Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2001

Análisis técnico-económico de un circuito de corriente continua Análisis técnico-económico de un circuito de corriente continua

en el sistema de transmisión nacional (San Carlos - Sabanalarga) en el sistema de transmisión nacional (San Carlos - Sabanalarga)

Luz Mireya Salamanca Alegría Universidad de La Salle, Bogotá

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ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO DE UN CIRCUITO DE CORRIENTE CONTINUA

EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL (SAN CARLOS – SABANALARGA)

LUZ MIREYA SALAMANCA ALEGRÍA

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.

2001

ANÁLISIS TÉCNICO – ECONÓMICO DE UN CIRCUITO DE CORRIENTE CONTINUA

EN EL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL (SAN CARLOS – SABANALARGA)

LUZ MIREYA SALAMANCA ALEGRÍA

Proyecto de grado para optar al título de Ingeniero Electricista

Director

ARCENIO TORRES ARIAS

Ingeniero Eléctrico

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.

2001

iii

Nota de aceptación

_______________________________

_______________________________

_______________________________

_______________________________

Arcenio Torres Arias

Director del Proyecto

_______________________________

Ramón Fernando Antolínez

Jurado

_______________________________

Rafael Chaparro

Jurado

Bogotá, (día, mes, 2001)

iv

A Dios, a mis padres y hermanos.

A Arcenio Torres, gran maestro y amigo.

v

AGRADECIMIENTOS

El autor expresa sus agradecimientos a:

Arcenio Torres Arias, Ingeniero Eléctrico y Director del proyecto, por sus valiosas

orientaciones, tiempo y apoyo para el desarrollo de este trabajo.

Ricardo de Acevedo Dutra, Ingeniero Electricista, por su colaboración, respaldo y

constante apoyo desde Brasil.

Camilo Quintero, Ingeniero Electricista, por su tiempo, paciencia y conceptos relevantes

para el desarrollo del proyecto.

Jorge Ramírez, Ingeniero Eléctrico, por su apoyo y colaboración.

Manuel Gómez, Ingeniero Electricista, por su respaldo y suministro de información.

A la UPME, Unidad de Planeación Minero Energética, por su gran colaboración, aportes

tecnológicos, motivación y ayuda para la realización de este proyecto.

A todas aquellas personas que de una u otra forma colaboraron en la realización de este

proyecto.

vi

Ni la Universidad, ni el asesor, ni el jurado calificador, son responsables de las ideas

expuestas por el graduando.

vii

CONTENIDO

Pág.

INTRODUCCIÓN 24

1. GENERALIDADES DE LA TRANSMISIÓN EN CORRIENTE

CONTINUA A ALTA TENSIÓN (CCAT)

