puesto que el acceso y las condiciones de

vida en el norte de Québec son difíciles. Después de muchas investigaciones, IREQ desarrollo y probó un sistema que presenta las siguientes características:

Se acopla capacitivamente con el cable de fase a través del cable de guarda aislado. El voltaje de distribución se regula gracias a una inductancia variable

controlada por tiristores. El fenómeno de la ferroresonancia esta eliminado.

En el año de 1982, BG Checo empresa a la cual Hydroquebec cedió los derechos de fabricación adapta la tecnología del SCC a la electrificación rural. La primera versión comercial fue diseñada e instalada en el pueblo de Ñahuimpuquio (figura1) en el corazón de los andes Peruanos, a una altura cercana de 4000 metros. La subestación esta conectada a una línea de transporte de 220 kV y tiene una potencia de salida de 70 kVA a 7.2 kV. Desde entonces se han instalado unidades semejantes en Venezuela y en Malasia en líneas de transporte de 800kV y de 275kV respectivamente.

Figura (1). SCC-1instalado en Ñahuimpuquio2

2 CEGELEC-BG CHECO. OP.cit, p.3



1.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA La transmisión de energía en Colombia se realiza con líneas de alta tensión a 115, 230, y 500 kV. El sistema eléctrico del departamento del Putumayo cuenta con dos líneas de 115 kV que pasan por zonas de escasa densidad de población, las cuales demandan bajas cargas y algunas no cuentan con interconexión al sistema. Se ha demostrado que la utilización de subestaciones de acoplamiento capacitivo en especial el SCC-3 es una solución probada y confiable para la electrificación de cargas rurales cercanas a una línea de alta tensión. Dentro de este estudio, se mostrará la información teórica de las subestaciones de acoplamiento capacitivo, haciendo énfasis en la tecnología SCC-3 la cual va a ser utilizada en este trabajo, basándonos en información suministrada por los fabricantes y trabajos de grado realizados respecto a este tema. Inicialmente se recopilará toda la información respectiva es decir los parámetros eléctricos del sistema de transmisión del departamento del Putumayo, se calculará el banco de condensadores adecuado para instalar el acople capacitivo en la línea Mocoa- Puerto Caicedo, de esta forma se determinará la variación del flujo de potencia en la línea, el perfil de tensión y las pérdidas en la misma. Se harán cuadros comparativos que muestren las diferencias existentes entre el sistema original y el nuevo con la inclusión del acople capacitivo (SCC-3) con el fin de visualizar mejor el impacto de dicha tecnología en la misma. Se realizarán simulaciones de corto circuito en el punto de conexión de tal forma que se puedan determinar las perturbaciones en la línea. Concluiremos este análisis explorando las implicaciones legales y económicas que por ley puedan afectar o estimular la ejecución e instalación de la subestación de acople capacitivo trifásico SCC-3.



2. SUBESTACIONES DE ACOPLAMIENTO CAPACITIVO DE BAJA POTENCIA Las subestaciones de acoplamiento capacitivo de baja potencia son el complemento ideal para el sistema SCC-3 debido a que se pueden planear conjuntamente con el operador de red una serie de beneficios extras como suministrar energía complementaria para sistemas de telecomunicaciones, cargadores de batería, servicio de amplificación de señales de fibra óptica en áreas remotas , suministros para servicios auxiliares, sistemas de bombeo, suministro eléctrico a pequeñas comunidades rurales y demás aplicaciones que no requieran mas de 150 kVA. También cabe destacar que algunos conceptos que trataremos aquí son validos igualmente para el sistema SCC-3 por lo cual facilitara la comprensión de los aspectos técnicos del mismo. 2.1 EL SCC- 13 El SCC-1 figura (2) es un sistema de acoplamiento capacitivo conectado con el cable de guarda aislado de una línea de alta tensión. Este cable de guarda aislado en una porción de su longitud forma con los conductores una capacitancia que depende de la geometría de la línea de alta tensión y de los kilómetros aislados. Un cable de guarda aislado puede verse como una fuente ideal de tensión de determinado valor, en serie con una impedancia capacitiva de valor dependiente de la longitud de cable aislado, pero debido a esto un cable de guarda aislado por sí solo no resulta conveniente para el suministro de cargas eléctricas, ya que producto de la impedancia serie antes referida, la regulación de voltaje en la carga sería muy pobre por lo cual adicionalmente el SCC-1 cuenta con un circuito de regulación de voltaje. La potencia disponible es función del valor de la capacitancia y del voltaje de operación. Este varía entre 4 kVA por kilómetro para una línea de 230 kV y 9 kVA para una línea de 800 kV. El SCC- 1 permite obtener hasta 100 kVA. 2.2 EL SCC- 24 El SCC- 2 figura (2) se conecta directamente a un conductor de fase de la línea mediante un banco de condensadores que reemplaza el condensador equivalente representado por el cable de guarda aislado y el conductor. Este sistema permite

3 CEGELEC-BG CHECO. Subestaciones de acoplamiento capacitivo SCC-1y SCC-2. Descripción técnica. Montreal Canadá. Enero 1994.p.7 4 CEGELEC- BG CHECO, Op.cit.,p.7



obtener entre 100 y 150 kVA en líneas entre los 100 y 275 Kv. El SCC-2 usa un sistema de regulación de tensión igual al usado en un sistema SCC-1 en consecuencia, la diferencia entre un SCC-2 y un SCC-1 es sencillamente el banco de condensadores de acoplamiento y el interruptor y seccionador asociados a la conexión de fase del primero. El siguiente diagrama unifilar se muestra el esquema del SCC-1 y SCC-2 y en la sección 2.3 se detalla el funcionamiento del mismo:



Figura (2). Diagrama unifilar SCC-1 y SCC-25

2.3 CIRCUITO EQUIVALENTE El circuito equivalente de los sistemas SCC de baja potencia esta representado por sus componentes figura (3). C1: banco de condensadores de acoplamiento C2: banco de condensadores de filtro L1: inductor controlado por tiristores L2: inductor de filtro Vs: voltaje fase-tierra de la línea de alta tensión Vo: voltaje de salida

Figura (3). CIRCUITO EQUIVALENTE6

El circuito mostrado en la figura (3) es una forma más práctica y fácil de explicar los diagramas unifilares de los SCC figura (2). El inductor controlado por tiristores (L1) puede visualizarse como una inductancia variable la cual presenta su máximo valor cuando los tiristores cesan de conducir y su mínimo valor cuando cada tiristor conduce medio ciclo completo. La tensión de salida del sistema debe ser aproximadamente constante, en un rango de ±5%, en demanda máxima no hay conducción por el inductor controlado

5 CEGELEC-BG CHECO, Op.cit, p.8 6 CEGELEC-BG CHECO, Op.cit, p.10



por tiristores, mientras que en demanda mínima, hay conducción plena, en cualquiera de estas dos condiciones no se generan armónicas. Para niveles de

carga intermedios hay conducción parcial por el inductor, lo cual se logra con el disparo adecuado de los tiristores que lo controlan. En estas condiciones se generan armónicos los cuales son limitados por el filtro diseñado para tal fin (conjunto L2, C2). En el caso de un cortocircuito en los terminales de salida del sistema, la máxima corriente que puede circular es limitada por el condensador equivalente C1. Normalmente esta corriente es igual a la corriente de plena carga del sistema y en consecuencia la condición de cortocircuito temporal o permanente del lado de distribución, no representa ningún peligro ni para la línea de transmisión ni para el sistema de acoplamiento capacitivo SCC1 y SCC2.

2.4 LOS SCC VISTOS DESDE LOS SISTEMAS DE TRANSMISIÓN7 Desde el lado de la línea de transmisión los SCC pueden representarse como una carga capacitiva figura (4). Debido a la alta impedancia de los condensadores de acoplamiento, la potencia reactiva capacitiva inyectada de la red de A.T es pequeña e independiente de la potencia de salida de los SCC.

7 CEGELEC-BG CHECO, Op.cit, p.11



Figura (4). SCC visto desde la línea de transmisión

2.5 LOS SCC VISTOS DESDE LOS SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN8 Desde el lado de la red de distribución, los SCC se comportan como una fuente inductiva cuyo valor varia de acuerdo con la carga figura (5). En el caso de un cortocircuito a nivel de distribución, la corriente de cortocircuito queda limitada por el condensador C1 al valor de la corriente de demanda máxima ver Figura (3). La ventaja de esta configuración es que no hay posibilidad de ferroresonancia entre el sistema y el transformador de distribución o con los componentes inductivos de la red por que en demanda máxima no hay conducción por los tiristores y no se presenta ferroresonancia como se explico en el enciso perteneciente al circuito equivalente.




Figura (5). SCC visto desde la línea de distribución

2.6 FUNCIONAMIENTO EN VACÍO Y BAJO CARGA9 Los SCC1 y SCC2 regulan su voltaje de salida o de distribución dentro de un margen más o menos un de 5%. El valor de la inductancia de compensación esta ajustado por el circuito electrónico de manera automática, controlando así el voltaje de salida de acuerdo con la carga. En la condición sin carga o vació figura (6) el inductor L1 llega al tope de su conductividad y su valor disminuye a cero a medida que el sistema opera a plena carga.

Cuando se aplica una carga figura (6) la corriente se divide en dos rumbos. Si la carga es lo suficientemente grande para absorber toda la corriente disponible es decir en la condición de máxima potencia de salida, el regulador deja de funcionar y el voltaje de distribución decae de forma rápida. Por consiguiente en las condiciones que van desde vacío a plena carga e inclusive hasta la de cortocircuito el sistema no puede ser dañado y la corriente obtenida de la línea de alta tensión varia muy ligeramente y esta protegida contra cualquier fenómeno que pueda ocurrir a nivel del sistema de distribución contrariamente a lo que acontece con una subestación convencional.




Figura (6). Flujo de corrientes en el SCC10




2.7 DESEQUILIBRIO DE VOLTAJE CAUSADO POR LOS SCC EN UNA LÍNEA DE ALTA TENSIÓN11

En una línea de transmisión existe siempre un desequilibrio de voltaje cuyos límites aceptables están dentro de la planificación de los ingenieros que diseñan las redes. La instalación de una SCC monofásica sobre una línea de alta tensión también produce un desequilibrio de manera poco significativa. Dichos niveles pueden ser valorados en términos dependientes de la impedancia de secuencia positiva y secuencia cero como un porcentaje del voltaje de la red. Según la norma ANSI C-84.1-1982, existe una relación entre la tensión de desequilibrio y las especificaciones del equipo. La siguiente información es requerida para evaluar el desequilibrio producido por la conexión de uno o varios SCC en una línea de transmisión: Las características de cortocircuito de la red en el punto de instalación del SCC

puesto que el desequilibrio es inversamente proporcional al valor de la potencia de cortocircuito. La posición del SCC en línea. La relación Xo/X1 en el punto de conexión. El nivel de desequilibrio máximo aceptable en la línea de transmisión cuando

un SCC es instalado.

2.8 SOBRETENSIÓN 12 El primer SCC-2 a instalarse en Perú fue sometido a exigentes pruebas con el fin de anticipar su comportamiento. El sobrevoltaje instantáneo sobre la línea de transmisión fue estudiado con y sin el SCC-2. Adicionalmente, la disipación de energía en los descargadores de sobretensión de oxido metálico que protegen al SCC tanto en alta como en baja tensión también fue analizado. Este estudio demostró que la instalación de uno o varios SCC en la línea no aumenta la sobretensión de recierre, por el contrario el sobrevoltaje es reducido principalmente por la impedancia capacitiva y la presencia de los descargadores. 11 CEGELEC-BG CHECO. Op.cit. p,17 12 ELECTROPERU. Proyecto de electrificación de langui. Lima. Enero 1990.



A continuación se muestra una foto del equipo instalado en la comunidad de Langui Perú.

Figura (7). SCC-2 Instalado en Langui (Perú)



2.9 REGULACIÓN DE VOLTAJE La curva mostrada abajo figura (8) ilustra la regulación de voltaje del SCC. El voltaje de salida es mantenido constante hasta alcanzar la máxima potencia. La curva tiene un codo que representa la potencia máxima suministrada por el SCC. La posición exacta de este codo depende del voltaje al nivel de distribución, de la tensión de entrada, del valor exacto de los condensadores de acoplamiento y del circuito compensador. Una vez que la potencia máxima de salida es alcanzada, la corriente de salida permanece constante. Esta corriente también representa la corriente de cortocircuito a nivel del sistema de distribución. Un rele detector de baja tensión / alta tensión detiene el funcionamiento si la tensión de salida excede los limites.

0 80 100 120 14020 40 60 160

Potencia nominal de salida (kW)

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

Corriente de salida (A

)V

olta

je d

e sa

lida

(kV

)

Pmax

Voltaje

Corriente

Figura (8). Regulación de voltaje13

13 IREQ. Pruebas al sistema SCC. Montreal Canada.1994



2.10 PROTECCIÓN14 Los SCC1 y SCC2 son provistos de protecciones que actúan al alcanzarse las siguientes condiciones:

110% de sobretensión de distribución de una duración de más de 0.5segundos (falla de regulación). 90% de la tensión de distribución de una duración de más de 2

segundos (falla de regulación, sobrecarga, o cortocircuito). falla de uno a varios condensadores detectados por medición de

la corriente diferencial que fluye en el banco de condensadores de acoplamiento C.

2.11 PUESTA A TIERRA Puesto que los sistemas SCC usan una línea de transmisión como fuente de corriente, se produce la circulación de una débil corriente de puesta a tierra en permanencia. A fin de responder a las normas de seguridad más rigurosas, se ha perfeccionado el diseño de la malla a tierra, de modo que fenómenos adversos, tales como elevación de la temperatura y desecación del suelo, puedan ser controlados en función del tipo de suelo y de la ubicación del SCC. El diseño especializado de la puesta a tierra forma parte del alcance del suministro de cada unidad SCC. 2.12 ADAPTACIÓN A DIFERENTES CONDICIONES DE OPERACION15 El SCC está compuesto principalmente de componentes estándares,

diseñados para operar bajo diversas condiciones. La simplicidad del SCC permite su rápida instalación. Si el aumento de carga justificara la construcción de una subestación

convencional es muy fácil relocalizar el SCC en otra ubicación. Si el SCC-2 esta conectado a una línea de transmisión la cual posteriormente

se energizara a un voltaje mayor, el equipo puede adaptarse también a ese nivel de tensión cambiando los aparatos de maniobra de A.T y adicionando más condensadores en serie. La instalación de esta tecnología en Canadá (clima ártico), en Perú (a 4000 m.

sobre el nivel del mar), en Malasia (más alto nivel isoceraúnico del mundo) y en Venezuela (clima tropical) ha demostrado la confiabilidad del sistema, que puede operar sin problemas bajo diversas condiciones ambientales.

14 CEGELEC-BG CHECO.Op.Cit.p,19 15 CEGELEC-BG CHECO,Op.Cit.p,25



2.13 MANTENIMIENTO Los SCC están compuestos íntegramente de elementos estáticos, lo que asegura su confiabilidad. No requieren de ningún mantenimiento en particular y están diseñados para operar de manera continua. 2.14 APLICACIONES PARA LOS SCC Los SCC son sistemas de captación de energía monofásica de baja potencia que tiene sus principales aplicaciones en:

Líneas de alta tensión con voltajes de operación superiores a 230 kV para el suministro eléctrico a los equipos auxiliares de las mismas como señalizadores luminosos y estaciones repetidoras de microondas y fibra óptica. Líneas de alta tensión con voltajes mayores o iguales a 500 kV para el

suministro de eléctrico a pequeñas poblaciones. Líneas de alta tensión con tensiones menores a 245 kV para el suministro

de electricidad a pequeñas poblaciones (hasta 150 kW) como en el caso del sistema SCC-2.

2.15 VENTAJAS PARA LOS SCC Las principales ventajas del sistema SCC-1son las siguientes:

Las fallas en el sistema de captación o de distribución, no afectan la línea de alta tensión a la cual el sistema esta acoplado. La implementación de un sistema de estos en una línea no afecta el

desempeño de esta desde el punto de vista de salidas por descargas atmosféricas, ya que el nivel de aislamiento del cable de guarda se escoge dé tal manera que este funcione ante estas descargas y así le provea a esta un camino a tierra a través de la estructura de la línea. Rápida instalación y relocalización, siempre y cuando se disponga del cable

de guarda aislado para el SCC-1 y para el SCC-2 adaptación a diferentes niveles de tensión de la línea por ejemplo de (115 kV a 230 kV) Usa componentes estáticos estándar diseñados para operar bajo diversas

condiciones, lo cual muestra un buen desempeño desde el punto de vista del mantenimiento y confiabilidad.



2.15.1 DESVENTAJAS PARA LOS SCC Las principales desventajas del sistema SCC-1 son:

En las líneas de alta tensión por debajo de 500 kV no es conveniente para la electrificación rural por las razones antes explicadas (poca potencia extraíble). La confiabilidad y calidad del suministro a la carga de distribución es

siempre menor que la de la línea de alta tensión, ya que aparte de las fallas propias del sistema de captación y las debidas a descargas atmosféricas que caen en el tramo de cable de guarda aislado, cada vez que la línea de alta tensión sale fuera de servicio, se pierde el suministro. La operación de estos sistemas de captación involucra la circulación en

estado estacionario de una leve corriente por los sistemas de puesta tierra y por ende por el suelo. De modo que para prevenir la elevación de la temperatura y la desecación del suelo, se hace necesario un diseño especial de la malla a tierra para optimizarla en relación con estos aspectos. Requiere de un sistema de regulación de tensión sofisticado, constituido por

un inductor controlado electrónicamente mediante tiristores, lo cual puede no ser conveniente en poblaciones remotas donde es deseable un sistema de suministro basándose en equipos convencionales y con métodos de operación y mantenimiento simples y ordinarios.

Las principales desventajas del sistema SCC-2 son:

Se podría ocasionar la salida de la línea de transmisión en caso de falla en sus protecciones (interruptor D1, Fig. 2) al intentar despejar la falla a tierra en o a la entrada del banco de condensadores de acoplamiento. Este tipo de sistemas de captación no conviene utilizarlos en líneas de alta

tensión diseñadas con el criterio de confiabilidad (n-1) o mayor, donde la salida de la línea sea problemática para la carga principal o en sistemas radiales donde la pérdida momentánea de este circuito no implica mayores traumas a todo un estado o región. Hay que tener especial cuidado por la circulación de una pequeña corriente

de estado estacionario por los sistemas de puesta a tierra por lo cual se hace necesario un diseño optimo de una malla a tierra.



2.18 EL SCC-4 UNA NUEVA GENERACION DE POTENCIA DERIVADA DEL CABLE DE GUARDA El SCC-4 se basa en el mismo principio que los sistemas anteriores es decir aprovecha la inducción electrostática entre el cable de guarda y los conductores de fase. Sin embargo esta destinado a suministrar cargas muy pequeñas entre (2-20 kW) y en consecuencia el sistema de captación de energía es un poco diferente como se puede ver en la figura 9. Su importancia radica en que puede suministrar pequeñas cargas para equipos tales como repetidoras de fibra óptica, señalizadores de torres, estaciones metereológicas y otras ubicadas a lo largo de las ruta de la línea. Esta subestación fue desarrollada conjuntamente por HIDROQUEBEC y CEGELEC y las dos primeras unidades de la nueva fuente capacitiva fueron puestas en operación en Edouard localizado al norte de la Turque parte central de Québec en 1996. El montaje fue parte a su vez del proyecto emprendido por el departamento de telecomunicaciones del IREQ.

Figura (9). SCC416

16 HYDROQUEBEC. The SCC-4 a new generation of ground wire power tap. Montreal Canada. 1996



3. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL SISTEMA SCC-3 3.1 INTRODUCCIÓN El sistema de acoplamiento capacitivo SCC-3 se podría decir que es la versión trifásica del denominado SCC-2 ya que los dos sistemas requieren de condensadores acoplados a las líneas de alta tensión para captar energía pero difiere básicamente en que el SCC-3 es un divisor de potencial capacitivo. El divisor de potencial capacitivo no es una idea nueva en efecto se utiliza en instrumentos de medición de alta tensión, sin embargo su uso para transformar altos voltajes a medianos y entregar potencia es bastante reciente, ya que en el pasado dos razones fundamentales limitaban su uso:

La conexión de transformadores de distribución a la salida por la combinación L-C puede causar ferroresonancia figura (11) Si se produce un corto circuito a la salida, el banco de condensadores C2

sufriría un sobrevoltaje figura (11). A continuación hablaremos brevemente del funcionamiento de los divisores de potencial capacitivos o mejor conocidos como TPC (transformadores capacitivos de tensión) puesto que son la base de la cual se evoluciono hasta llegar a la construcción del sistema SCC-3. 3.2 FUNCIONAMIENTO DE UN TPC Los principales componentes de un transformador de potencial capacitvo, son el divisor de tensión capacitivo, la unidad de compensación electromagnética y los accesorios carrier que acoplan una comunicación en un sistema de potencia. La información del devanado secundario a los equipos de control, protección y medición se obtiene a través de un transformador inductivo que tiene una tensión primaria de 15 kV y solo se conecta de fase a tierra. En la siguiente figura se muestran los componentes principales y después una descripción breve de los componentes más importantes del dispositivo de potencial.



Figura (10). Circuito de un TPC

(1) Condensador principal (10) Interruptor de puesta tierra (2) Condensador auxiliar (11) Transformador (3) Interruptor de puesta a tierra (4) Bobina de drenaje (5) Descargador de tensión (6) Entrada de señal (7) Bobina de bloqueo (8) Descargador de tensión (9) Bobina de compensación

Divisor de voltaje capacitivo: consta del condensador principal (1) y del condensador (2) que conectados en serie, forman el divisor de tensión capacitivo. Dependiendo de la tensión nominal de operación el capacitor principal se puede formar de uno o más condensadores.



Bobina de bloqueo (7): Su función es proporcionar una trayectoria de baja impedancia para las señales de frecuencia del sistema y un camino de alta impedancia a las señales de onda portadora.

Descargador de tensión (8): conocido también como cuerno de arqueo sirve para proteger a toda la unidad electromagnética contra el efecto de las sobretensiones, el voltaje de arqueo o disparo se ajusta a la tensión que debe descargar. Bobina de compensación (9): Esta sirve para compensar el valor de la reactancia capacitiva y poner en fase los voltajes entre los terminales de alta tensión fase-tierra con el de salida. Cuchilla de puesta a tierra (10): sirve para dar mantenimiento a la unidad electromagnética sin necesidad de que desenergize el sistema y sin interferir con la señal de onda portadora. Transformador (11): La función básica de este es reducir el voltaje que recibe a las tensiones de 15 o más a tensiones menores de acuerdo a su relación de voltaje. Los elementos del 3,4,5 y 6 pertenecen al carrier los cuales son opcionales y no los describiremos. El circuito equivalente aproximado se muestra en la figura se puede observar que el circuito equivalente simplificado es parecido al de un transformador, diferenciándose solo en que el circuito para el dispositivo de potencial incluye la reactancia de los capacitores.

Figura (11). Circuito equivalente de un TPC



De este circuito se puede deducir

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+

×=

=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+×

−=

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+

×=

21

1

2

21

21

21

22

CCC

VaVS

VCaVS

XCXCXCXC

XeqjZtotal

XCXCXC

VVC

Th

Th

Donde: Xeq= XL+XP+a2 XS a= relación de transformación. es decir XL se debe de ajustar de tal forma que Z total se aproxime a cero en consecuencia:

SP XXXCXCXCXC

XL 2

2121

α=−⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+×

=

De donde

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+×=

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛

+×==

211

212

2

CCC

VV

XCXCXC

VVCV

ThS

ThS

α

α

Por lo general los TPC tienen un reactor de compensación y un transformador inductivo con derivación accesible para ajustes finos. Por medio del reactor de compensación se hacen los ajustes para ángulo de fase y por el transformador inductivo de la amplitud.



Si se considera que el reactor de compensación se ajusta de tal forma que Z total se pueda despreciar entonces el error que se introduce por el reactor de compensación o el transformador inductivo así como las capacitancias C1 y C2 se puede obtener con la ecuación:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

××−

×⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +×=

VLWCPR

eeq

)1(tan

1100(%) δ

θ

Donde: θ= Factor de calidad del reactor de compensación (X/R) Tanδ= Factor de pérdidas en los aislamientos de los capacitares. R= relación del divisor (VL/VC2)= (C1+C2)/C1 P= potencia en la carga en VA W= 2πf Ceq= (C1*C2)/(C1+C2) VTh= tension del sistema equivalente Para un determinado sistema y para una carga secundaria definida el TPC tiene un mejor desempeño en estado estable, mientras mayores son los valores de θ y Ceq menores los de R y Tanδ. CONDICIONES DE OPERACIÓN DE UN TPC Esto se refiere al requisito que deben cumplir los TPC en la misma forma que los TP para que durante su operación no se vean afectados por las condiciones ambientales. Las más relevantes son:

• La altura de operación • El nivel de contaminación • El grado de corrosión

TIPO DE AISLAMIENTO Debido a que los TPC se construyen de una parte capacitiva y otra inductiva (que es la unidad electromagnética) cada una tiene un tipo de aislamiento. La unidad electromagnética se puede especificar con dos tipos de aislamiento:

• Tipo seco • Sumergidos en aceite



Por lo que respecta a la parte capacitiva como se trata de un equipo en alta tensión esta se aísla y protege del medio ambiente por medio de porcelana, unidas por bridas para formar módulos capacitivos. El resto de características son prácticamente las mismas que se incluyen con los transformadores de potencial tipo inductivo es decir:

• Tensiones nominales primaria y secundaria • Factor de tensión • Clase de precisión y carga nominal secundaria (burden)

• Frecuencia nominal • Numero de devanados secundarios y conexión de los devanados • Variación permisible de la frecuencia nominal

El primer SCC-3 fue instalado en la región Riviere Ste Anne (Canadá) y cubre también la necesidades de la región de Matapedia en el “Gite du Mont-Albert” localizado en el Gaspe Park. El SCC fue conectado a una línea de 161kV y distribuye energía a 25kV y fue diseñado para una fácil adaptación a un cambio de voltaje de 230 kV. Este SCC-3 entro a reemplazar a una vieja subestación convencional y suministra 1.5 MW a toda esta región turística. Esta nueva subestación entro en funcionamiento en octubre de 1995 después de un año de pruebas. A continuación presentamos una foto de este sistema.

Figura (12). Foto SCC-3 Riviere Ste Anne (Canada)17

17 Foto suministrada vía E-mail por Bolduc Leonard. IREQ



3.3 PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DEL SCC-3 3.3.1 CIRCUITO EQUIVALENTE El sistema SCC-3 esta basado en el ya conocido principio del divisor de tensión capacitivo. Esta compuesto principalmente de dos bancos de condensadores en serie.

Figura (13). Principio del divisor de tensión capacitivo

El circuito equivalente thevenin del divisor figura (13) da la siguiente expresión para el voltaje de salida:

)21(1*CC

CVsVo+

= (1)

El inductor L (Fig. 14) se dimensiona de tal manera que a 60 Hz su inductancia resuene con la capacitancia equivalente del divisor de potencial, la cual es igual a C1+C2.de esta manera la impedancia equivalente de thevenin del conjunto formado por L y el divisor capacitivo es teóricamente cero y por lo tanto la tensión a la salida de L es:



C1 / (C1+C2) veces la tensión de fase de la línea de transmisión además satisfaciendo la ecuación:

)21(12

CCL +=ω (2)

Donde ω =2*π*f

Con lo cual su regulación es similar a la de esta última. Dado que la regulación de tensión de una línea de transmisión es generalmente buena, se deduce que la tensión a la salida del SCC-3 también tendrá una buena regulación. La figura (14) muestra el circuito y su equivalente thevenin cuya impedancia es teóricamente cero.

Figura (14). Circuito Equivalente Thevenin

3.2.2 ANÁLISIS FASORIAL18

El voltaje en el nodo CV figura (14) esta sujeto a un alto voltaje debido al circuito resonante y a la corriente inducida de la carga, esto puede ser visto en el diagrama de fases de la figura 15. Cuando la carga no esta conectada figura 15(a) la corriente a través de L es cero y las reglas convencionales para capacitores son aplicadas, cuando la corriente 1Ci suministrada a Vin esta 90° adelantando al voltaje e igual ocurre con la corriente Ci en el capacitor C2. En general:

18 IEEE Power Deliv ery . Capacitiv e Div ider Substation.96 SM 380-6 PWRD.p.2



CCin VVV += 1 (3)

OCC iii +=1 (4)

Donde CV es el voltaje en los terminales de C y io es la corriente de carga, también tenemos OLC VVV += donde LV es el voltaje en las terminales de L (fig14)

Vc vc1

Vin

ic1=ic

Vin

VL

Vcth

Vc

Vc1

Vo

Figura (15). Diagrama fasorial

Cuando la carga R es conectada figura. 15b la corriente a través de R figura (14) esta en fase con la salida de voltaje OV , e Oi fluye a través de L, esto produce un voltaje LV adelantado a Oi y OV por 90°. LV es igual a CTHV pero desfasado 180°

por lo cual OTH VV = . Por lo tanto el voltaje 1CV , esta mostrado en la figura 15b de la cual se puede mostrar que si un cortocircuito aparece a través de la carga CV llegaría a ser igual que LV , por lo cual puede tomar infinitos valores y por lo tanto el voltaje en el nodo CV necesita ser protegido después de un cortocircuito a la salida. Una buena solución es adicionar una trampa de onda en paralelo con el inductor para detener el sistema y limitar LV y CV durante el tiempo requerido para que opere el interruptor. La trampa de onda tiene que ser calibrada para estas funciones de protección.



3.3 CONDICIONES DE OPERACIÓN 3.3.1 CONDICIÓN ESTABLE La operación del SCC-3 en condiciones de máxima y mínima carga no representa ningún problema para este sistema, ya que como se indicó anteriormente su regulación de tensión es muy similar a la de la línea de alta tensión 3.3.2 CONDICION DE CORTO CIRCUITO EN LA CARGA En condiciones de un cortocircuito a tierra en cualquier punto desde la salida de L1 hasta la carga figura (19) la corriente que circula por L1 produce una tensión entre sus terminales que hace operar al descargador de sobretensión P2 en paralelo con L1. Al operar el descargador comienza a conducir corriente y desintoniza el sistema, esto quiere decir que L1 deja de resonar con la capacitancia equivalente del divisor C1 + C2, como resultado de esto se limitan las tensiones en los terminales del inductor L1 y el capacitor C2, y la corriente de cortocircuito queda limitada alrededor de los 100 A. Si la corriente de cortocircuito se mantiene puede ser interrumpida por el seccionador S3, figura (19) asumiendo que tenga capacidad para interrumpir corrientes de esta magnitud. Si la falla es dentro de la subestación, o si S3 no existe o no tiene la capacidad para interrumpir esta corriente, entonces el interruptor D2 opera y despeja la falla. Es conveniente señalar que la condición de cortocircuito descrita anteriormente no representa problemas para la línea de transmisión ya que la corriente que entrega la línea al SCC-3 bajo estas condiciones esta alrededor de los 60 A. En caso de una sobrecarga en el sistema de distribución el descargador de tensión P2 (Fig. 19) también opera y limita la tensión en los terminales de L1, la secuencia de operación de las protecciones es en este caso igual que para un cortocircuito.



Es importante mencionar que el descargador de tensión P2 (véase la Fig.19) es crucial para la operación segura del SCC-3 ante un cortocircuito en la carga. De no estar presente o inoperante este descargador, teóricamente la condición de cortocircuito descrita anteriormente es vista por la línea de alta tensión como una falla sólida a tierra y por lo tanto la corriente que absorbería el SCC-3 en estas condiciones sería la corriente de cortocircuito monofásica a tierra del sistema de potencia en ese punto. Esta seria la corriente que circularía por C1, pero por C2 la corriente sería mayor que este valor y por L1 la corriente seria mayor que 2 veces

este valor, estas corrientes originarían sobretensiones elevadísimas tanto en C1 y C2 como en L1 y colocarían en peligro a todos estos equipos, todo esto debido a la sintonización existente entre L1 y la capacitancia equivalente del divisor C1 + C2. 3.3.3 ENERGIZACIÓN La condición de operación más crítica para el SCC-3 es la energización cuando las únicas cargas conectadas a este son transformadores de distribución en vacío. En estas condiciones tiende a presentarse una condición de ferroresonancia subarmónica entre los transformadores de distribución y el divisor capacitivo. Este problema se resuelve en el SCC-3 mediante un filtro amortiguador FA (véase la figura(19) el Filtro debe ser capaz de actuar a circuito abierto a 60 Hz y en cortocircuito con supresión de todas las otras frecuencias. La impedancia del filtro es función de la frecuencia en la grafica figura ( 16).



DIAGRAMA DE FRECUENCIAS

05

1015

0 4 8 20 40 50 80 100

1000

3000

5000

1000

0

FRECUENCIA (Hz)

IMP

EDA

NC

IA(k

OH

MIO

S)

Figura (16). Grafica de Frecuencias19

Este espectro de impedancia requiere de un circuito resonante. Además las perdidas en el filtro tienen que ser lo menor posible a 60 Hz para reducir las pérdidas permanentes, pero lo mas altas posibles a otras frecuencias de armónicas amortiguadas y sub-armónicas. Estos filtros pueden ser fabricados de un capacitor en paralelo con un inductor de núcleo de hierro a 60 Hz ambos en serie con un resistor, a continuación se ampliara la explicación sobre este importante aspecto del funcionamiento del SCC-3. 3.3.4 SOLUCION AL PROBLEMA DE LA FERRORESONANCIA Este fenómeno de ferroresonancia se presenta mas que todo como se explico brevemente en el capitulo anterior cuando se conectan los transformadores de distribución a lo largo de los alimentadores lo cual produciría que la reactancia de magnetización de los transformadores cambiara entre valores de saturación y no saturación en el núcleo causando variaciones indeseables en los transformadores como sobrevoltajes y vibración, este fenómeno repercutiría en el divisor de voltaje capactivo colocando en riesgo la estabilidad del sistema.

19 CEGELEC –BG CHECO. Subestación de acoplamiento capacitivo SCC-3. Descripción tecnica. Montreal Canadá. Marzo 1995.p.23



Existen algunos métodos para el cálculo de las oscilaciones por ferroresonancia pero en especial hay un camino muy útil de análisis el cual consiste en calcular la frecuencia natural con el núcleo del transformador saturado y no saturado. El fenómeno de la ferroresonancia puede ocurrir por frecuencias entre:

)(21

)(21

SATthth MLCf

MLC +×≤≤

+× ππ

Donde L y M representan las impedancias de la inductancia de compensación y del transformador de distribución, Msat es la impedancia del transformador en estado de saturación. Desde un punto de vista analítico del problema a frecuencia fundamental como se presenta a continuación en la figura 17(a) y también se muestran las impedancias de los elementos figura 17 (b),(el transformador de distribución). Se puede ver que existen tres diferentes soluciones para los cuales A y C se harán estables. A es una solución lineal estable , por alguna causa tal como puede ser una salida por un cortocircuito o en el caso de la energización del sistema, los puntos B y C de solución sobre la curva pueden ser alcanzados en lugar de la solución A, y se puede estar en el radio de acción de la ferroresonancia.



Figura (17-a). Análisis del problema a frecuencia fundamental

Figura (17-b). Diagrama de impedancias

Una primera solución consiste en el diseño de un circuito tal que evite la posibilidad de aparición de la ferroresonancia (puntos B y C) y de los armónicos por ferroresonancia. Eligiendo L lo mas lineal posible y satisfaciendo la ecuación (2) podemos eliminar la aparición de los puntos B y C como se muestra en la figura (18). La impedancia L esta en paralelo con el Cth. Si se adiciona la impedancia del transformador con la impedancia de L la curva de magnetización se alargara y los puntos B y C no existirán a lo largo de la curva a frecuencia

fundamental. Sin embargo la ferroresonancia sub-armónica posiblemente permanezca puesto que ωL decrece y 1/(ωCth) aumenta cuando ω es reducida.



Figura (18). Solución al problema de la ferroresonancia

El segundo paso es adicionar un filtro amortiguador en Vo paralelo a M para controlar la ferroresonancia también como los transientes armónicos como ya se describió en la anterior página. .



Figura (19). Diagrama unifilar del SCC-320

20 CEGELEC-BG CHECO, Op.cit p.10



3.4 SISTEMA DE PROTECCIÓN21

La protección del SCC-3 ha sido prevista según tres objetivos:

En caso de falla en la misma subestación capacitiva o en el lado de distribución no hay impacto sobre la línea de transmisión. Prever la protección de los componentes internos de la subestación y la

calidad de la salida. Prever la protección ante la posibilidad de cortocircuito en el lado de

distribución.

La falla de algún componente puede afectar el voltaje al lado de la distribución o dañar los otros componentes de la subestación capacitiva. La corriente que fluye en cada componente es entonces medida y si los valores están fuera de los rangos admisibles el sistema de protección actuará de inmediato. La calidad de la salida es medida para alto y bajo voltaje y para la ferroresonancia. El sistema de protección se divide en 6 módulos: Módulo M1: detecta cualquier falla en los condensadores de los bancos C1 Y C2. Cualquier falla de estos provocaría la desconexión de la subestación desde la línea de transmisión, ordenando la apertura del seccionador-disyuntor S1D1 figura (20). Módulo M2: detecta y señala cualquier sobretensión en el banco de condensadores C2 y ordena la apertura del disyuntor D2 y del seccionador – disyuntor S1D1.esta protección es necesaria si el descargador de sobretensión P2 no puede limitar la tensión en los bornes en el banco de condensador C2 (Fig. 20). Modulo M3: detecta y señala una sobrecorriente o sobrecarga y ordena la apertura del disyuntor D2 para evitar cualquier riesgo del lado distribución de la subestación además este modulo bloquea el cierre del disyuntor D2 durante 5 minutos para evitar que la subestación pueda ponerse en servicio inmediatamente después de un cortocircuito. Esta medida permite que se enfrié el descargador de tensión P2 antes de la próxima operación (Fig. 20). Modulo M4: detecta y señala cualquier falla en el filtro amortiguador y ordena la apertura del disyuntor D2 (Fig. 20). 21 CEGELEC-BG CHECO, Op.cit, p.28



Modulo M5: detecta y señala la tensión de distribución máxima permitida y ordena la apertura del reconectador DR este modulo protege la red de distribución contra las sobretensiones (Fig. 20). Modulo M6: detecta y señala la tensión mínima permisible y ordena la apertura del reconectador DR este modulo junto con él modulo M5 asegura un nivel de tensión del lado de distribución que no sobrepase los limites aceptables de regulación (Fig. 20).



Figura (20). Sistema de Protección SCC-322




3.5 IMPACTO SOBRE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN23

Mirando la (Fig. 14) y usando la ecuación (2) podemos calcular la corriente que circula en la línea. La parte reactiva de esta corriente es capacitiva. La línea es inductiva así que si el SCC3 esta ubicado en el final esto produce un circuito resonante con la posibilidad de una sobretensión en el punto de subestación, esto se mira en la Fig.21a. A lo largo de una línea la muy alta impedancia de Ll genera un alto voltaje y por lo mismo una corriente circulante por el capacitor. En vista que hay una sola rama la corriente circulante Si irá a través de todos los elementos mientras que esta colocando el voltaje de C a 90° y retrazando el voltaje a través de L por 90°. Con la subestación alimentadora regulada a SV y VLVV inS += , en una línea muy larga el voltaje en el divisor capacitivo aumenta y es un hecho a ser considerado en la selección de C1 y C2 figura(21b) además se observa que la corriente circulante de la línea es capacitiva donde Si esta adelantada con respecto a SV .