26

1.1 ANTECEDENTES DE LOS SISTEMAS CCAT 26

1.2 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS SISTEMAS CCAT 29

1.2.1 Tipos de sistemas CCAT 30

1.2.1.1 Monopolar 30

1.2.1.2 Bipolar 30

1.2.1.3 Homopolar 30

1.2.2 Configuraciones de los sistemas CCAT 31

1.2.2.1 Espalda con espalda (Back to back) 31

1.2.2.2 Punto a punto (Point to point) 31

1.2.2.3 Multiterminal 32

1.2.2.4 Conexión de la unidad 32

1.2.3 Características de los sistemas CCAT 33

1.2.3.1 Confiabilidad 33

1.2.3.2 Pérdidas 33

1.2.3.2.1 Efecto Corona 34

viii

1.2.3.2.2 Efecto Piel 35

1.2.3.3 Estabilidad 36

1.3 ASPECTOS ECONÓMICOS DE LOS SISTEMAS CCAT 37

2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL 40

2.1 GENERALIDADES 40

2.2 GENERACIÓN 43

2.3 RESTRICCIONES 43

3. CASO DE ESTUDIO 45

3.1 ANÁLISIS TÉCNICO 46

3.1.1 Definición de parámetros 47

3.1.1.1 Sistema de corriente continua 47

3.1.1.1.1 Capacidad de transporte de la línea de CC 47

3.1.1.1.2 Nivel de tensión de la línea de CC 49

3.1.1.1.3 Longitud de la línea de CC 50

3.1.1.1.4 Selección del conductor de la línea de CC 50

3.1.1.1.4.1 Tres subconductores por polo 54

3.1.1.1.4.2 Cuatro subconductores por polo 62

3.1.1.1.5 Parámetros básicos de las estaciones conversoras 67

3.1.1.1.6 Selección de la cadena de aisladores 68

3.1.1.2 Sistema de corriente alterna 74

3.1.2 Simulaciones 75

3.1.2.1 Flujos de carga 75

3.1.2.2 Confiabilidad 77

3.1.2.3 Resultados 78

3.2 ANÁLISIS ECONÓMICO 79

ix

3.2.1 Determinación de los costos 79

3.2.2 Determinación de los beneficios 82

3.2.2.1 Beneficios por reducción de restricciones 83

3.2.2.2 Beneficios por aumento de la confiabilidad 86

3.2.2.3 Beneficios por reducción de pérdidas 90

3.2.3 Relación beneficio - costo 92

3.2.4 Valoración alterna 95

3.3 CONSIDERACIONES AMBIENTALES 96

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 98

4.1 CONCLUSIONES 98

4.2 RECOMENDACIONES 99

BIBLIOGRAFÍA 101

ANEXOS 107

x

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Configuración espalda con espalda 31

Figura 2. Configuración punto a punto 31

Figura 3. Configuración multiterminal 32

Figura 4. Configuración conexión al generador 32

Figura 5. Pérdidas CA vs CC - Sistema de 1200 MW 34

Figura 6. Variación de costos en la distancia de equilibrio CA vs CC 38

Figura 7. Sistema de Transmisión Nacional – Red de 230 kV y 500 kV 41

Figura 8. Estructura típica de un circuito de CC con tres subconductores

por polo 54

Figura 9. Curvas aislador tipo VIII 73

Figura 10. Esquema del circuito de CC en el PSAF 76

Figura 11. Alternativa propuesta por la UPME en el Plan de Expansión 2000

- 2015

94

Figura 12. Relación Beneficio / Costo 95

xi

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Costos de un sistema CC en porcentaje del costo total del proyecto 39

Tabla 2. Capacidad típica de circuitos de CC y CA 48

Tabla 3. Características de los conductores analizados 52

Tabla 4. Comparativo de las características y efectos electromagnéticos

del circuito 71

Tabla 5. Parámetros de las estaciones conversoras 73

Tabla 6. Resultados de las pruebas a los aisladores tipo 75

Tabla 7. Parámetros de la línea de CA 79

Tabla 8. Costos “llave en mano” estaciones conversoras 84

Tabla 9. Inflación en Estados Unidos 85

Tabla 10. Costo de inversión por proyecto 86

Tabla 11. Precios históricos de bolsa y de oferta 88

Tabla 12. Reducción en el EENS (MWh/año) 90

xii

Tabla 13. Costos de racionamiento (valores de julio del 2000) 91

Tabla 14. Valor esperado de racionamiento de potencia – VERP (%) 91

Tabla 15. Inflación doméstica (Julio – diciembre de 2000) 92

Tabla 16. Reducción en las pérdidas (MW) 94

Tabla 17. Relación beneficio - costo 97

xiii

LISTA DE CUADROS

Pág.

Cuadro 1. Sistemas de CCAT en el mundo 28

Cuadro 2. Reducción en las restricciones 87

Cuadro 3. Beneficio por reducción en las restricciones 89

Cuadro 4. Beneficio por aumento de la confiabilidad 93

Cuadro 5. Beneficio por reducción en las pérdidas 95

Cuadro 6. Anualidades beneficios - costos (MUS$) 96

xiv

LISTA DE ANEXOS

Pág.

Anexo A. Elementos de una estación conversora 108

Anexo B. Sistema de Transmisión Nacional - Red de 230 kV y 500 kV 112

Anexo C. Diagrama unifilar - Alternativa 1 - Circuito de CC 114

Anexo D. Diagrama unifilar - Alternativa 2 - Circuito de CA 116

Anexo E. Resultados de las simulaciones 118

Anexo F. Costo unidades constructivas circuito de CA 224

Anexo G. Valoración del costo AOM 232

Anexo H. Marco legal de las consideraciones ambientales 234

Anexo J. Generalidades de confiabilidad de sistemas eléctricos 235

Anexo K. Avances tecnológicos 237

xv

GLOSARIO

AOM: El costo de AOM es un porcentaje reconocido de gastos de administración,

operación y mantenimiento. Estos gastos incluyen el costo de todas las instalaciones y

los egresos destinados a la operación, mantenimiento y administración de los activos de

transmisión. También, están incluidos los gastos por concepto de seguros a edificios e

instalaciones, los costos de capital de operación y mantenimiento de los vehículos, de los

equipos de mantenimiento, de las herramientas y de los instrumentos necesarios para

desarrollar las actividades de operación y mantenimiento y los costos y gastos de

talleres, oficinas y edificaciones destinadas a la operación y mantenimiento.

Circuito de CCAT: Para efectos del presente estudio, un circuito de corriente CCAT esta

compuesto por las estaciones conversoras más la línea de transmisión.