2112

21*1

CCVinCCj

CCC

RIin

+⎟⎠⎞⎜

⎝⎛ +

+= ω (5)

Figura 21 (a). Circuito de una línea de transmisión alimentando un divisor

capacitivo y (b) su representación fasorial.

23 IEEE Power delivery, Op.cit. p.3



Mientras que con una subestación inductiva. (Fig.22a) el voltaje de salida es mas bajo que SV si la línea no esta compensada o regulada como se observa en la (Fig. 22b) Si ubicamos el SCC3 en alguna parte entre dos subestaciones inductivas, no solo sirve para alimentar cargas si no que además actúa como una compensación reduciendo la corriente reactiva en L, y las perdidas en la porción correspondiente de la línea e incrementando los voltajes inV y 2SV como se ven la (Fig. 22c).

Figura 22 (a). Circuito de una línea de transmisión alimentando un divisor capacitivo entre dos subestaciones, (b) diagrama fasorial de la línea sin el divisor y (C) con el capacitor

Es conveniente señalar que en caso de fallas a tierra en o a la entrada del banco de capacitores C1 figura (19) la línea podría salir de funcionamiento por falla a tierra. Si el interruptor D1 no cumple su función de despejar dicha falla primero que los interruptores en las subestaciones terminales de la línea, esto seria una condición de doble contingencia. Las fallas a tierra en o la entrada del capacitor C2 figura (19) no representan problema para la línea ya que la corriente asociada seria limitada por el capacitor C1. 3.5.1 EFECTO DE LOS BANCOS DE CONDENSADORES SOBRE LA PROTECCION DE DISTANCIA. Los bancos de condensadores conectados con las líneas de alta tensión aumentan su capacidad de transferencia de potencia y mejoran la estabilidad del sistema debido a la reducción de la impedancia. Un banco de condensadores puede transformar las principios con los cuales se basa la operación de un relé de distancia que son la relación de tensión y la corriente en el punto de localización del relé que es una medida de la distancia a la falla; y las corrientes de falla se invierten aproximadamente en fase o solo en el lado de atrás del punto de localización del relé figura (23).



Figura (23). Operación del relé de distancia El efecto de los condensadores puede visualizarse en el plano R-X ya que la reactancia capacitiva se sustrae de la reactancia de la línea entre el relé y la falla. Como consecuencia la falla aparece mucho mas cerca de la localización del relé e inclusive una falla inmediatamente después de los condensadores estaría fuera del primer cuadrante del plano R-X tal como se ilustra en la figura (24).

Figura (24). Plano R-X

Una forma de minimizar los efectos de los condensadores sobre los relés de distancia es retardando la operación del relé para permitir el flameo de los descargadores de protección de los condensadores eliminándose así su efecto sobre el relé. Este retardo de tiempo puede traer consecuencias en la estabilidad transitoria del sistema puesto que los saltachispas deben ajustarse para una corriente ligeramente superior a la capacidad de corriente nominal de los condensadores. Para líneas compensadas es mucho mas recomendable utilizar un esquema de comparación de fases y como respaldo uno de distancia con los retardos de tiempo requeridos.



3.6 CIRCUITO ELECTRONICO DE REGULACION DE CARGA 24 El diagrama que se presenta figura (25) muestra la conmutación Shunt efectuada por tiristores de potencia en una derivación del secundario del transformador el cual tiene en su primario conectado el divisor de voltaje capacitivo y un tercer devanado que es llamado de utilización el cual actúa en fase con el voltaje de referencia para el circuito de control. El sistema de control es de lazo cerrado donde el voltaje esta continuamente comparado con un circuito generador de rampa, las variaciones en la carga permiten al comparador determinar el tiempo de encendido de los tiristores. El circuito de control lógico recibe la orden de disparo del comparador y de acuerdo a los datos suministrados por el detector de polaridad y teniendo en cuenta la frecuencia de 60 HZ, ordena cual tiristor debe ser disparado. De esta forma los tiristores de potencia del devanado de compensación funcionan con un ángulo de disparo correspondiente a los diferentes niveles de demanda, lográndose así una regulación del orden del 2% para una variación de 0 a plena carga.

TRANSFORMADORTRIDEVANADO

CIRCUITO DECONMUTACION

ENCENDIDO

ENCENDIDO

GENERADOR DE RAMPA COMPARADOR LOGICO

DETECTOR DE POLARIDAD

CARGA

DIVISOR CAPACITIVO

VOLTAJE DE REFERENCIA

24 Tarazona Javier. Tecnologías no convencionales para el suministro eléctrico para pequeñas cargas aisladas mediante líneas de alta tensión. EDELCA. Venezuela junio 1997.



Figura (25). Diagrama de bloques del funcionamiento del regulador electrónico

3.7 SALIDA DE VOLTAJE BALANCEADA A 240/12025 Existen dos técnicas para conseguir el balance de tensión 240/120 a la salida del circuito SCC3. El circuito de la figura 26a como se puede apreciar tiene el inductor regulador en el primario del transformador y tendrá por consiguiente una salida de voltaje similar en el tap central al otro circuito de la figura 26b utilizando el inductor en el secundario. La diferencia de usar una u otra disposición es netamente económica puesto que usar el inductor en el primario es más costoso que en el secundario ya que el ahorro en una baja capacidad de corriente no es compensado con el costo del aislamiento. También se puede usar un transformador de gran fuga o escape donde sea necesario, o se puede tener una salida balanceada por el uso de un tap central secundario. Un mejoramiento sobre esta disposición puede ser realizada por el emplazamiento de una porción del inductor sobre cada fase de la salida, de esta forma los dos inductores deben estar fuertemente acoplados magnéticamente. Esto produce un voltaje a través del inductor generado por el flujo de corriente en la fase llámese A que será inducido en la fase B permanentemente, aunque la corriente no pueda estar fluyendo en la fase B. esto asegura una buena regulación de voltaje en condiciones de desbalance.

Figura 26(a). Inductor conectado en el primario del transformador

25 TARAZONA Javier, Op.cit. p.15



Figura (26b). Inductor conectado en el secundario del trasformador 3.8 ADAPTACIÓN DE 115 A 230 kV

La concepción del SCC-3 puede ser de tal forma que una unidad prevista inicialmente para una operación a 115 kV pueda funcionar con una simple adaptación a 230 Kv. La figura (27) muestra que para pasar de 115 kV al rango de 230 kV se debe adicionar capacitores al banco C1 y cambiar el valor de la inductancia L1. Al momento del diseño del SCC-3 si se toma en cuenta los dos voltajes estándar en la línea de transmisión se calcula en primer lugar el valor de los capacitores adicionales para operar a la más alta tensión y después el valor de la inductancia correspondiente. La inductancia será entonces suministrada con un tap que permitiría la conversión en el futuro. Adicionalmente será necesario Cambiar el disyuntor de entrada, el descargador de tensión P2 y el interruptor de tierra para que correspondan a los requerimientos de la línea de transmisión (Fig. 27)



Figura (27). Adaptación del sistema a otro nivel de tensión26.

26 CEGELEC-BG CHECO, Op.cit. p.26



3.9 VENTAJAS DEL SISTEMA SCC-3

Una subestación SCC-3 es una fuente de suministro de potencia de bajo

costo y fácil instalación, que requiere un mínimo mantenimiento lo cual la hace ideal para alimentar pequeñas cargas de hasta 2 MVA situadas cerca de las líneas de alta tensión

El costo de una subestación SCC-3 puede resultar mucho menor que la dé

una subestación convencional de la misma potencia al eliminarse la utilización de los costosos transformadores y sus equipos de protección. También se eliminan los riesgos de contaminación con el aceite y por lo tanto también desaparece la necesidad de una fosa de recuperación.

La tecnología SCC-3 utiliza equipos relativamente livianos que pueden ser

transportados fácilmente en camiones medianos y manipulados con dispositivos elevadores estándar. Esto beneficia la instalación en lugares remotos tales como las cargas rurales.

Por ser esencialmente un banco de condensadores el SCC-3 procura a las

líneas de alta tensión bajo carga a las cuales es instalado un efecto de compensación que estabiliza el voltaje y reduce las pérdidas.

Una de las características más sobresalientes es que la corriente extraída

de la línea de alta tensión es inferior a 40 amperios reactivos y por lo tanto el SCC-3 y las líneas se encuentran protegidas contra cortocircuitos directos al nivel de la carga.



4. TRANSITORIOS DEBIDOS A BANCOS DE CONDENSADORES

4.1 POTENCIA REACTIVA DE BANCOS DE CONDESADORES

La potencia reactiva de un banco de condensadores o de un capacitor es aquella que podrá interactuar con cargas inductivas proveyéndolas de energía reactiva. Los condensadores, como las inductancias necesitan de esta energía para su funcionamiento, ésta no se transforma y tiene la característica de estar interaccionando en forma periódica entre sí. El uso de condensadores es para evitar que la energía reactiva este interaccionando con la red, por lo que se estaría reduciendo la capacidad de transmisión y evitando valores de corriente en conductores sin ningún aprovechamiento. Mediante condensadores la energía reactiva demandada a la red se puede reducir a niveles aceptables o bien a un mínimo despreciable frente al consumo de potencia total.

Mediante el siguiente diagrama se puede visualizar lo antedicho.

Figura (28). Diagrama De Flujo De Potencia

Para el análisis de cuantificación de potencia reactiva se debe recurrir al triangulo de potencias, donde los catetos serán la potencia activa y reactiva y la hipotenusa la potencia aparente. Se llama potencia aparente a la potencia total demandada a la red, donde esta formada o compuesta por potencia activa y por potencia reactiva.



Figura (29). Triangulo de Potencias

Esta potencia tiene importancia cuando se dimensiona un sistema eléctrico o se debe proveer de energía eléctrica, donde la potencia máxima de dichos equipos está acotada por la potencia aparente. Para aprovechar la mayor energía posible habrá que reducir al mínimo la potencia reactiva de tal forma que P sea aproximadamente igual a S, de esta forma se aprovechará al máximo el equipo.

Para determinar el valor total de potencia reactiva existen diversas maneras, la mas útil es conociendo la potencia activa y el Cos ϕ , también con conocer la

potencia aparente y el Cos ϕ , se obtiene los datos suficientes para construir el triángulo. En resumen se basa en la teoría de construcción triángulos rectángulos.

4.2 ENERGIZACIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES27

La energización de un banco de condensadores de una fuente predominantemente inductiva produce un transitorio oscilatorio que puede asemejarse al valor nominal del sistema por dos veces. La frecuencia característica (fs) esta dada por:

CLfs

S *21

π=

27 GREBE Thomas. Ev aluation of utility capacitor switching transients. Electrotek inc. Enero 2003



y la corriente pico máxima esta determinada por :

CL

VI

S

PP =

Donde:

Ls: La fuente inductiva (H)

C: El condensador energizado (F)

Vp: El voltaje máximo fase-neutro de la barra

Para un banco de condensadores en una barra de alto voltaje las líneas de transmisión y otros condensadores cercanos pueden generar transitorios causando más de una frecuencia natural. Los transitorios durante la energización son los mas significativos por que pueden generar sobrevoltajes fase-fase en los terminales de alta de un transformador produciendo una ampliación de voltaje transitorio en el circuito resonante de excitación del secundario del transformador o causa problemas en el sistema electrónico. En una energización práctica con bancos de condensadores sin carga atrapada, las pérdidas del sistema, cargas y capacitancia del sistema de transmisión causan una magnitud de sobretensión transitoria que es menor a 2.0 P.U , generalmente se encuentra entre 1 a 1.6 P:U

Algunos factores que interfieren en la magnitud de los transitorios son:

• La potencia de la fuente: En general los transitorios se vuelven mas severos cuando la potencia de la fuente esta reducida es decir cuando la capacidad de cortocircuito de la fuente es baja en comparación al tamaño de un banco de condensadores en general la perturbación causada al banco es mas dramática.

• La línea de transmisión: La capacitancia asociada a la línea de transmisión hace el sistema eficazmente más fuerte para la operación de energización.

• Otros bancos de condensadores en el sistema de transmisión: Otros bancos de condensadores Shunt cercanos al banco de condensadores donde se realiza la conmutación reduce la impedancia del sistema y hace que la capacidad de cortocircuito equivalente de la fuente sea mayor. El banco de condensadores sobreextiende el sistema de absorción de energía



asociado con el transitorio inicial y ayuda a reducir el sobrevoltaje transitorio global en el sistema.

• Dispositivos de conmutación: los transitorios debidos a la energización pueden controlarse usando los dispositivos de pre-inserción tales como resistencias de pre-inserción o reactores de pre-inserción. También pueden controlarse aplicando técnicas de mando fase ángulo, conocido como el cierre sincrónico. Un tiempo de conexión típico de un dispositivo de pre-inserción es de uno a medio ciclo de frecuencia. El valor de la resistencia óptima para controlar a los transitorios debidos a la energización del condensador es aproximadamente igual a la impedancia característica de la carga Esto normalmente exige mucha energía debido a las resistencias que producen un aumento significativo en el costo.

4.3 SOBRETENSIONES EN BANCOS DE CONDENSADORES Y EN LA RED28

Las sobrecorrientes producidas por la energización de un banco de condesadores, inducen sobretensiones en la red, que dependerán de la magnitud del transitorio. estas sobretensiones afectan principalmente a los capacitores del equipo, reduciendo su vida útil, dado que facilitan la perforación del dieléctrico, a pesar de ser dieléctricos autoregenerables este proceso se produce durante una vida útil pudiéndose reducir cuanto mayor sean las autoregeneraciones que se produzcan.

Además las sobretensiones afectan al resto de la red, las perturbaciones denominadas (Swells) son saltos de tensión de magnitud significativa, los efectos que pueden causar son muy variados, el de menor importancia que no afecta considerablemente al sistema es el parpadeo momentáneo en la iluminación, pero los peores casos son en cuanto a los equipos electrónicos computarizados y dispositivos de estado sólido que son muy sensibles a variaciones de tensión fuera de la nominal.

4.4 CORRIENTES DE INSERCIÓN DE BANCOS DE CONDENSADORES29

28 GREBE thomas. Capacitor switching and its impact on power quality . Electrotek inc. Enero 2003 29 Ibid



Las corrientes de inserción en condensadores o bancos de condensadores, son corrientes de alta magnitud que aparecen en forma transitoria cuya magnitud oscila, en los peores casos, en 100 veces la corriente nominal del condensador.

Dicho transitorio ocurre debido al comportamiento que tiene los condensadores frente a cambios o fluctuaciones del estado eléctrico a que está sometido.

La característica de éstos es conservar la tensión y carga almacenada frente a variaciones de tensión, pudiendo ser por ejemplo, la conexión y desconexión de ellos a la red.

Las corrientes de inserción ocurren debido a que el condensador no puede variar su tensión o carga eléctrica al igual que lo hace el resto del sistema, por lo que tendrá que permitir el paso de corriente en forma "deliberada" para evitar variación de tensión en forma discontinua; se puede comparar con un corto circuito, donde la diferencia de potencial en el punto de la falla es prácticamente cero, apareciendo una corriente elevadísima limitada por el resto del sistema.

Analizando la causa de aparición de estos transitorios, tienen solo una, la diferencia de potencial que existe entre el capacitor y el punto de conexión, al realizar la conmutación. Si se conecta a la red y la tensión en el punto de conexión es igual a la tensión conservada por el condensador, este transitorio es mínimo o nulo. o sea, se esta evitando que el condensador encuentre saltos de tensión habiendo sobrecorrientes para compensar el fenómeno.

Las corrientes de este tipo crean efectos perjudiciales sobre equipos de maniobra, de protección, equipos electrónicos, computadoras, redes de información, PLC’s, etc.

Estas sobrecorrientes, originadas por la energización de bancos de condensadores, crean sobretensiones que van a producir inconvenientes tantos en los mismos condensadores como al resto de la red. Para los capacitores tanto las sobrecorrientes como sobretensiones reducen la vida útil de los mismos, provocando deterioro en el aislante del mismo como en los mismos contactos. Los condensadores se ven afectados también, por los esfuerzos electromecánicos a que se someten cuando dichas corrientes recorren su interior (corto circuito), destruyendo su encapsulado o bien separando sus partes dejándolo inutilizable.

La intensidad de dicha corriente esta en función de la potencia de cortocircuito y de la potencia del condensador o banco de condensadores. Para la conexión por derivación, monofásica, la máxima corriente que se puede generar se puede calcular mediante la siguiente formula.



Donde:

PCC, Potencia de cortocircuito en el punto de conexión [kVA]

Qc, Potencia del capacitor o del conjunto que se conecta

simultáneamente [kVAr] IN, Corriente nominal del capacitor [A]

Tabla 1. Cálculo de corrientes de inserción

4.5 REDUCCIÓN DE CORRIENTES DE INSERCIÓN Los métodos de reducción de corrientes de inserción en bancos de condensadores se basan en reducir al máximo los picos de corrientes que se originan en el momento de la energización de un capacitor. Se llega a cero perturbaciones mediante el control electrónico de conmutación. Los métodos para tal fin son tres, el primero, Resistencias de Inserción el cual trabaja por conexión temporaria de resistencia en serie con el capacitor. El segundo, Inductancias de Choque, mediante la conexión perpetua de una inductancia en serie al condensador, además tiene utilidad como filtro pasivo de armónicas. Y por último, el tercer método, control electrónico, donde el control y conmutación de capacitores es mediante electrónica basada en triacs, los cuales conectan los capacitores a la red, evitando las corrientes de inserción.



5. ANÁLISIS DEL IMPACTO ELECTRICO DEL SCC-3 EN LA LÍNEA ENTRE MOCOA – PUERTO CAICEDO

En los capítulos anteriores se mostró todo el desarrollo teórico de los parámetros que se deben tener en cuenta para la instalación y operación de las subestaciones de acoplamiento capacitivo SCC en especial la que nos concierne la llamada SCC-3, además se expuso un capitulo acerca de transitorios originados por la operación de bancos de condensadores que son en esencia el equipo eléctrico principal de los SCC-3. Inicialmente en este capitulo se presentaran las características eléctricas de las líneas y las subestaciones del sistema eléctrico del departamento del Putumayo en donde se encuentra la línea de transmisión que parte de la subestación Junín ubicada en la ciudad de Mocoa hasta la Subestación de Puerto Caicedo, ubicada en la localidad bajo el mismo nombre en donde instalaremos en algún punto entre estas dos subestaciones el sistema de acoplamiento capacitivo SCC-3. El sistema eléctrico del departamento del Putumayo esta interconectado a través del sistema nacional por la línea a 230 kV pero energizada a 115 kV que proviene de la subestación Jamondino ubicada en la ciudad de Pasto y su diagrama unifilar es el siguiente:



Figura (30). Diagrama unifilar del sistema eléctrico del Putumayo



TABLA 230

30 Datos suministrados por el IPSE



TABLA 331

5.1 ANALISIS DEL FLUJO DE CARGA SIN EL SCC-3

31 Datos suministrados por el IPSE



Después de tabular todos los datos del sistema de transmisión regional del Putumayo de acuerdo al inventario de activos suministrados por el IPSE, se procedió a ingresar esta información en el programa Etap Power Station (Electrical Transients Analyzer Program) de propiedad de la facultad para realizar la correspondiente corrida de flujo de carga que es uno de los aspectos fundamentales de este estudio. Para el análisis de flujo de carga se tuvieron en cuenta estos criterios:

En la barra denominada Jamondino se coloco un generador equivalente que representa la potencia transmitida a través de la línea Pasto-Mocoa ya que se necesitaba indicar para el software que este nodo era el llamado Swing o compensación

En la barra Jamondino se modelo con un voltaje nominal de 117 kV para

que en la barra de la subestación Mocoa el voltaje tuviera una buena regulación cercana a su voltaje nominal de 115 kV puesto que se debe tener en cuenta que la línea Pasto-Mocoa fue construida para un voltaje de 230 kV pero esta energizada a 115 kV razón por la cual la caída de tensión afectaría el voltaje en la barra de la subestación Mocoa y por razones propias del programa ETAP que exige para el inicio de iteración por el método de Newton-Rhason asignar un voltaje mayor del sistema en las barras generadoras.

Se ubicó un nodo ficticio en la mitad de la línea Mocoa-Puerto Caicedo

puesto que este es el sitio escogido para ubicar la subestación de acoplamiento capacitivo SCC-3 y es importante conocer el voltaje y la corriente en este punto.

Las cargas en los nodos correspondientes se les asignó un factor de

potencia de 0.9 por ser en su mayoría cargas rurales. Algunos datos de los transformadores del sistema se ingresaron con los

valores típicos de estos elementos que se encuentran dentro de la librería del programa al no poder ser cotejados con los reales por falta de información registrada.

Los limites de bajo voltaje o sobrevoltaje se consideran críticos entre ± 5%

del voltaje nominal y aceptables entre ± 2%.



Los resultados del flujo de carga se pueden ver en la figura (31) así mismo el reporte generado por el software se puede consultar en los anexos de resultados, de los datos obtenidos cabe destacar lo siguiente:

La caída de tensión en la línea Mocoa-Puerto Caicedo está entre los niveles

permisibles y la subestación de Puerto Caicedo aunque presenta un voltaje de 113.965 kV distante de su valor nominal esto no representa un problema de bajo voltaje puesto que no llega a su valor crítico del 95% de su voltaje nominal.

Las subestaciones de Orito, La hormiga, Puerto Asís presentan una pobre

regulación de voltaje que se nota en la Figura(31) esto indica que están en o por debajo de los limites aceptables y críticos de bajo voltaje permitido, por ejemplo la subestación Orito esta en el limite aceptable con un voltaje de 113.679 kV que representa un 98 % del voltaje nominal al igual que la subestación Villa Garzón que tiene un voltaje de 33.301 kV, la subestación Puerto Asís tiene un voltaje de 33.591 kV al 96.81 % , La hormiga con un voltaje de 32.785 kV al 95.93 % estas dos subestaciones están funcionando cerca de los niveles críticos de bajo voltaje por lo que presentan una mala regulación.

La Línea transporta desde la Subestación Mocoa al nodo ficticio SCC-3

cerca de 17.521 MW y 4.582 MVAR y llegan a la subestación de Puerto Caicedo 17.279 MW y 6.660 MVAR perdiéndose en la línea 242 kW por efecto Joule y transportando cerca de 2.078 MVAR.

El bajo voltaje en algunas subestaciones sumado con el alto nivel de

pérdidas hace pensar que el diseño de las líneas regionales de distribución no fue el mejor pero hay que destacar que estas subestaciones y líneas en la práctica están subutilizadas ya que no funcionan al 100% de cargabilidad (como en el estudio) por que fueron proyectadas para atender las necesidades futuras de esta región a medida que su crecimiento demográfico y económico se lo permita.

La subestación de acoplamiento capacitivo SCC-3 requiere que la línea en

la cual se conecte este por lo menos cargada en un 80% puesto que si no se presentaría problemas resonantes entre la subestación capacitiva y la línea (circuito LC) que pueden producir sobrevoltaje en el punto de conexión y también para evitar que se introduzca potencia reactiva en el sistema.



Figura (31). Flujo de carga sin el SCC-332

32 Captura de pantalla del programa ETAP



5.2 CALCULO DEL BANCO DE ACOPLE CAPACITIVO

A partir de los resultados generados por el reporte del flujo de carga del sistema obtendremos el valor tanto del banco de condensadores así como el nivel de tensión que debe acoplar cada uno de los módulos capacitivos para realizar el divisor de voltaje deseado, para este fin se iniciara con los siguientes datos: Voltaje de línea en el punto de acople: 114.423 kV Voltaje de distribución: 13.2 kV Potencia de salida: 2000 kW Además del capitulo (3) subtema “principio de funcionamiento” podemos deducir que el valor de la inductancia esta dada por la ecuación:

PC

L

IV

L×

=ω

max

=maxLV Voltaje máximo permisible por el inductor L

=PCI Corriente a plena carga y de la ecuación (1)

211CC

CVsVo+

=

Despejando

211CC

CVsVo

+=

Como se ve en la igualdad se puede considerar a C1/(C1+C2) como una constante que se denominará K entonces:

1155633.011442313200

===VVK

VsVo



Ahora se calculará el valor de L de la ecuación:

AkV

kVAIpc 47.872.133

2000=

×=

Introduciendo este valor en la ecuación

HA

VIpc

VLL 4.047.87377

13200max=

×=

×=

ω

Y su reactancia inductiva es:

Ω=×== 79.150)4.0377( jjLjX L ω Ahora hallaremos la capacitancia Thevenin de acuerdo a la ecuación (2)33 y despejando L tenemos:

)21(1

2 CCL

+×=

ω

Despejando se obtiene

2

1)21(ωL

CC =+

Como se observa (C1+C2) es equivalente a Cth entonces:

fCth µ59.173774.0

12 =

×=

Y la reactancia capacitiva será:

Ω−=×

== 79.150)59.17377(

11 jfjjC

XCth

th µω

33 Ver pagina 27



Con la capacitancia Thevenin calculada ahora se hallara el valor de C1 y C2 como se sabe Vo/Vs=K en la ecuación (1) entonces:

211CC

CK+

=

y como (C1+C2) es igual a Cth se calcula C1 asi:

fCfKCthC

µµ

03.2159.171155633.01

=×==

Para C2 se tiene:

fCffCCthC

µµµ

56.15203.259.1712

=−=−=

El voltaje que debe ser aplicado a cada banco puede ser calculado de la siguiente forma:

VjVIpcXCthVthV

601.26389)79.150(74.871320033

=Ω−×−=

−=



043.152363

601.263893 ==V V

VVV 72.659503

1144231 ==

VVV 67.5071431 =−

Con estos resultados vemos claramente que el banco de condensadores C1 debe acoplarse a un voltaje por fase de 50714.67 V y el banco C2 a uno de 15236.043V. La potencia del banco esta dada por la formula:

jXcVcQc

2

=

kVARj

Qc 37.294379.15072.65950 2

==

kVARQc 11.883037.294333 =×=θ

la corriente extraída del sistema por el acople capacitivo será dada por la ecuación:

211

221

11CC

CVCj

CCC

Ri inin +

⎟⎠⎞⎜

⎝⎛ +

+= ω (5)



2

2

IPR

RIP

=

=

Ω=

=

26.23547.87

18002

R

kWR

( )6

66

6

6

10*59.17)10*03.2(*11423010*56.15*2

10*59.1710*03.2*

26.2351

−

−−

−

−

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+= fjiiin π

Iin= 83.77A A continuación se presenta una tabla con el resumen de todos los datos obtenidos para la conformación de los bancos de condensadores

Corriente de plena carga 87.47 A Inductancia 0.4H Reactancia inductiva j150.79Ω Reactancia capacitiva - j150.79Ω Banco de condensadores 1 2.03µ f Banco de condensadores 2 15.56 µ f Potencia del banco 8830.11kVAR Corriente extraída del sistema 83.77A Voltaje de acople C1 50714.67 V Voltaje de acople C2 15236.043 V

Tabla 4. Resumen de los datos

La conformación de los bancos se realiza con grupos de unidades en paralelo conectados en serie, estas disposiciones proporcionan un buen grado de flexibilidad en el tamaño físico del banco34 figura. (32) 34 TORRES Álv aro. Condensadores en los sistemas de potencia. Bogota 1989. pg 5



Figura (32) Conformación de bancos de condensadores

La disposición y conformación del banco en cuanto al número de estos grupos en serie de cada fase, es un aspecto muy importante a tener en cuenta para una protección eficiente del banco. Cada grupo de unidades individuales conectadas en paralelo se denomina usualmente como “secciones” del banco. El número de secciones depende en gran parte del voltaje del sistema, y el número de unidades en paralelo en cada sección esta determinado por el valor nominal de kVARS. Dentro de las conexiones más utilizadas en los bancos de condensadores tenemos:

1. conexión delta 2. conexión Y aterrizada 3. Conexión Y no aterrizada.



a

c b

cc

c

a

bc c b

a

Figura 33 1. Delta 2. Y-aterrizada 3. Y-no aterrizada En instalaciones grandes a altas tensiones se utilizan configuraciones más complicadas, las cuales se muestran en al figura (28), y se pueden denominar como35:

• conexión Y con resistencia de puesta a tierra • conexión doble Y con puesta directa a tierra • Conexión doble delta.

C1

C 1C 1 C2

C 2

C 2

a

b

c

Figura (34a). Conexión doble delta

35 TORRES alvaro, Op.cit p.2



b

C2C1

C1

C1

C2

C2

a

C

Figura (34b).Conexión doble Y con puesta a tierra

5.3 ANALISIS DEL FLUJO DE CARGA CON EL SCC-3 SIN CARGA.

Se realizó la simulación de flujo de carga del sistema de transmisión regional del putumayo con los bancos de condensadores C1 y C2 calculados los cuales van a realizar el divisor de voltaje requerido para pasar de 115 kV a la cual esta energizada la línea a un nivel de tensión de distribución de 13.2 kV propuesto para el proyecto. El programa ETAP no permite como tal en el diagrama unifilar ubicar estos dos bancos en serie, por tal motivo en la barra llamada SCC-3 el divisor de voltaje capacitivo será representado por la capacitancia equivalente de la suma en serie de dichos bancos dicha representación es para el caso en que el SCC-3 esta funcionando en vació, como en el caso de alguna falla a nivel de distribución que desconecte el sistema ver figura (22a). Los resultados de la simulación de flujo de carga del SCC-3 en vació se pueden ver en la Figura (35) y el reporte se puede consultar en el anexo correspondiente en el CD de ajoveco. En la figura cabe destacar lo siguiente:



La inclusión del SCC-3 en la línea Mocoa-Puerto Caicedo produjo una mejor regulación de voltaje de todas las barras del sistema de transmisión regional del putumayo en general pero sin embargo las subestaciones de la Hormiga y Puerto Asís siguen presentando problemas de bajo voltaje (33.096 kV y 33.398 kV respectivamente) que representa 93.8 % y 96.5 % frente a su voltaje nominal de operación figura (35)

Debido al SCC-3 la subestación Junín (Mocoa) y la subestación Puerto

Caicedo presentan un aumento significativo en sus niveles de tensión en las barras de alta pero que esta en los limites voltaje establecidos como aceptables es decir ± 2% del voltaje nominal por ejemplo en el caso de la S/E Junín el voltaje llega a 116.686 kV operando a un 101.6 % y la S/E Puerto Caicedo el voltaje llega a 116.046 operando al 101.2% de su voltaje nominal.

La tolerancia a estos voltajes permanentemente puede ser excesivo

para estas subestaciones así sea que hallan sido diseñadas con cierta flexibilidad para tales eventos, por lo cual en el diseño y montaje del SCC-3 es necesario tener en cuenta este aspecto ante una eventual desconexión en el lado de distribución.

El aumento en la capacidad de transporte de energía activa en la línea

es evidente con un transporte ahora de 18.616 MW hacia el nodo SCC-3 y llegada a la subestación Puerto Caicedo de 18.362 MW lo cual significa un aumento neto 1.095 MW de transporte frente al observado en el sistema sin el SCC-3 lo cual es consecuente con el carácter de funcionamiento en vació por que la linea nota al sistema SCC-3 como un compensador.



Figura (35). Flujo de carga del sistema con el SCC-3 sin carga36




5.4 ANALISIS DE CORTOCIRCUITO Este análisis es parte integral de todo estudio eléctrico puesto que todo aparato eléctrico debe ser analizado bajo cortocircuito ya que esto es un estado anormal que perfora los aislamientos de los conductores haciendo desaparecer la corriente nominal y en cambio produce la aparición de una corriente de cortocircuito de mucha mayor magnitud que la nominal. En este estudio no se hará énfasis en el cálculo de la coordinación de las protecciones del equipo en caso de falla por que eso hace parte ya del montaje del sistema aunque se explico brevemente37, pero si cabe resaltar que la no operación del sistema de protección del SCC-3 produciría una falla sólida a tierra para la línea de transmisión que seria perjudicial para la continuidad del servicio mas en sistemas de transmisión como el del putumayo que no son radiales. La simulación de cortocircuito se realizo para la barra SCC-3 donde ubicaremos nuestro sistema. Se escogió una falla fase tierra por que en caso de no operar correctamente las protecciones del SCC-3 a una falla en el lado de distribución la línea de alta tensión vería esta situación como una falla sólida a tierra y una falla trifásica por ser la más severa y la que involucra todas las fases, en las siguientes Figuras (36) y (37) Se muestran los resultados obtenidos y el pertinente reporte generado se puede consultar en los anexos del CD de ajoveco.

37 Ver pagina 30.Condición de corto circuito en la carga



Figura (36). Diagrama de cortocircuito trifásico el nodo SCC-338




Figura (37). Diagrama de cortocircuito Fase-tierra en el nodo SCC-3



5.5 ANÁLISIS DE FLUJO CON EL SCC-3 A MÁXIMA CARGA. Anteriormente se mostró el funcionamiento del SCC-3 bajo la condición de vació ahora se tratara el comportamiento en estado estable bajo carga para lo cual se calculara la impedancia equivalente vista desde la línea de transmisión de todo el sistema con el fin de incluir estos datos en las simulaciones de flujo de carga. Cálculo del equivalente Thevenin visto desde el nodo SCC-3. Se conoce el valor de las impedancias capacitivas del divisor que son:

Ω−=×

=

=

Ω−=×

=

=

47.17056.15377

156.152

66.130603.2377

103.21

2

1

jf

X

fC

jf

X

fC

C

C

µ

µµ

µ

Además la impedancia a plena carga

Ω===

==

26.23547.87

180047.87

1800

22 AkW

IPR

AIkWP

Ω== 92.11347.87

6.8712

kVARX L



Figura (38-a) Suma en serie XL e impedancia de carga

Se suman en serie L y Z de carga Z= (235.26+j113.92)+j150.79 Z= 235.26+j264.71

Figura (38b) Suma en paralelo XC2 y Z

Ahora se suman en paralelo Z y –j170.47

)036.213006.107()71.26426.235(47.170

)71.26426.235(47.170 jjj

j −=++−+×−



Figura (38C) Suma en serie de XC1 y Z

Y ahora esta impedancia se suma en serie con la impedancia –j1306.6 y queda ZTh= (107.006-j1519.636) Ω Este valor de impedancia se incluye en un equivalente RC en serie conectado en el nodo SCC-3 lo cual representara su funcionamiento bajo carga. La simulación de flujo de carga se realizo con el programa NEPLAN con los mismos datos usados para el flujo con ETAP por que se representa de mejor manera el equivalente RC.



Figura (39). Flujo con el SCC-3 a máxima carga con NEPLAN



En las siguientes tablas se hace el resumen de los datos obtenidos:

nombre V v V áng P

carga Q carga P Gen Q Gen kV % G MW MVar MW MVar

b-143 33,716 97,73 -4,7 0 0 0 0 b-147 13,001 98,49 -3,8 4,5 2,179 0 0 b-16 33,034 95,75 -7,1 0 0 0 0 b-223 12,433 94,19 -7,8 3,6 1,743 0 0 b-227 32,062 92,93 -9,1 3,6 1,743 0 0 b-267 11,63 88,11 -11,5 3,6 1,743 0 0 b-296 12,428 94,15 -6,9 3,6 1,743 0 0 b-33065 12,695 96,17 -6,7 7,2 3,486 0 0 Jamondino 117,6 102,26 0 0 19,082 30,914 0 la hormiga 31,15 90,29 -9 0 0 0 0 Mocoa 115,89 100,77 -1,9 0 0 0 0 orito 114,06 99,19 -2,9 0 0 0 0 pto Asis 33,184 96,19 -4,7 0 0 0 0 pto Caicedo 114,63 99,67 -2,8 0 0 0 0 SCC-3 115,54 100,47 -2,5 0,615 0 0 8,738 Villa garzón 32,672 94,7 -7,1 2,7 1,359 0 0

Tabla 5. Resumen de datos en las barras.

NODO ELEMENTO TIPO P Q I ÁNG PÉRD.

P PÉRD.

Q NOMBRE NOMBRE MW MVAR KA MW MVAR b-143 tr3-135 Transfo 3dev -3,665 -1,95 0,071 147,2 0,0162 0,2736 b-143 pto Caicedo-Asís línea 3,665 1,95 0,071 -32,8 0,06 0,0268 b-147 l-345 carga 4,5 2,179 0,222 -29,7 b-147 tr3-135 Transfo 3dev -4,5 -2,179 0,222 150,3 0,0162 0,2736 b-16 Mocoa-vil la garzón línea 2,731 1,373 0,053 -33,8 0,0306 0,0137 b-16 tr3-33054 Transfo 3dev -2,731 -1,373 0,053 146,2 0,0198 1,0999 b-223 l-352 carga 3,6 1,743 0,186 -33,6 b-223 tr3-215 Transfo 3dev -3,6 -1,743 0,186 146,4 0,0365 1,48 b-227 l-393 carga 3,6 1,743 0,072 -34,9 b-227 tr3-215 Transfo 3dev -7,316 -3,741 0,148 143,8 0,0365 1,48 b-227 orito-la hormiga línea 3,716 1,998 0,076 -37,4 0,1098 0,049 b-267 tr2-284 Transfo 2dev -3,6 -1,743 0,199 142,6 0,0059 0,206 b-267 l-332 carga 3,6 1,743 0,199 -37,4 b-296 tr2-310 Transfo 2dev -3,6 -1,743 0,186 147,2 0,0052 0,1804 b-296 l-325 carga 3,6 1,743 0,186 -32,8 b-33065 tr3-33054 Transfo 3dev -7,2 -3,486 0,364 147,5 0,0198 1,0999 b-33065 l-33080 carga 7,2 3,486 0,364 -32,5 Jamondino Pasto-Mocoa línea 30,914 -19,08 0,178 31,7 0,8792 -12,428 Jamondino f-528 Eq .Red -30,914 19,08 0,178 -148,3



la hormiga tr2-284 Transfo 2dev 3,606 1,949 0,076 -37,4 0,0059 0,206 la hormiga orito-la hormiga línea -3,606 -1,949 0,076 142,6 0,1098 0,049 Mocoa pasto-Mocoa línea -30,034 6,653 0,153 -169,5 0,8792 -12,428 Mocoa tr3-33054 Transfo 2dev 9,95 5,959 0,058 -32,9 0,0198 1,0999 Mocoa Mocoa-SCC-3 línea 20,084 -12,61 0,118 30,2 0,1578 -5,2268 orito pto caicedo-orito línea -10,952 -6,964 0,066 144,7 0,0452 -4,8121 orito tr3-215 Transfo 3dev 10,952 6,964 0,066 -35,3 0,0365 1,48 Pto Asis tr2-310 Transfo 2dev 3,605 1,923 0,071 -32,8 0,0052 0,1804 Pto Asis pto caicedo-ptoasís línea -3,605 -1,923 0,071 147,2 0,06 0,0268 pto Caicedo tr3-135 Transfo 3dev 8,181 4,403 0,047 -31,1 0,0162 0,2736 pto Caicedo scc3-Pto Caicedo línea -19,179 -6,555 0,102 158,4 0,1322 -5,2019 pto Caicedo pto Caicedo-orito línea 10,997 2,152 0,056 -13,9 0,0452 -4,8121 SCC-3 eq-rlc Eq.SerieRLC 0,615 -8,738 0,044 83,5 SCC-3 SCC3-pto Caicedo línea 19,311 1,353 0,097 -6,5 0,1322 -5,2019 SCC-3 Mocoa-SCC3 línea -19,926 7,385 0,106 -162,2 0,1578 -5,2268 Villa garzón Mocoa-Villa Garzón línea -2,7 -1,359 0,053 146,2 0,0306 0,0137 Villa garzón l-96 carga 2,7 1,359 0,053 -33,8

Tabla 6. Resumen de datos de los elementos Se puede concluir con el resumen de los datos que:

Las subestaciones Mocoa y Puerto Caicedo con la operación bajo carga del SCC-3 mantienen una buena regulación de voltaje al (100.7% y 99.67%) respectivamente y no se presentan las sobretensiones que se notaban en el caso en funcionamiento en vació lo cual demuestra que el sistema no interfiere con el normal funcionamiento de la línea.

El perfil de tensión de la línea mejoró con respecto al caso sin el SCC-3 por

lo cual hay una mayor capacidad de transporte lo que beneficia económicamente al operador de red.

El sistema SCC-3 por ser compuesto principalmente por un divisor de

tensión capacitivo entra a interactuar en la red como un compensador capacitivo reduciendo los niveles de potencia reactiva en la línea, este fenómeno se nota muy claramente en la figura (38) donde el equivalente consume 8.738 MVAR llegando a la subestación Puerto Caicedo tan solo 1.353 MVAR de los 12.612 MVAR que salen de la subestación Mocoa.



5.6 PERFIL DE TENSION CON Y SIN EL SCC-3 Se trazo con base de los resultados obtenidos del reporte del flujo de carga el respectivo diagrama de perfil de tensión de la línea, con tal fin necesitamos los siguientes datos generados por el programa ETAP:

• Corriente de la línea de transmisión: 92 A • Resistencia por kilómetro de la línea: 0.146 Ω/km • Voltaje de Salida (S/E Mocoa): 115.63 Kv • Voltaje en el punto de acople: 114.23 Kv • Voltaje de recibo (S/E pto Caicedo): 112.74 Kv

Con estos datos calculamos la regulación de la línea.

100*)(%VS

VRVSR −=

100*115630

)112740115630(%

−=R

%5.2=R

La regulación de tensión de la línea se excede en un 0.5% dentro de los parámetros normales en los cuales esta debe permanecer por lo cual se nota que tiene una aceptable regulación. La grafica del perfil de tensión a lo largo de la línea es la siguiente.



PERFIL DE TENSIÓN SIN EL SCC-3

111000112000113000114000115000116000

0 30 60KILOMETROS

VOLT

AJE

voltaje

Figura (40). Perfil de tensión

Para trazar el perfil de tensión de la línea con el sistema de acoplamiento sin carga debemos tener en cuenta los siguientes datos: Voltaje de salida: 116.686 kV Voltaje en el SCC-3: 116.431 kV Voltaje de recibo: 116.046 kV Con estos datos calcularemos la regulación de voltaje para las nuevas condiciones de funcionamiento de la línea.

100*116686

)116046116686(% −=R

%55.0% =R



PERFIL DE TENSIÓN

115600115800116000116200116400116600116800

0 30 60

Kilometros

Volta

je (k

V)

SCC-3 sin carga

Figura (41). Perfil de tensión con el SCC-3 sin carga

Para trazar el perfil de tensión con el sistema SCC-3 a plena carga se debe tener en cuenta los siguientes datos: Voltaje de salida: 115.89 kV Voltaje en el SCC-3: 115.535 kV Voltaje de recibo: 114.626 kV Con estos resultados podemos realizar una comparación entre los perfiles de tensión de la línea sin y con el SCC-3 para determinar el comportamiento del voltaje a través de esta.

100*115890

)114626115890(% −=R

%09.1% =R



Figura (42). Comparación de perfiles



Se puede observar en el grafico el carácter particular de la inclusión de un SCC-3 en la línea, el perfil de tensión es mucho mejor y esto será más evidente cuando un aumento de la carga haga disminuir la tensión en la subestación de recibo (Puerto Caicedo) esto ocasionaría una situación inaceptable en la barra de alta tensión de esta subestación.

Se puede decir que con el SCC-3 el nivel de voltaje no presenta problemas

puesto que si se necesita un aumento de la carga con el tiempo en la línea los condensadores requeridos para aumentar la tensión ya están conectados a la red ya que el SCC-3 es efectivamente un condensador de 8.8 MVAR, esta característica inherente representa por lo tanto una economía sustancial.

La regulación de la línea es de 2.5 % en su estado normal en comparación

con la inclusión del SCC-3 de 1.09 % podemos notar que la regulación es mucho mejor en el segundo caso lo cual favorece técnicamente al operador de la misma puesto que dicha línea sufre menos caída de tensión.

.



6. MARCO LEGAL PARA EL PLANEAMIENTO Y EJECUCION DEL

SISTEMA DE ACOPLAMIENTO CAPACITIVO SCC-3 El sistema de acoplamiento capacitivo SCC-3 es una tecnología bastante reciente como quiera que la primera subestación de su tipo de instaló en la red eléctrica de Hydroquebec en el año de 1994 pero sus antecesores como son el SCC1 y el SCC-2 si llevan algunos pocos años mas de uso. Para analizar las implicaciones legales que este tipo de proyecto posee en nuestro país es necesario estudiar las resoluciones actuales y afines para este tipo de tecnologías no convencionales tales como el código de distribución, código de redes, y el código del usuario para emitir un concepto acerca de las restricciones o no de la aplicación del sistema. La comisión de regulación de energía y gas (CREG) en ejecución de sus atribuciones legales exige la homologación técnica de las interconexiones y de las redes, cuando sea necesario para la protección de los usuarios y de esta forma garantizar la calidad del servicio o para promover la competencia, basádos en este principio y en la ley 142 de 1994 articulo 128 que determina que todas las empresas tienen el derecho a construir, operar y modificar sus redes e instalaciones para prestar el servicio publico de una manera eficiente, se puede resumir que la Subestación de acoplamiento SCC-3 debe cumplir los siguientes criterios: 6.1 ATENCION DE LA DEMANDA39 La planeación de la expansión de un operador de red (OR) como es el sistema SCC-3 debe estar soportada bajo Proyecciones de demanda cuya valoración se efectuara utilizando modelos técnico-económicos disponibles para tal efecto. El proyecto SCC-3 busca atender un número de usuarios no atendidos anteriormente. En algunos casos la ampliación de la cobertura eléctrica en una zona combina la construcción de infraestructura central como líneas de transmisión o subtransmisión y unidades de transformación, con redes de distribución primaria y secundaria. Existen dos alternativas para la medición de los beneficios atribuibles a este tipo de proyectos. La primera alternativa es medir el bienestar recibido por la población beneficiada, como el área bajo la curva de demanda de energía, la cual representa la 39 CREG. Reglamento de distribución de energía eléctrica. Bogota 1998



disposición a pagar por el servicio de energía eléctrica, por parte de la población beneficiada. La segunda alternativa consiste en la valoración de los ahorros recursos dedicados, en la situación sin proyecto, para satisfacer las necesidades de iluminación, cocción, fuerza motriz y entretenimiento entre otros. Para identificar el problema de baja cobertura, se deben hacer esfuerzos en los siguientes aspectos:

Establecer cuál es la situación actual de la zona tanto en términos de oferta (tipo de servicio en usuarios conectados), como de demanda (cantidad de usuarios actuales y potenciales).

Identificar en qué forma consumen energía los usuarios no atendidos total o

parcialmente por el servicio de energía eléctrica. Cuáles son las formas alternativas de producción de energía y cuáles son sus limitaciones y ventajas.

Si existe una oferta del servicio de energía eléctrica, con base en ésta y en el

cálculo de la necesidad del servicio, se debe estimar el déficit como la diferencia entre la demanda y la oferta calculada.

Pero el problema social de la baja cobertura va de la mano con el problema inherente de la electrificación rural el cual es como lo hemos mencionado los altos costos que implican para las empresas de energía atender las bajas potencias que requieren los usuarios a nivel rural por tal motivo se necesita realizar una correcta evaluación de estos proyectos. La evaluación de proyectos eléctricos tiene por objeto establecer si son viables o no las inversiones. Igualmente estimar indicadores que permitan priorizar los proyectos de inversión estableciendo cuáles son los proyectos prioritarios y cuáles no lo son. La mejor herramienta para este propósito es el análisis beneficio-costo, en el cuál se comparan todos los beneficios y costos de los proyectos y se determina la rentabilidad que se obtendría si se llevaran a cabo las inversiones40. En el caso de los proyectos eléctricos, el análisis beneficio-costo debe hacerse bajo dos puntos de vista diferentes. El primero, con el objeto de determinar la rentabilidad económica para la empresa que lo ejecuta y el segundo con el objeto de establecer la rentabilidad social sobre el país como un todo.

40 DANE. Evaluación de proyectos de energía eléctrica. Bogota 2003



Estos análisis se pueden realizar, si existe información suficiente y confiable. La obtención de buenos resultados depende de la calidad de la información utilizada. El análisis de viabilidad económica y social de los proyectos se lleva a cabo cuando técnicamente se ha comprobado que éstos pueden realizarse. En este sentido, para evaluar económica y socialmente, es necesario que la fase de preparación técnica esté concluida. Sin embargo, la evaluación de los proyectos generalmente permite tener herramientas de juicio sobre el dimensionamiento de los mismos y por lo tanto volver sobre fases anteriores en la preparación del proyecto41. Para realizar una evaluación adecuada es necesaria información sobre:

La situación existente actualmente tanto en relación con el consumo de los usuarios o beneficiarios del proyecto como en relación con la oferta o suministro sin proyecto. Los costos de inversión y operación de los proyectos. Los beneficiarios de los proyectos y sus características de consumo.

6.2 IMPACTO AMBIENTAL La implementación de un SCC-3 claramente ante el gobierno Colombiano entra a formar parte de los planes de expansión de un operador de red para fines de distribución local, teniendo en cuenta este criterio el sistema debe cumplir en resumen las siguientes normas42:

Determinación de las variables ambientales, inherentes al proyecto, que tienen incidencia inmediata, o acumulada en un futuro, en el medio ambiente. Criterios y herramientas para la calificación de cada una de las anteriores

variables, en términos de la intensidad del impacto ambiental, indirecto y acumulativo, que se genere. (En concordancia con las consideraciones del DNP, la UPME y el Ministerio del Medio Ambiente).

41 DANE. Op.cit 42 Referencia “Estudio para la formulación de una propuesta de lineamientos de una política ambiental con énfasis en el sector eléctrico”. Plan energético nacional 1997-2010.p.3



Definición de indicadores ambientales de sostenibilidad ambiental

aceptables, aplicados al entorno colombiano. Definición de las diferentes medidas de prevención, mitigación,

compensación y emergencia, de los impactos ambientales generados por el proyecto. Definición de las diferentes medidas de prevención, mitigación,

compensación y emergencia, de los impactos ambientales generados por el proyecto. Análisis de costos y beneficios ambientales de las medidas descritas en el

numeral anterior. Análisis de impactos acumulativos, mediante mapas temáticos, detallando

los relacionados con áreas sensibles o de importancia ambiental.

Como podemos apreciar de lo expresado anteriormente cada proyecto requiere un estudio ambiental muy detallado para poder conseguir la licencia ambiental que expide el ministerio de medio ambiente, este trabajo no tocara estos temas puesto que no esta dentro de sus objetivos pero sin embargo podemos comentar a grandes rasgos algunos de los impactos ambientales inherentes a la tecnología SCC-3 como son:

Se necesita de un terreno donde se ubicaría la subestación de acople capacitivo por lo cual este debe ser deforestado para tal fin. Se debe diseñar y ubicar toda la red de distribución hasta los usuarios por

lo cual se debe cortar o podar los árboles que puedan interferir con dicha red. Se debe crear caminos de acceso para la subestación puesto que esta

debe estar ubicada lo mas cerca posible de la torre elegida para la transformación lo cual requiere deforestar para tal fin si es necesario. Realizar un buen diseño de puesta a tierra para evitar desecación del suelo

y así garantizar la seguridad ante la tensión de paso y de toque. Los impactos ambientales normales de la construcción de las obras civiles.

Dentro de las ventajas del sistema no requiere fosa de recuperación de aceite como una subestación convencional y los sistemas presentan bajo ruido audible generado principalmente por el filtro amortiguador, según datos del fabricante. 6.3 VIABILIDAD TECNICA43 El sistema de acoplamiento capacitivo SCC-3 como lo hemos explicado en capítulos anteriores específicamente en el 3 es una tecnología ya puesta en servicio por lo cual teniendo en cuenta las condiciones propias del lugar de montaje de una unidad no debe presentar mayores desafíos de ingeniería. Sin

43 CREG. Reglamento de distribución de energía eléctrica. Bogota mayo 1998



embargo el sistema SCC-3 debe cumplir técnicamente con la normatividad colombiana en algunos aspectos tales como:

CALIDAD Y CONTINUIDAD DEL SERVICIO: El SCC-3 debe asegurar los indicadores de calidad reglamentados y garantizar la continuidad del servicio mediante proyectos de suplencia, ampliación automatización de la operación, modernización e inventario de repuestos entre otros.

COORDINACION CON EL SIN: Teniendo en cuenta que la operación

y expansión de los sistemas de transmisión regional STR o los sistemas de distribución local SDL deben ser coordinados con el resto del sistema interconectado nacional, el SCC-3 deberá planear su sistema considerando los planes de expansión en transmisión elaborados anualmente por la UPME.

DISTORSION DE LA ONDA : Para limitar los efectos de las

distorsiones en la forma de las ondas de tensión y corriente de los STR y/o SDL el contenido de armónicos de los equipos de los usuarios conectados en los niveles de tensión I (Vn ≥ 1kV), nivel II (1kV ≤Vn ≥30 kV), nivel III (30kV ≤Vn ≥62kV), y nivel IV (≤ 62 kV) deberán cumplir con los requisitos establecidos en la norma IEEE 519/92 o aquella que la modifique o la sustituya.

NIVELES DE CORRIENTE DE FALLA: La capacidad de corriente de

falla nominal de los equipos que se vayan a conectar a un STR y/o SDL deberá ser superior al nivel máximo de corriente de falla calculado en el punto de conexión, se debe tener en cuenta la proyección de los aumentos de corriente de falla por lo cual se debe de disponer siempre de los datos de X/R del punto de conexión.

COMPENSACION DE CONSUMOS DE ENERGIA REACTIVA:

Debido a que la conexión de bancos de condensadores y reactores (Como en el caso que nos ocupa) en los niveles de tensión II, III, IV puede afectar la operación del STR y/o SDL, estas conexiones deberán ser aprobadas por los OR a quienes se deberán suministrar las características técnicas de las inductancias y capacitancias que se conectaran. Cuando el OR lo requiera, se le deberá también suministrar las características técnicas de la inductancia y la capacitancia de las redes del usuario.



REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS TÉCNICAS: Estas pérdidas son inherentes a la prestación del servicio de energía eléctrica. Los beneficios de un proyecto deben consistir en la reducción de pérdidas físicas, tanto de energía como de potencia. Económicamente, se valora el número de kWh ahorrados a la tarifa de compra de energía a la empresa mayorista. Igualmente se valoran los kW pico ahorrados a la tarifa de compra de potencia. Adicional a estos beneficios, se presenta un beneficio económico de largo plazo, el cual es atribuible a una disminución en el nivel de utilización de los equipos, permitiendo que su vida útil se extienda y se incremente el tiempo de reposición de los mismos.Socialmente, la disminución de pérdidas técnicas se valora al costo incremental promedio de largo plazo de la energía, el cual refleja el costo que para la sociedad significa generar un kWh adicional. También se libera una disponibilidad de potencia en horas pico, la cual implica una reducción de los costos de generación de potencia. Para la valoración social se considera el costo incremental de generación, transmisión y distribución de energía y potencia, o sea, el valor que muestra cuánto cuesta en conjunto para la sociedad la atención de una unidad de consumo adicional. Será por lo tanto pertinente tomar el costo incremental de generación, el de generación más transmisión o el de generación, transmisión y distribución según sea el caso. Este valor incremental se calcula como la suma de los diferentes costos incrementales para cada una de las empresas que participan en la prestación del servicio (Empresas generadoras, mayoristas y distribuidoras) multiplicándola por las unidades ahorradas. Estos cálculos deben hacerse tanto para energía como para potencia.

6.4 SISTEMA DE MEDICION Es evidente que la incorporación de una subestación de acople capacitivo SCC-3 produce muchos beneficios en cuanto el funcionamiento eléctrico de las líneas de transmisión por lo cual se debe de instalar un cuidadoso sistema de medida que permita facturar para la empresa el excedente de energía activa. Los medidores podrán ser monofásicos, bifásicos o trifásicos de acuerdo a la conexión de la red. Los medidores de energía activa y reactiva, lo mismo que los transformadores de corriente y tensión se ajustaran a las normas técnicas colombianas vigentes y/o a las normas internacionales correspondientes.



6.4.1 MEDIDORES DE ENERGÍA ACTIVA44 Los medidores de energía activa, tipo inducción y clase 0.5, 1.0 y 2.0, deben cumplir con la norma NTC 2288. Los medidores de energía activa de estado sólido y clase 0.2S y 0.5S deben cumplir con la norma NTC 2147. Los medidores de energía activa de estado sólido y clase 1.0 y 2.0 deben cumplir con la norma NTC 4052. 6.4.2 MEDIDORES DE ENERGIA REACTIVA Los medidores de energía reactiva, tipo inducción y clase 3.0 deben cumplir con la norma NTC 2148. Los medidores de energía reactiva de estado sólido deben cumplir con la norma IEC correspondiente. 6.4.3 INDICADORES DE DEMANDA MÁXIMA Los indicadores de demanda máxima, clase 1.0 previstos para operar como accesorios de medidores de energía activa o reactiva, se regirán por la norma NTC 2233. 6.4.4 TRANSFORMADORES DE MEDIDA Los transformadores de corriente y tensión para usarlos con instrumentos de medida deberán ser especificados para el ambiente donde se van a instalar, indicando temperatura ambiente máxima y mínima, altitud, tipo de instalación (interior o exterior), ambiente (limpio o contaminado).. Los transformadores de medida deberán usar valores normalizados de corriente y tensión y deberán cumplir con las normas NTC 2205 y NTC 2207 receptivamente y someterse a los ensayos de rutina y especiales conforme a las mismas normas. 6.4.5 PRECISION DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA45 Los medidores de energía activa, reactiva y transformadores de medida deben cumplir, como mínimo, con la precisión que se presenta en la siguiente tabla:

Energía Anual (MWh) por punto de medida

Clase Mínima Aceptada para los componentes

E ≥ 2.000 0.5 CT/PT 1.0 Medidor Wh

3.0 Medidor VARh 300 ≤ E ≤ 2.000 1.0 CT/PT

1.0 Medidor Wh 3.0 Medidor VARh

E ≤ 300 2.0 Medidor Wh

44 CREG. Código de redes. Bogota 1998 45 CREG.OP.cit



Donde: E= Energía Activa CT= Transformador de Corriente PT= Transformador de Tensión Los errores permitidos para los medidores de energía activa y reactiva, y para los transformadores de corriente y de tensión, deben cumplir con las normas NTC correspondientes. 6.4.6 ACCESO A LOS EQUIPOS DE MEDIDA Para efectos de la lectura de los medidores tienen acceso a los equipos de medida los comercializadores, los OR del STR y/o SDL y los usuarios. El OR tiene derecho a acceder a la información, ya sea por lectura directa o por consulta directa a la base de datos de registros del comercializador, para poder facturar los cargos por uso de su STR y/o SDL. 6.4.7 PRUEBAS DE LOS EQUIPOS DE MEDIDA Antes de su instalación en el punto de medición el equipo de medida deberá ser revisado, calibrado y programado por el comercializador o un tercero debidamente acreditado ante la autoridad nacional competente. El OR tiene derecho a estar presente en esta calibración o exigir el protocolo de pruebas correspondiente. 6.4.8 FRONTERA COMERCIAL46 El equipo de medida para un punto de conexión debe colocarse de tal forma que el punto de medición esté lo más cerca posible del punto de conexión, considerando aspectos económicos y de seguridad de la instalación. Para efectos de tarifas un usuario pertenece al nivel de tensión al cual esta conectado el equipo de medida. En conclusión podemos decir que la subestación de acoplamiento capacitivo SCC-3 no presenta ninguna restricción de tipo legal bajo el marco de las resoluciones actuales de la CREG expuestas anteriormente, solo debe cumplir con las normas técnicas correspondientes a la conexión al STR en este caso al del sistema del Putumayo y garantizar la calidad y la eficiencia en el servicio eléctrico que preste ya sea el de electrificación rural u otras aplicaciones. El diseño de un sistema de medida permite tarifar el excedente de energía activa generado por el carácter capacitivo de la subestación usando solamente equipos de medida convencionales lo cual desde todo punto de vista es beneficioso para las empresas comercializadoras y los OR que tengan la posibilidad técnico-económica de implementar esta tecnología en nuestro país.

46 CREG. Código de redes. Bogota.1998



7. ANÁLISIS DE LA RENTABILIDAD Y DE LOS INGRESOS GENERADOS POR EL SISTEMA DE ACOPLAMIENTO CAPACITIVO SCC-3. 7.1 VENTAJAS ECONOMICAS DEL SCC-3 El SCC-3 brinda las siguientes ventajas:

• Electrificación de cargas de hasta 2 MVA situadas a una distancia cercana (hasta 40 km) de una línea de alta tensión (115 kV a 245 kV).

• Mejoramiento eléctrico de la capacidad de operación y reducción de las pérdidas en dicha línea.

• Gran confiabilidad y bajo costo de mantenimiento debido a sus componentes estáticos.

La electrificación rural tiene meritos considerables en cuanto al beneficio social de las comunidades, pero a veces no se justifica desde un punto de vista económico por que las empresas de energía consideran el aspecto de las perdidas eléctricas en sus redes como un punto critico a la hora de ejecutar esta clase de proyectos. La grafica a continuación nos muestra la variación de las pérdidas en función de la carga de una línea de 115 kV de 150 km y un factor de potencia 0.85 en la cual se instalo un SCC-3 en el medio de está y que es propiedad de Hydro-Quebec47.

Las reducciones de pérdidas aumentan con la carga

-5

0

5

10

0 10 20 30 40

Carga (MW)

Red

ucci

ones

de

pérd

idas

(M

Wh/

año)

Variacion delas perdidaspor carga

Figura (43). Grafica de reducciones de pérdidas

47 BARRETE Claude. Ventajas económicas de las subestaciones de acoplamiento capacitivo SCC-3. Montreal Canada. Marzo 1995



Esta grafica se puede explicar con el modelo de datos que siguió HydroQuebec: caso base SCC-3 a 30kM carga (MW) 0 10 20 30 40 0 10 20 30 40

distancia(kM) VOLTAJE (KV)

VOLTAJE (KV)

0 115,1 115,1 115,1 115,1 115,1 115,1 115,1 115,1 115,1 115,1 20 115,5 114,7 113,8 112,7 111,1 116,7 116,1 115,2 114,2 112,8 40 116,1 114,3 112,6 110,4 107,3 116,4 117,1 115,4 113,4 110,6 60 116,4 113,9 111,4 108,1 103,5 120,1 118,1 115,5 112,5 108,5 80 116,7 113,4 110 105,8 99,7 120,3 117,6 114,4 110,5 105,3

100 116,9 112,8 108,7 103,4 96,1 120,6 117,2 113,3 108,5 102,1 120 117,1 112,2 107,3 101,1 92,4 120,7 116,8 112,4 106,5 99 140 117,2 111,5 105,8 98,8 88,8 120,8 116,2 110,9 104,4 96 150 117,2 111,1 105,1 97,6 87,1 120,8 115,9 110,3 103,4 94,4

Pérdidas(kW) 10 150 590 1510 3360 160 170 450 1110 2400 Red. Perdidas -150 -20 140 400 960

Tabla 7. Modelo de datos de reducción de pérdidas En esta tabla se muestra la caída de voltaje en diferentes distancias de la línea ha diferentes cargas para obtener las perdidas resistivas y en diferentes ubicaciones del SCC-3. Aquí se nota que al aumentar la carga aumenta de igualmente las reducciones de perdidas lo cual quiere decir sin equivoco que la reducción de perdidas son función de la carga. Con el fin de apreciar el valor de las reducciones se puede comparar el valor monetario de la reducción de perdidas con el costo anual equivalente de la inversión par un sistema SCC-3. Si se adopta un precio de US$ 1.500.000 con una vida útil de 20 años y un costo de capital del 10%, el costo anual de la subestación SCC-3 sin las líneas de distribución, es de US$ 176.000. Agregando un costo anual de mantenimiento, se llega a un costo total de US$ 181.000. Las reducciones de perdidas fueron evaluadas 0.07 US$ por kWh, que es el costo promedio de electricidad en 60 países en vías de desarrollo, según datos provenientes del banco mundial, a continuación la grafica muestra esta comparación48.

48 BARRETE Claude.Op.Cit



Las reducciones por sí solas pueden justificar la subestación SCC-3

$-$100.000,00$200.000,00$300.000,00$400.000,00$500.000,00$600.000,00$700.000,00$800.000,00

020

0040

0060

0080

0010

000

Reducciones de pérdidas (MWh)

Valor de lasreducciones depérdidas ($US/año)Costo equivalenteanual($US)

Figura (44) Reducción de perdidas Este grafico muestra que la rentabilidad ocurre cuando las reducciones de perdidas llegan a 2.500 MWh, lo cual es un nivel muy inferior a la capacidad de la línea de alta tensión. Esto nos da a entender a las claras que la reducción de pérdidas por si sola puede justificar el costo de un sistema SCC-3. Por tales motivos la tecnología SCC-3 proporciona importantes beneficios sociales y económicos y representa un valor agregado cierto a los sistemas de transmisión y distribución.

7.2 INGRESOS DERIVADOS POR EL SCC-3 Los costos F.O.B (Montreal) para una subestación SCC-3 de 2000 kVA trifásica son del orden de 1.500.000 $US49 Estos costos son prácticamente independientes de la potencia nominal y corresponden a la infraestructura básica, interruptor condensadores, pararrayos y armario de control y protección para una operación totalmente automática. El costo total de la subestación de acople capacitivo SCC-3 en el punto de conexión seria:

• Costo F.O.B del SCC-3 en Montreal $US 1.500.000 • Transporte fletes y seguros (10%) 150.000 • Impuestos y gastos de aduana (17%) 255.000

PRECIO CIF BUENAVENTURA 1.905.000 • Obras civiles (5%) 95.250 • Montaje y Transporte local (5%) 95.250

49 Dato suministrado vía E-mail por Francis Mounié (CEGELEC Enterprises).



COSTOS DIRECTOS $US 2.095.500

Entonces el costo por kW instalado seria: 2.095.500$US/1800kW =1164.16 $US/kW Como primera medida se puede ver que el costo de instalación de un SCC-3 es menor que el de una pequeña central hidroeléctrica (de 5000 $US a 7000 $US por kW instalado) puesto que cada proyecto de este tipo es único debido a la topografía, el emplazamiento, el impacto ambiental que cause y el alto costo de los equipos de la zona a electrificar. En cuanto a los generadores diesel su costo de instalación se encuentra entre (200 US$ a 600 $US por kW)50para sistemas de hasta 10 kW. Sin embargo estos generadores solo pueden permanecer funcionando ciertas horas del día y necesitan periódicamente de mantenimiento el cual si no es atendido da a lugar a prolongadas reparaciones y por consiguiente a una mala calidad de servicio. El costo de la generación diesel varia entre (0.15 US$ a 0.50 $US por kWh) mientras que el precio medio de la energía suministrada por la red es de unos 0.07 US$ por kwh. Por estas razones el SCC-3 es ideal para electrificar los pueblos aislados situados en las zonas cercanas (hasta 40 km) del paso de las líneas de alta tensión. 7.3 RENTABILIDAD DEL SISTEMA SCC-3 En el presente análisis consideraremos que las cargas rurales están cerca (15 km) y los equipos de distribución de energía (SCC-3 y la línea de media tensión hasta la carga) están dentro de los costos de inversión y el factor de potencia es de 0.9 en la carga. Por el otro lado el costo de la energía de tensión media extraída de la línea de transporte es de 0.03 $/kWh y el precio de venta de 1 kWh en zona rural es de 0.06 $/kWh, lo cual arroja una diferencia neta de 0.03 $/kWh, los ingresos por esta operación serian manejando un factor de planta de 0.9: 1800 kW * 24 * 365 * 0.9 * 0.03 $US =425.736 $US/ año La adicción del SCC-3 permitió un aumento en la capacidad de transporte de la línea entre Mocoa y Puerto Caicedo de 1083 kW lo cual se puede apreciar en los diagramas de flujo de carga (Fig.35) este aumento de capacidad de transporte puede considerarse como un ingreso neto con un costo de venta de 0.06 US$ ya que estos no entran dentro de los costos de operación por que se asumen como recuperación de perdidas. 1083kW * 24 horas * 365 días * 09 * 0.06 $US = 256.151.16 $US/año El total de los ingresos anuales asciende de este modo a:

50 Renewable now. Publicación. Junio 2000



425736 $US + 256151.16 $US = 681887.16 US$/año

7.3.1 AMORTIZACIÓN DE LA INVERSIÓN Para este proyecto la inversión será diferida a 15 años para la cual se utilizara una tasa de interés de oportunidad (TIO) de (10%) de acuerdo a la formas de financiación de proyectos de la FEN (Financiera Eléctrica Nacional) que establece que los créditos para financiación de proyectos serán otorgados con una tasa igual a la DTF+puntos a ser pactados de acuerdo al nivel de riesgo de la inversión, el plazo de financiación y las garantías ofrecidas. Como sabemos el costo de la subestación de acople capacitivo SCC-3, la inversión inicial seria de 2' 095.500 para lo cual se manejara una cuota fija a capital y una cuota variable a interés de manera que se pueda pagar la deuda en el plazo deseado (15 años).Conociendo que la deuda se cancelará en 15 años se puede presentar la siguiente tabla de reducción: CAPITAL INTERES PAGO AMORTIZACIÓN

0 $2,095,000.00 1 $2,029,062.44 $ 209,500.00 $275,437.56 $ 65,937.56 2 $1,956,531.12 $ 202,906.24 $275,437.56 $ 72,531.32 3 $1,876,746.67 $ 195,653.11 $275,437.56 $ 79,784.45 4 $1,788,983.77 $ 187,674.67 $275,437.56 $ 87,762.90 5 $1,692,444.59 $ 178,898.38 $275,437.56 $ 96,539.19 6 $1,586,251.48 $ 169,244.46 $275,437.56 $ 106,193.10 7 $1,469,439.07 $ 158,625.15 $275,437.56 $ 116,812.41 8 $1,340,945.41 $ 146,943.91 $275,437.56 $ 128,493.66 9 $1,199,602.39 $ 134,094.54 $275,437.56 $ 141,343.02

10 $1,044,125.07 $ 119,960.24 $275,437.56 $ 155,477.32 11 $ 873,100.01 $ 104,412.51 $275,437.56 $ 171,025.06 12 $ 684,972.45 $ 87,310.00 $275,437.56 $ 188,127.56 13 $ 478,032.13 $ 68,497.25 $275,437.56 $ 206,940.32 14 $ 250,397.78 $ 47,803.21 $275,437.56 $ 227,634.35 15 $ 0.00 $ 25,039.78 $275,437.56 $ 250,397.78

TABLA 8. Tabla de amortización

De la anterior tabla podemos decir que la rentabilidad anual del proyecto seria 681887.16- 275437.16=406450 $US Como podemos notar la instalación de un sistema de acoplamiento capacitivo SCC-3 es una alternativa rentable para los operadores de redes puesto que desde el primer año el sistema ya esta generando ganancias gracias al aumento en la capacidad de transporte de la línea y la venta de los kWh en las zonas rurales.



7.4 COMPARACIÓN ECONOMICA DE LA SUBESTACION DE ACOPLE CAPACITIVO SCC-3 CON LAS SUBESTACIONES CONVENCIONALES

Las Subestaciones de acoplamiento capacitivo SCC-3 son mas económicas que las subestaciones convencionales por que no se consiguen comercialmente subestaciones de 115/13.2 kV con una potencia inferior de 10 MVA, además el SCC-3 no requiere de los costosos transformadores de potencia por que realiza la división de voltaje de alta tensión / media tensión mediante bancos de condensadores que son mas económicos. A continuación se mostrara el valor de los activos eléctricos de las subestaciones del departamento del putumayo a precios 2005 estos valores incluyen el valor de la depreciación.

Subestación Junín

Módulos de línea Cantidad $ unitario en millones de pesos

Valor total en millones de pesos

115 kV 2 2.214,83

4.581,94

34,5 kV 1 634,50

634,50

13,2 kV 3 373,93

1.121,80 Módulos de Transformación

115 kV 1 1.741,07

1.741,07

34,5 kV 1 631,12

631,12

13,2 kV 1 448,38

448,38

Costo total

9.158,80

Subestación Puerto

Caicedo



115 kV 2 1.289,30

2.578,61

34,5 kV 1 676,80

676,80

13,2 kV 2 184,43

368,86 Módulos de Transformación

115 kV 1 1.104,88

1.104,88

34,5 kV 1 631,12

631,12



13,2 kV 1 230,11 230.11

Costo total

5.590,37 Subestación Orito



115 kV 1 1.225,01

1.225,01

34,5 kV 2 510,98

1.021,97

13,2 kV 2 373,93

747,86 Módulos de Transformación

115 kV 1 1.150,56

1.150,56

34,5 kV 1 507,60

507,60

13,2 kV 1 448,38

448,38

Costo total

5.101,38

Subestación Puerto

Asís



115 kV 0 -

-

34,5 kV 1 510,98

510,98

13,2 kV 3 373,93

1.121,80 Módulos de Transformación

115 kV 0 -

-

34,5 kV 1 507,60

507,60

13,2 kV 1 448,38

448,38

Costo total

2.588,76

Subestación La

Hormiga

Módulos de línea Cantidad $ unitario en millones de

pesos Valor total en millones

de pesos

115 kV 0 -

- 34,5 kV 1 510,98 510,98



13,2 kV 6 373,93 2.243,59 Módulos de Transformación

115 kV 0 -

-

34,5 kV 1 507,60

507,60

13,2 kV 1 448,38

448,38

Costo total

3.710,55 Recordemos que el precio total del sistema SCC-3 instalado en el punto de conexión es $US 2,095.000. Como podemos observar el Sistema SCC-3 comparado con las subestaciones de igual relación de transformación es más económico y además mejora la capacidad de transporte y el perfil de tensión de la línea a la cual se conecta, estos beneficios no se obtendrían con la solución convencional.



CONCLUSIONES

Después de revisar todo el marco teórico relacionado a los sistemas de acoplamiento capacitivo y de realizar las simulaciones de flujo de carga con y sin el sistema SCC-3 podemos decir:

• La subestación capacitiva SCC-3 es una fuente de alimentación de fácil instalación y que requiere un mínimo mantenimiento lo cual es ideal para poblaciones rurales remotas.

• La utilización de un sistema SCC-3 requiere por lo menos que la línea a la

cual este se conecta se encuentre cargada a un 80% de su capacidad, motivo por el cual se decidió realizar los análisis de flujo de carga de la línea Mocoa-Puerto Caicedo al 100% de su capacidad.

• La inclusión del sistema SCC-3 en el análisis por flujo de carga en el

sistema de putumayo dejo ver una mejoría notable en el aumento de la capacidad de transporte de la línea debido al carácter capacitivo de la misma.

• Los voltajes en las subestaciones extremas de la línea (Mocoa-Puerto

Caicedo) sufrieron un aumento significativo de voltaje que en el caso de la subestación de Mocoa es de considerar puesto que este sobrevoltaje permanente puede afectar los equipos y sacar de funcionamiento a la línea este fenómeno fue notable en el funcionamiento en vacío.

• El sistema SCC-3 trae un completo equipo de protecciones homologado el

cual no va a afectar el comportamiento de la línea ni tampoco afectara el lado de la distribución sin embargo es necesario redefinir los parámetros de la protección de línea para que esté acorde con los nuevos requerimientos técnicos de su funcionamiento.

• El nivel de cortocircuito trifásico de la subestación SCC-3 en su punto de

conexión es cerca de los 2.2kA lo cual es un elemento importante a considerar dentro de los estudios de coordinación de protecciones de la empresa transportadora.

• El perfil de tensión de la línea mejoro notablemente y este será mas

evidente cuando un aumento en la carga haga que la subestación de recibo Puerto Caicedo tenga unos niveles de tensión inaceptables y se



• tenga que recurrir a bancos de condensadores para elevar su voltaje pero como la subestación SCC-3 es un compensador capacitivo esta alternativa ya no se necesitaría.

• El SCC-3 es una tecnología económica en comparación a una

subestación convencional de la misma potencia puesto que se elimina los costosos transformadores y a su vez también se eliminan los riesgos por contaminación de aceite y por lo tanto desaparece la necesidad de una fosa de recuperación.

• La instalación de un sistema SCC-3 vista desde el punto de vista del

marco legal no presenta ningún inconveniente puesto que esta tecnología cumple con los requisitos técnicos para garantizar un servicio eficiente de suministro eléctrico.

• El aumento en la capacidad de transporte de la línea así como la

facturación de la energía a vender requiere la instalación de un sistema convencional de medida por parte de la empresa operadora de red.

• La operación de un sistema SCC-3 es muy rentable para el operador de

red como ya se demostró y esto se nota mas para líneas largas donde la reducción de perdidas es un factor económico importante en el planeamiento de proyectos de electrificación rural.

• Los costos de una subestación SCC-3 pueden ser menores si la empresa

operadora de red puede conseguir algunos elementos en el mercado mas económicos como los bancos de condensadores y algunos elementos de protección (interruptores, seccionadores, pararrayos).



BIBLIOGRAFIA

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Nodo Elemento Tipo P Q I Ángulo Inombre nombre MW Mvar kA GB-143 TR3-135 Transformador 3 dev -3,665 -1,95 0,071 147,2B-143 Pto caicedo-Pto Asís Línea 3,665 1,95 0,071 -32,8B-147 L-345 Carga 4,5 2,179 0,222 -29,7B-147 TR3-135 Transformador 3 dev -4,5 -2,179 0,222 150,3B-16 Mocoa-Villa Garzón Línea 2,731 1,373 0,053 -33,8B-16 TR3-33054 Transformador 3 dev -2,731 -1,373 0,053 146,2B-223 L-352 Carga 3,6 1,743 0,186 -33,6B-223 TR3-215 Transformador 3 dev -3,6 -1,743 0,186 146,4B-227 L-393 Carga 3,6 1,743 0,072 -34,9B-227 TR3-215 Transformador 3 dev -7,316 -3,741 0,148 143,8B-227 Orito-La hormiga Línea 3,716 1,998 0,076 -37,4B-267 TR2-284 Transformador 2 dev -3,6 -1,743 0,199 142,6B-267 L-332 Carga 3,6 1,743 0,199 -37,4B-296 TR2-310 Transformador 2 dev -3,6 -1,743 0,186 147,2B-296 L-325 Carga 3,6 1,743 0,186 -32,8B-33065 TR3-33054 Transformador 3 dev -7,2 -3,486 0,364 147,5B-33065 L-33080 Carga 7,2 3,486 0,364 -32,5JAMONDINO Pasto-Mocoa Línea 30,914 -19,08 0,178 31,7JAMONDINO F-528 Equivalente Red -30,914 19,082 0,178 -148,3LA HORMIGA TR2-284 Transformador 2 dev 3,606 1,949 0,076 -37,4LA HORMIGA Orito-La hormiga Línea -3,606 -1,949 0,076 142,6MOCOA Pasto-Mocoa Línea -30,034 6,653 0,153 -169,5MOCOA TR3-33054 Transformador 3 dev 9,95 5,959 0,058 -32,9MOCOA Mocoa-SCC-3 Línea 20,084 -12,61 0,118 30,2ORITO Pto caicedo-Orito Línea -10,952 -6,964 0,066 144,7ORITO TR3-215 Transformador 3 dev 10,952 6,964 0,066 -35,3PTO ASIS TR2-310 Transformador 2 dev 3,605 1,923 0,071 -32,8PTO ASIS Pto caicedo-Pto Asís Línea -3,605 -1,923 0,071 147,2PTO CAICEDO TR3-135 Transformador 3 dev 8,181 4,403 0,047 -31,1PTO CAICEDO SCC3-Pto caicedo Línea -19,179 -6,555 0,102 158,4PTO CAICEDO Pto caicedo-Orito Línea 10,997 2,152 0,056 -13,9SCC-3 Eq-RLC Eq. Serie RLC 0,615 -8,738 0,044 83,5SCC-3 SCC3-Pto caicedo Línea 19,311 1,353 0,097 -6,5SCC-3 Mocoa-SCC-3 Línea -19,926 7,385 0,106 -162,2VILLA GARZONMocoa-Villa Garzón Línea -2,7 -1,359 0,053 146,2VILLA GARZONL-96 Carga 2,7 1,359 0,053 -33,8

Pérd. P Pérd. Q P Fe Comp P Q Comp Tap Relación Sens. XserMW Mvar MW MW Mvar %/Ohm0,0162 0,2736 0 0

0,06 0,0268 0 0 0

0,0162 0,2736 0 00,0306 0,0137 0 0 00,0198 1,0999 0 0

0,0365 1,48 0 0

0,0365 1,48 0 00,1098 0,049 0 0 00,0059 0,206 0 0 0

0,0052 0,1804 0 0 0

0,0198 1,0999 0 0

0,8792 -12,428 0 0 0

0,0059 0,206 0 0 00,1098 0,049 0 0 00,8792 -12,428 0 0 00,0198 1,0999 0 00,1578 -5,2268 0 0 00,0452 -4,8121 0 0 00,0365 1,48 0 00,0052 0,1804 0 0 0

0,06 0,0268 0 0 00,0162 0,2736 0 00,1322 -5,2019 0 0 00,0452 -4,8121 0 0 0

0,1322 -5,2019 0 0 00,1578 -5,2268 0 0 00,0306 0,0137 0 0 0

Theta Traslape Margen B tot X tot V serie Áng. V serieG G ° mS kV kV kA

I paral. Áng. I paral. P interc. Q interc. SerieQ interc. Para Deslizam. TorquekA MW Mvar Mvar Mvar Nm

V ExtremoAbi Carga lin. V Carga lin. P Carga lin. Q On Descripción ZonakV MW Mvar Mvar

ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1ON Zona 1

Área Parcialred

Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1Área 1 1

Nombre V v V áng P carga Q carga P Gen Q Gen Q Paral.kV % G MW MVar MW MVar MVar

B-143 33,716 97,73 -4,7 0 0 0 0 0B-147 13,001 98,49 -3,8 4,5 2,179 0 0 0B-16 33,034 95,75 -7,1 0 0 0 0 0B-223 12,433 94,19 -7,8 3,6 1,743 0 0 0B-227 32,062 92,93 -9,1 3,6 1,743 0 0 0B-267 11,63 88,11 -11,5 3,6 1,743 0 0 0B-296 12,428 94,15 -6,9 3,6 1,743 0 0 0B-33065 12,695 96,17 -6,7 7,2 3,486 0 0 0JAMONDINO 117,6 102,26 0 0 19,082 30,914 0 0LA HORMIGA 31,15 90,29 -9 0 0 0 0 0MOCOA 115,89 100,77 -1,9 0 0 0 0 0ORITO 114,06 99,19 -2,9 0 0 0 0 0PTO ASIS 33,184 96,19 -4,7 0 0 0 0 0PTO CAICEDO 114,63 99,67 -2,8 0 0 0 0 0SCC-3 115,54 100,47 -2,5 0,615 0 0 8,738 0VILLA GARZON 32,672 94,7 -7,1 2,7 1,359 0 0 0

Sens. PG Sens. QG Descripción Zona Área Parcialred

0 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 10 0 Zona 1 Área 1 1

Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito SYSTEM ANALYSIS Project: ==================== Page: 1 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Electrical Transient Analyzer Program -------------------------------------

LOAD FLOW ANALYSIS Loading Category 1 ( Design )

Normal Loading --------------

Swing Gen. Load Total ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 15 16

XFRM2 React. Line/Cable Imp. Tie PD XFRM3 Total ----- ----- ---------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 2 0 7 0 0 3 12

Maximum Number of Iterations: 5

Precision of the Solution: .00100 MW and Mvar

Method of Solution: Newton-Raphson

System Frequency: 60.0 Hz

Unit System: Metric

Data Filename: flujoputumayo

Output Filename: C:\ETAPS\PowerStn\flujoputumayo\putumayo.lfr

BUS INPUT DATA Project: ==================== Page: 2 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== Bus Information & Nominal kV Init. Voltage Generation Motor Load Static Load Mvar Limits ================================================ ============= ============== ============== ============== ============== ID Type kV Description % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar Max. Min. ------------ ---- ------ -------------------- ------ ----- ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------

Página 1

Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito Bus8 Load 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 3.800 1.249 Bus9 Load 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 Bus10 Load 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 Bus11 Load 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 5.700 1.873 Bus13 Load 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 3.800 1.249 Bus15 Load 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 3.800 1.249 Bus18 Load 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 CTO-MOCOA Load 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 7.600 2.498 JAMONDINO-PA SWNG 115.000 101.2 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 LA HORMIGA Load 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 MOCOA Load 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 ORITO Load 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 PTO ASIS Load 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 PTO CAICEDO Load 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 0.000 SCC-3 Load 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 0.000 -8.830 VILLA GARZON Load 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 2.848 0.936 ------------------------------------------------- ------ ------ ------ ------ ------ 16 Buses Total 0.000 0.000 0.000 27.548 0.225 LINE / CABLE DATA Project: ==================== Page: 3 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Ohms/1000 m per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance ============ ================================================================= ===================================== ID Library Size L (m ) #/ø T (°C) R X Y MVAb % R % X % Y ------------ -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- -------- ------- ------- ------- ---------- L1 75000. 1 75 0.14600 0.14070 0.0000129 100.0 8.28 7.98 12.7951880 L2 16650. 1 75 0.21500 0.09600 0.0000038 100.0 30.08 13.43 0.0753071 L3 31000. 1 75 0.14630 0.14070 0.0000129 100.0 3.43 3.30 5.2886777 L4 31000. 1 75 0.14630 0.14070 0.0000129 100.0 3.43 3.30 5.2886777 L5 28600. 1 75 0.14630 0.14070 0.0000129 100.0 3.16 3.04 4.8792315 L6 29500. 1 75 0.23700 0.09600 0.0000038 100.0 58.74 23.79 0.1334270 L7 18400. 1 75 0.23700 0.09600 0.0000038 100.0 36.64 14.84 0.0832223

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito Line / Cable resistances are listed at the specified temperatures.

XFMR / REACTOR DATA Project: ==================== Page: 4 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Transformer %Tap Setting Reactor Impedance (100 MVA Base) ============ ======================================= ============= ================= ======================== ID MVA kV kV % Z X/R From To X (ohm) X/R % Tol. % R % X ------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ -------- ------- ------ ------- ------- T4 5.000 34.500 13.200 7.000 12.1 0.000 0.000 0.00 11.5 139.5 T5 5.000 34.500 13.200 7.000 5.8 0.000 0.000 0.00 23.8 138.0 T1 15.000( base MVA for 3-Winding ) 15.000 115.000 Zps = 10.000 6.1 0.000 0.00 10.8 65.8 10.000 13.200 Zpt = 5.000 5.9 0.000 0.00 5.6 32.9 5.000 34.500 Zst = 1.250 5.9 0.000 0.00 1.4 8.2 T2 15.000( base MVA for 3-Winding ) 15.000 115.000 Zps = 10.200 6.1 0.000 0.00 11.0 67.1 10.000 34.500 Zpt = 5.200 5.9 0.000 0.00 5.8 34.2 7.000 13.200 Zst = 10.200 5.9 0.000 0.00 11.4 67.0 T3 15.000( base MVA for 3-Winding ) 15.000 115.000 Zps = 10.200 6.1 0.000 0.00 11.0 67.1 10.000 13.200 Zpt = 5.200 5.9 0.000 0.00 5.8 34.2 7.500 34.500 Zst = 1.500 5.9 0.000 0.00 1.7 9.9

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito BRANCH CONNECTIONS Project: ==================== Page: 5 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Connected Bus ID %Impedance (100 MVA Base) ======================== ========================== ========================== ID Type From To R X Z ------------ ---------- ------------ ------------ ------- ------- -------- L1 XmitLine JAMONDINO-PA MOCOA 8.3 8.0 11.5 L2 XmitLine Bus18 VILLA GARZON 30.1 13.4 32.9 L3 XmitLine MOCOA SCC-3 3.4 3.3 4.8 L4 XmitLine SCC-3 PTO CAICEDO 3.4 3.3 4.8 L5 XmitLine PTO CAICEDO ORITO 3.2 3.0 4.4 L6 XmitLine Bus9 LA HORMIGA 58.7 23.8 63.4 L7 XmitLine Bus10 PTO ASIS 36.6 14.8 39.5 T4 2W XFMR LA HORMIGA Bus13 11.5 139.5 140.0 T5 2W XFMR PTO ASIS Bus15 23.8 138.0 140.0 T1 3W XFMR MOCOA CTO-MOCOA -2.1 -9.5 9.7 MOCOA Bus18 1.2 5.7 5.8 CTO-MOCOA Bus18 0.6 2.6 2.7 T2 3W XFMR PTO CAICEDO Bus10 18.2 117.3 118.7 PTO CAICEDO Bus11 6.8 40.0 40.6 Bus10 Bus11 20.7 116.8 118.7 T3 3W XFMR ORITO Bus8 -3.7 -17.7 18.1 ORITO Bus9 1.9 9.5 9.7 Bus8 Bus9 0.9 4.5 4.5 LOAD FLOW REPORT Project: ==================== Page: 6 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== Bus Information & Nom kV Voltage Generation Motor Load Static Load Load Flow XFRM ======================== =========== ============ ============ ============ ====================================== =====

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito ID Type kV % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar To Bus ID MW Mvar Amp %PF % Tap ------------ ---- ----- ------ ---- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ------------ ----- ----- ---- ----- ----- Bus8 Load 13.20 97.70 -5.4 0.00 0.00 0.00 0.00 3.63 1.19 Bus9 -3.63 -1.19 170 95.0 & ORITO Bus9 Load 34.50 98.29 -4.8 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 LA HORMIGA 3.44 1.20 62 94.4 ORITO -3.44 -1.20 62 94.4 & Bus8 Bus10 Load 34.50 98.29 -4.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 PTO ASIS 3.46 1.25 62 94.1 Bus11 -3.46 -1.25 62 94.1 & PTO CAICEDO Bus11 Load 13.20 98.74 -4.5 0.00 0.00 0.00 0.00 5.56 1.83 PTO CAICEDO -5.56 -1.83 259 95.0 & Bus10 Bus13 Load 13.20 93.77 -7.7 0.00 0.00 0.00 0.00 3.34 1.10 LA HORMIGA -3.34 -1.10 164 95.0 Bus15 Load 13.20 94.22 -7.7 0.00 0.00 0.00 0.00 3.37 1.11 PTO ASIS -3.37 -1.11 164 95.0 Bus18 Load 34.50 98.37 -4.4 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 VILLA GARZON 2.73 0.83 48 95.7 MOCOA -2.73 -0.83 48 95.7 & CTO-MOCOA CTO-MOCOA Load 13.20 97.46 -5.5 0.00 0.00 0.00 0.00 7.22 2.37 Bus18 -7.22 -2.37 341 95.0 & MOCOA *JAMONDINO-PA Swng 115.00 101.20 0.0 27.44 -26.46 0.00 0.00 0.00 0.00 MOCOA 27.44 -26.46 189 -72.0 LA HORMIGA Load 34.50 95.93 -4.8 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Bus9 -3.36 -1.29 62 93.3 Bus13 3.36 1.29 62 93.3 MOCOA Load 115.00 100.60 -2.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 JAMONDINO-PA -26.51 14.33 150 -88.0 SCC-3 16.46 -18.16 122 -67.1 CTO-MOCOA 10.05 3.83 53 93.4 & Bus18 ORITO Load 115.00 99.81 -3.2 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 PTO CAICEDO -7.11 -2.68 38 93.6 Bus8 7.11 2.68 38 93.6 & Bus9 PTO ASIS Load 34.50 96.81 -4.9 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Bus10 -3.41 -1.30 63 93.4 Bus15 3.41 1.30 63 93.4 * A regulated (constant voltage) bus.

LOAD FLOW REPORT Project: ==================== Page: 7 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== Bus Information & Nom kV Voltage Generation Motor Load Static Load Load Flow XFRM ======================== =========== ============ ============ ============ ====================================== ===== ID Type kV % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar MW Mvar To Bus ID MW Mvar Amp %PF % Tap ------------ ---- ----- ------ ---- ----- ----- ----- ----- ----- ----- ------------ ----- ----- ----

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito----- ----- PTO CAICEDO Load 115.00 100.04 -3.1 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 SCC-3 -16.19 -1.18 81 99.7 ORITO 7.13 -2.18 37 -95.6 Bus10 9.06 3.36 48 93.8 & Bus11 SCC-3 Load 115.00 100.55 -2.8 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -8.93 MOCOA -16.28 12.98 103 -78.2 PTO CAICEDO 16.28 -4.05 83 -97.0 VILLA GARZON Load 34.50 97.42 -4.5 0.00 0.00 0.00 0.00 2.70 0.89 Bus18 -2.70 -0.89 48 95.0 * A regulated (constant voltage) bus.

LOAD FLOW SUMMARY Project: ==================== Page: 8 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Undervoltage Buses - Critical Limit = 95.00 %, Marginal Limit = 98.00 % ------------------

Bus Oper. Voltage Bus Oper. Voltage Bus Oper. Voltage ===================== =============== ===================== =============== ===================== =============== ID kV % Mag. kV ID kV % Mag. kV ID kV % Mag. kV ------------ ------- ------ ------- ------------ ------- ------ ------- ------------ ------- ------ ------- Bus8 13.200 97.70 12.896# Bus13 13.200 93.77 12.377* Bus15 13.200 94.22 12.437* CTO-MOCOA 13.200 97.46 12.865# LA HORMIGA 34.500 95.93 33.096# PTO ASIS 34.500 96.81 33.398# VILLA GARZON 34.500 97.42 33.611#

Overvoltage Buses - Critical Limit = 105.00 %, Marginal Limit = 102.00 % -----------------

Bus Oper. Voltage Bus Oper. Voltage Bus Oper. Voltage ===================== =============== ===================== =============== ===================== ===============

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito ID kV % Mag. kV ID kV % Mag. kV ID kV % Mag. kV ------------ ------- ------ ------- ------------ ------- ------ ------- ------------ ------- ------ ------- All bus voltages are below this limit.

Note: * indicates bus voltages violate critical limit. # indicates bus voltages violate marginal limit. LOAD FLOW SUMMARY Project: ==================== Page: 9 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Branch Loading Summary Report -----------------------------

CKT / Branch Cable & Reactor Two-Winding Transformer / UPS ========================= =========================== ==================================================== Loading Capability Loading (input) ANSI Loading(output) ID Type Ampacity Amp % MVA MVA % MVA % ------------ ----------- -------- ------- -------- ---------- -------- -------- --------- --------- T4 Transformer 5.000 3.598 72.0 3.517 70.3 T5 Transformer 5.000 3.648 73.0 3.551 71.0

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito * indicates that branch capability is exceeded.

LOAD FLOW SUMMARY Project: ==================== Page: 10 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Branch Losses Summary Report ----------------------------

CKT / Branch Connected Bus Info. From-To Bus Flow To-From Bus Flow Losses % Bus Voltage Vd ============ ========================= ================== ================== ================= ============= % drop ID From Bus ID To Bus ID MW Mvar MW Mvar kW kvar From To in Vmag ------------ ------------ ------------ -------- -------- -------- -------- -------- -------- ------ ------ ------- L6 Bus9 LA HORMIGA 3.439 1.202 -3.357 -1.294 81.6 -92.8 98.29 95.93 2.36 L7 Bus10 PTO ASIS 3.459 1.246 -3.407 -1.305 51.6 -58.3 98.29 96.81 1.48 T4 Bus13 LA HORMIGA -3.341 -1.098 3.357 1.294 16.2 196.3 93.77 95.93 2.17 T5 Bus15 PTO ASIS -3.373 -1.109 3.407 1.305 33.8 195.9 94.22 96.81 2.59 L2 Bus18 VILLA GARZON 2.728 0.828 -2.703 -0.888 25.5 -60.8 98.37 97.42 0.95 L1 JAMONDINO-PA MOCOA 27.436 -26.460 -26.507 14.329 929.0 -12130.9 101.20 100.60 0.60 L3 MOCOA SCC-3 16.455 -18.161 -16.282 12.978 173.0 -5183.0 100.60 100.55 0.05 L5 ORITO PTO CAICEDO -7.112 -2.676 7.129 -2.181 16.1 -4856.3 99.81 100.04 0.23 L4 PTO CAICEDO SCC-3 -16.192 -1.182 16.283 -4.051 90.6 -5232.8 100.04 100.55 0.51 T1 MOCOA CTO-MOCOA (3 winding transformer) 104.0 631.8 Bus18 T2 PTO CAICEDO Bus10 (3 winding transformer) 47.7 289.7 Bus11 T3 ORITO Bus8 (3 winding transformer) 46.7 281.8 Bus9 -------- -------- 1615.8 -26019.5 LOAD FLOW SUMMARY Project: ==================== Page: 11 Location: PowerStation 3.0.2C Date:

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: LF File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

SUMMARY OF TOTAL GENERATION, LOADING & DEMAND ---------------------------------------------

MW Mvar MVA % PF ========= ========= ========= ==============

Swing Bus(es): 27.436 -26.460 38.116 72.0 Leading

Generators: 0.000 0.000 0.000 100.0 Lagging

Total Demand: 27.436 -26.460 38.116 72.0 Leading --------- --------- --------- -------------- Total Motor Load: 0.000 0.000 0.000 100.0 Lagging

Total Static Load: 25.820 -0.440

Apparent Losses: 1.616 -26.019

System Mismatch: 0.001 0.001

Number of Iterations = 3

SYSTEM ANALYSIS Project: ==================== Page: 1 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================


SHORT CIRCUIT ANALYSIS (IEC) ---------------------------- 3-Phase & LG, LL, LLG Unbalanced Fault Currents

Swing Gen. Load Total ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 15 16

XFRM2 REACT. LINE/CABLE IMP. TIE PD XFRM3 TOTAL ----- ----- ----------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 2 0 7 0 0 3 12

Synch. Synch. Ind. Lump Uti- Gen. Motor Motor Motor lity Total ----- ----- ----- ----- ----- ----- Number of Machines: 1 0 0 0 0 1

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito


Unit System: Metric

Data File Name: flujoputumayo

Output File Name: C:\ETAPS\PowerStn\flujoputumayo\Untitled.shr

BUS INPUT DATA Project: ==================== Page: 2 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Bus Information ( Nominal & Base kV ) Init. Voltage Generation Motor Load ======================================================== ============= ============== ============== ID Type Nom.kV BasekV Description % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar ------------ ---- ------ ------ -------------------- ------ ----- ------ ------ ------ ------ Bus8 Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus9 Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus10 Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus11 Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus13 Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus15 Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus18 Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 CTO-MOCOA Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 JAMONDINO-PA SWNG 115.000 115.000 101.2 0.0 0.000 0.000 LA HORMIGA Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 MOCOA Load 115.000 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 ORITO Load 115.000 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 PTO ASIS Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 PTO CAICEDO Load 115.000 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 SCC-3 Load 115.000 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 VILLA GARZON Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 ------------------------------------------------- ------ ------ ------ 16 Buses Total 0.000 0.000 0.000

All voltages reported by ETAP are in % of bus nominal kVs. Base kVs of buses are calculated and used internally byETAP.

LINE / CABLE DATA Project: ==================== Page: 3 Location: PowerStation 3.0.2C Date:

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Ohms/1000 m per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance ============ ====================================================================== ================================= ID Library Size L(m ) #/ø T °C R1 X1 Y1 Ro Xo MVAb % R1 % X1 % Y1 ------------ -------- ---- ------ --- ---- ------- ------- -------- ------- ------- ----- ------- ------- ----------- L1 75000. 1 75 0.1460 0.1407 0.000013 0.1460 0.1407 100.0 8.28 7.98 12.7951880 L2 16650. 1 75 0.2150 0.0960 0.000004 0.2150 0.0960 100.0 30.08 13.43 0.0753071 L3 31000. 1 75 0.1463 0.1407 0.000013 0.1463 0.1407 100.0 3.43 3.30 5.2886777 L4 31000. 1 75 0.1463 0.1407 0.000013 0.1463 0.1407 100.0 3.43 3.30 5.2886777 L5 28600. 1 75 0.1463 0.1407 0.000013 0.1463 0.1407 100.0 3.16 3.04 4.8792315 L6 29500. 1 75 0.2370 0.0960 0.000004 0.2370 0.0960 100.0 58.74 23.79 0.1334270 L7 18400. 1 75 0.2370 0.0960 0.000004 0.2370 0.0960 100.0 36.64 14.84 0.0832223 Line / Cable resistances are listed at the specified temperatures.

XFMR / REACTOR DATA Project: ==================== Page: 4 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Transformer %Tap Setting XFRM Grounding Imped. ============ ======================================= ============= ==================== ======

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito ID MVA kV kV % Z X/R From To Conn. Type Amp % Tol. ------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ ----- ----- ------ ------ T4 5.000 34.500 13.200 7.000 12.1 0.000 0.000 D-Y Solid 0.00 T5 5.000 34.500 13.200 7.000 5.8 0.000 0.000 D-Y Solid 0.00 T1 (3 winding, 15.000 base MVA ) MOCOA 15.000 115.000 Zps = 10.000 6.1 0.000 Wye Solid 0.00 CTO-MOCOA 10.000 13.200 Zpt = 5.000 5.9 0.000 Wye Solid 0.00 Bus18 5.000 34.500 Zst = 1.250 5.9 0.000 Delta 0.00 T2 (3 winding, 15.000 base MVA ) PTO CAICEDO 15.000 115.000 Zps = 10.200 6.1 0.000 Wye Solid 0.00 Bus10 10.000 34.500 Zpt = 5.200 5.9 0.000 Wye Solid 0.00 Bus11 7.000 13.200 Zst = 10.200 5.9 0.000 Delta 0.00 T3 (3 winding, 15.000 base MVA ) ORITO 15.000 115.000 Zps = 10.200 6.1 0.000 Wye Solid 0.00 Bus8 10.000 13.200 Zpt = 5.200 5.9 0.000 Wye Solid 0.00 Bus9 7.500 34.500 Zst = 1.500 5.9 0.000 Delta 0.00

Note: Transformer tap setting is used to adjust bus base voltages. GENERATOR INPUT DATA Project: ==================== Page: 5 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Conned Bus Machine Info. Rating %Imp.(Machine Base) Grounding Excitation ============ ================== ============================ =========================== ================== ============ Bus ID Machine ID Type MVA kV RPM %PF R X" R/X Xd,sat Conn. Type Amp Type ------------ ------------ ---- -------- ------ ----- ------ ------ ------ ------ ------ ----- ----- ----- ------------ JAMONDINO-PA Gen2 Gen. 47.222 115.00 1800. 90.00 0.250 12.00 0.02 110.00 Wye Open Turbine 130% -------------------------------------------------------- Total Connected Generators ( = 1 ): 47.222 MVA

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito BRANCH CONNECTIONS Project: ==================== Page: 6 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Connected Bus Info. %Impedance (100 MVA Base) ========================= ========================== ========================== ID Type From Bus ID To Bus ID R X Z ------------ ----------- ------------ ------------ ------- ------- -------- L1 XmitLine JAMONDINO-PA MOCOA 8.28 7.98 11.50 L2 XmitLine Bus18 VILLA GARZON 30.08 13.43 32.94 L3 XmitLine MOCOA SCC-3 3.43 3.30 4.76 L4 XmitLine SCC-3 PTO CAICEDO 3.43 3.30 4.76 L5 XmitLine PTO CAICEDO ORITO 3.16 3.04 4.39 L6 XmitLine Bus9 LA HORMIGA 58.74 23.79 63.38 L7 XmitLine Bus10 PTO ASIS 36.64 14.84 39.53 T4 2W XFMR LA HORMIGA Bus13 11.49 139.53 140.00 T5 2W XFMR PTO ASIS Bus15 23.83 137.96 140.00 T1 3W XFMR MOCOA CTO-MOCOA -2.12 -9.50 9.73 MOCOA Bus18 1.24 5.71 5.84 CTO-MOCOA Bus18 0.55 2.60 2.65 T2 3W XFMR PTO CAICEDO Bus10 18.22 117.25 118.66 PTO CAICEDO Bus11 6.81 40.02 40.60 Bus10 Bus11 20.71 116.84 118.66 T3 3W XFMR ORITO Bus8 -3.66 -17.68 18.05 ORITO Bus9 1.90 9.53 9.72 Bus8 Bus9 0.87 4.46 4.55

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito SHORT-CIRCUIT REPORT Project: ==================== Page: 7 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== Fault at bus: SCC-3 , Nominal kV = 115.00 Prefault Voltage = 100.00 % of nominal bus kV Voltage factor (C): 1.10 , Base kV = 115.00 = 100.00 % of base kV

Contribution 3-Phase Fault Line-To-Ground Fault Pos & Zero Seq Z intoFrom Bus ========================== ==================== ======================================== ================================== From Bus To Bus % V kA % Voltage at From Bus kA Symm. rms % Impedance on 100MVA base ID ID From Bus Ini.Symm. Va Vb Vc Ia 3Io R1 X1 Ro Xo ------------ ------------ -------- --------- ------ ------ ------ ------- ------- ------- ------- ------- ------- SCC-3 Total 0.00 1.388 0.00 89.83 89.07 1.772 1.772 .123E+02 .378E+02 .403E+01 .134E+02 MOCOA SCC-3 11.96 1.388 12.08 89.21 91.20 1.402 0.663 .123E+02 .378E+02 .900E+01 .362E+02 PTO CAICEDO SCC-3 0.00 0.000 3.19 90.56 87.00 0.370 1.110 .705E+01 .211E+02

Ini. Symm. Current (kA,rms) : 1.39 (3-Phase), 1.77 (L-G), 1.20 (L-L), 1.72 (L-L-G) Peak Current (kA), Method C : 2.73 (3-Phase), 3.48 (L-G), 2.36 (L-L), 3.39 (L-L-G) Breaking Current (kA,rms,symm): 1.77 (L-G), 1.20 (L-L), 1.72 (L-L-G) Steady State Current (kA,rms) : 0.47 (3-Phase), 1.77 (L-G), 1.20 (L-L), 1.72 (L-L-G)

* Zero sequence fault current contribution (3Io) from grounded Delta-Y transformers. # Fault current contribution from three-winding transformers. S. C. SUMMARY REPORT Project: ==================== Page: 8 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =========================================================================================================================

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito========== Three-Phase & LG, LL, LLG Faults: ( Prefault Voltage = Bus Nominal Voltage )

Bus Information 3-Phase Fault Line-to-Ground Fault Line-to-Line Fault Line-to-Line-to-Grd* =================== ==================== =========================== =========================== =========================== ID kV I"k ip Ik I"k ip Ib Ik I"k ip Ib Ik I"k ip Ib Ik ------------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ SCC-3 115.00 1.39 2.73 0.47 1.77 3.48 1.77 1.77 1.20 2.36 1.20 1.20 1.72 3.39 1.72 1.72

All fault currents are in rms kA. Current ip is calculated using Method C. * LLG fault current is the larger of the two faulted line currents. S. C. SUMMARY REPORT Project: ==================== Page: 9 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Bus Information Positive Sequence Impedance (ohm) Zero Sequence Impedance (ohm) ==================== ===================================== ===================================== ID kV Resistance Reactance Impedance Resistance Reactance Impedance ------------ ------ ----------- ----------- ----------- ----------- ----------- ----------- SCC-3 115.00 16.21711 50.04454 52.60656 5.32643 17.66962 18.45498 SYSTEM ANALYSIS Project: ==================== Page: 1

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================


SHORT CIRCUIT ANALYSIS (IEC) ---------------------------- 3-Phase Fault Currents

SWING GEN. LOAD TOTAL ----- ----- ----- ----- Number of Buses: 1 0 15 16

XFRM2 REACT. LINE/CABLE IMP. TIE PD XFRM3 TOTAL ----- ----- ---------- ----- ------- ----- ----- Number of Branches: 2 0 7 0 0 3 12

Synch. Synch. Ind. Lump Uti- Gen. Motor Motor Motor lity Total ----- ----- ----- ----- ----- ----- Number of Machines: 1 0 0 0 0 1


Unit System: Metric

Data File Name: flujoputumayo

Output File Name: C:\ETAPS\PowerStn\flujoputumayo\Untitled.shr

BUS INPUT DATA Project: ==================== Page: 2 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Bus Information ( Nominal & Base kV ) Init. Voltage Generation Motor Load ======================================================== ============= ============== ============== ID Type Nom.kV BasekV Description % Mag. Ang. MW Mvar MW Mvar ------------ ---- ------ ------ -------------------- ------ ----- ------ ------ ------ ------ Bus8 Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus9 Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus10 Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus11 Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus13 Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 Bus15 Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito Bus18 Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 CTO-MOCOA Load 13.200 13.200 100.0 0.0 0.000 0.000 JAMONDINO-PA SWNG 115.000 115.000 101.2 0.0 0.000 0.000 LA HORMIGA Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 MOCOA Load 115.000 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 ORITO Load 115.000 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 PTO ASIS Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 PTO CAICEDO Load 115.000 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 SCC-3 Load 115.000 115.000 100.0 0.0 0.000 0.000 VILLA GARZON Load 34.500 34.500 100.0 0.0 0.000 0.000 ------------------------------------------------- ------ ------ ------ 16 Buses Total 0.000 0.000 0.000

All voltages reported by ETAP are in % of bus nominal kVs. Base kVs of buses are calculated and used internally byETAP.

LINE / CABLE DATA Project: ==================== Page: 3 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Ohms/1000 m per Conductor (Cable) or per Phase (Line) Impedance ============ ================================================================= ===================================== ID Library Size L (m ) #/ø T (°C) R X Y MVAb % R % X % Y ------------ -------- ---- ------ --- ------ -------- -------- -------- ------- ------- ------- ---------- L1 75000. 1 75 0.14600 0.14070 0.000013 100.0 8.28 7.98 12.7951880 L2 16650. 1 75 0.21500 0.09600 0.000004 100.0 30.08 13.43 0.0753071 L3 31000. 1 75 0.14630 0.14070 0.000013 100.0 3.43 3.30 5.2886777 L4 31000. 1 75 0.14630 0.14070 0.000013 100.0 3.43 3.30 5.2886777 L5 28600. 1 75 0.14630 0.14070 0.000013 100.0 3.16 3.04 4.8792315 L6 29500. 1 75 0.23700 0.09600 0.000004 100.0 58.74 23.79 0.1334270 L7 18400. 1 75 0.23700 0.09600 0.000004 100.0 36.64 14.84 0.0832223

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito Line / Cable resistances are listed at the specified temperatures.

XFMR /REACTOR DATA Project: ==================== Page: 4 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Transformer %Tap Setting Reactor Imped. ============ ======================================= ============= ================= ====== ID MVA kV kV % Z X/R From To X (ohm) X/R % Tol. ------------ ------- ------ ------ ------- ----- ------ ------ -------- ------- ------ T4 5.000 34.500 13.200 7.000 12.1 0.000 0.000 0.00 T5 5.000 34.500 13.200 7.000 5.8 0.000 0.000 0.00 T1 15.000( base MVA for 3-Winding ) 15.000 115.000 Zps = 10.000 6.1 0.000 0.00 10.000 13.200 Zpt = 5.000 5.9 0.000 0.00 5.000 34.500 Zst = 1.250 5.9 0.000 0.00 T2 15.000( base MVA for 3-Winding ) 15.000 115.000 Zps = 10.200 6.1 0.000 0.00 10.000 34.500 Zpt = 5.200 5.9 0.000 0.00 7.000 13.200 Zst = 10.200 5.9 0.000 0.00 T3 15.000( base MVA for 3-Winding ) 15.000 115.000 Zps = 10.200 6.1 0.000 0.00 10.000 13.200 Zpt = 5.200 5.9 0.000 0.00 7.500 34.500 Zst = 1.500 5.9 0.000 0.00

Note: Transformer tap setting is used to adjust bus base voltages. GENERATOR INPUT DATA

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito Project: ==================== Page: 5 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- ===================================================================================================================================

Conned Bus Machine Info. Rating %Imp.(Machine Base) %Imp.(100MVA) Excitation ============ ================== ============================ =========================== ============= ============ Bus ID Machine ID Type MVA kV RPM %PF R X" R/X Xd,sat R X" Type ------------ ------------ ---- -------- ------ ----- ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------ ------------ JAMONDINO-PA Gen2 Gen. 47.222 115.00 1800. 90.00 0.250 12.00 0.02 110.00 0.53 25.41 Turbine130% -------------------------------------------------------- Total Connected Generators ( = 1 ): 47.222 MVA BRANCH CONNECTIONS Project: ==================== Page: 6 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== CKT / Branch Connected Bus Info. %Impedance (100 MVA Base) ========================= ========================== ========================== ID Type From Bus ID To Bus ID R X Z ------------ ----------- ------------ ------------ ------- ------- -------- L1 XmitLine JAMONDINO-PA MOCOA 8.28 7.98 11.50

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito L2 XmitLine Bus18 VILLA GARZON 30.08 13.43 32.94 L3 XmitLine MOCOA SCC-3 3.43 3.30 4.76 L4 XmitLine SCC-3 PTO CAICEDO 3.43 3.30 4.76 L5 XmitLine PTO CAICEDO ORITO 3.16 3.04 4.39 L6 XmitLine Bus9 LA HORMIGA 58.74 23.79 63.38 L7 XmitLine Bus10 PTO ASIS 36.64 14.84 39.53 T4 2W XFMR LA HORMIGA Bus13 11.49 139.53 140.00 T5 2W XFMR PTO ASIS Bus15 23.83 137.96 140.00 T1 3W XFMR MOCOA CTO-MOCOA -2.12 -9.50 9.73 MOCOA Bus18 1.24 5.71 5.84 CTO-MOCOA Bus18 0.55 2.60 2.65 T2 3W XFMR PTO CAICEDO Bus10 18.22 117.25 118.66 PTO CAICEDO Bus11 6.81 40.02 40.60 Bus10 Bus11 20.71 116.84 118.66 T3 3W XFMR ORITO Bus8 -3.66 -17.68 18.05 ORITO Bus9 1.90 9.53 9.72 Bus8 Bus9 0.87 4.46 4.55 SHORT-CIRCUIT REPORT Project: ==================== Page: 7 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== Three-phase fault at bus: SCC-3 , Nominal kV = 115.000 Prefault Voltage = 100.00 % of nominal bus kV Voltage factor (C): 1.10 , Base kV = 115.000 = 100.00 % of base kV

Contribution Voltage (%) & Initial Symmetrical Current (rms) ========================= =============================================== From Bus To Bus % V kA kA Imag/ kA ID ID From Bus Real Imaginary Real Magnitude ------------ ------------ -------- -------- --------- ----- --------- SCC-3 Total 0.00 0.428 -1.321 3.1 1.388 MOCOA SCC-3 11.96 0.428 -1.321 3.1 1.388 PTO CAICEDO SCC-3 0.00 0.000 0.000 999.9 0.000

Peak Value = 2.730 kA (Method C) Steady State = 0.473 kA rms (Maximum value)

Breaking and DC Fault Current (kA)

TD(s) Ibasym Ibsym Idc TD(s) Ibasym Ibsym Idc ----- ------- ------- ------- ----- ------- ------- ------- 0.01 1.41 1.28 0.58 0.08 1.05 1.05 0.00 0.02 1.26 1.24 0.17 0.09 1.03 1.03 0.00 0.03 1.20 1.20 0.05 0.10 1.01 1.01 0.00 0.04 1.16 1.16 0.01 0.15 0.98 0.98 0.00 0.05 1.11 1.11 0.00 0.20 0.95 0.95 0.00 0.06 1.09 1.09 0.00 0.25 0.92 0.92 0.00

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Anexo-resultados de los flujos y analisis de cortocircuito 0.07 1.07 1.07 0.00 0.30 0.88 0.88 0.00 S. C. SUMMARY REPORT Project: ==================== Page: 8 Location: PowerStation 3.0.2C Date: 09-14-2005 Contract: SN: UNIVDELASA Engineer: Study Case: SC File: flujoputumayo ----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- =================================================================================================================================== Three-Phase Fault Currents: ( Prefault Voltage = Bus Nominal Voltage )

Bus Information Device Information Device Capacity (kA) Short Circuit Current (kA)

=================== ======================== =========================== =============================================== ID kV ID Type TD(s) Making Ibasy Ibsymm Idc I"k ip Ibasy Ibsymm Idc Ik ------------ ------ ------------ ----- ----- ------ ------ ------ ------ ------- ------- ------- ------- -------------- SCC-3 115.00 SCC-3 Bus 1.39 2.73 0.47 Notes: ip is calculated using Method C Ib does not include decay of non-terminal faulted ind. motors) Ik is the maximum steady state fault current Idc is based on X/R from Method C and Ib as specified above

* Indicates buses with short-circuit values exceeding the device ratings.

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análisis del impacto de utilización de un sistema de

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