Costo FOB: Free On Board (Franco a bordo del buque). Estos costos se refieren a la

transferencia de la propiedad y de los riesgos de los equipos al comprador, tiene lugar en

el momento de la entrega a bordo del buque o medio de transporte designado por el

comprador. Se incluyen todos los egresos de origen legal propios del país de origen del

bien comprado, pero no el transporte marítimo ni los seguros correspondientes.

Costo incremental de racionamiento de energía: Costo incremental de cada una de las

plantas de racionamiento modeladas en las metodologías de Planeamiento Operativo;

sus valores se definen como CRO1, CRO2, CRO3 y CRO4; es revaluado anualmente por

la UPME para aplicarse a partir del comienzo del invierno.

xvi

CRO1: Costo económico marginal de racionar 1.5% de la demanda de energía del SIN.

CRO2: Costo económico marginal de racionar 5% de la demanda de energía del SIN.

CRO3: Costo económico marginal de racionar 90% de la demanda de energía del SIN.

CRO4: Costo económico marginal de racionar 100% de la demanda de energía del SIN.

Factor de carga: Es un índice de las características de la carga. Se define como la

relación de la carga promedio en un período determinado a la carga pico que se presenta

en ese período.

Inflación doméstica: Inflación nacional. Indica el alza sostenida en el nivel general de

precios.

Unidad constructiva: Conjunto de elementos que conforman una unidad típica de un

sistema eléctrico, orientada a la conexión de otros elementos de una red, o al transporte

o a la transformación de la energía eléctrica.

xvii

SIGLAS

ASEA: Allmanna Svenska Elektriska Aktiebolaget, Suecia

CND: Centro Nacional de Despacho

CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas

DANE: Departamento Nacional de Estadística

EEB: Empresa de Energía de Bogotá

EEPPM: Empresas Públicas de Medellín

FMI: Fondo Monetario Internacional

IEC: International Electro – technical Commission

IEEE: Institute of Electrical and Electronics Engineers.

ISA: Interconexión Eléctrica S.A. E.S.P.

SDL: Sistema de Distribución Local

SIN: Sistema Interconectado Nacional

STN: Sistema de Transmisión Nacional

xviii

STR: Sistema de Transmisión Regional

TRANSELCA: Empresa de Transmisión Eléctrica de la Costa Atlántica

UPME: Unidad de Planeación Minero Energética

xix

ABREVIATURAS

A: Amperios

AOM: Administración, Operación y Mantenimiento

CA: Corriente alterna

CC: Corriente continua

CCAT: Corriente continua a alta tensión

CCC: Capacitor Commutated Converter (Convertidores conmutados por condensadores)

CIPLP: Costo Incremental Promedio de Largo Plazo

D. Máx: Demanda máxima

D. Med: Demanda media

D. Mín: Demanda mínima

E: Energía

EENS: Valor Esperado de la Energía No Suministrada

ENSF: Valor de la Energía No Suministrada Forzada

ENSP: Valor de la Energía No Suministrada Programada

xx

EPNS: Valor Esperado de la Potencia No Suministrada

FOB: Free On Board (Franco a bordo del buque)

Hg: Mercurio

HVDC: High Voltage Direct Current

Hz: Hertz

I: Corriente

IGTB: Insulate Gate Transistor Bipolar (Transistor bipolar de puerta aislada)

kHz: Kilohertz

km.: Kilómetro

kPa: Kilopascales

kV: Kilovoltios

kW: Kilovatios

kWh: Kilovatios - hora

MHz: Megahertz

mi: Millas

ms.: Milisegundo

MUS$: Millones de dólares corrientes de los Estados Unidos

MVA: Megavoltamperios

xxi

MW: Megavatios

MWh: Megavatios - hora

PSAF: Power Systems Analysis Framework

REAL: Reliability Analysis of Electric Power System

SCR: Rectificador de silicio controlado

TRM: Tasa Representativa del Mercado

VERP: Valor Esperado de Racionamiento de Potencia

VPN: Valor Presente Neto

VSC: Voltage Source Converters (Conversores con circuito intermedio de tensión)

Z: Impedancia

xxii

RESUMEN

El objetivo de este trabajo es realizar un análisis técnico - económico de la utilización de

un circuito de corriente continua -alternativa 1- operando como un refuerzo dentro del

Sistema Interconectado Nacional y comparar su desempeño con la utilización de un tercer

circuito de 500 kV de corriente alterna igual al segundo circuito existente (San Carlos –

Sabanalarga) -alternativa 2.

Para el desarrollo de este análisis se presenta una breve introducción al tema de los

sistemas de corriente continua a alta tensión, la cual contiene los conceptos básicos y

más importantes que permiten la correcta interpretación de todo el documento, en cuanto

a estos sistemas se refiere. Ya que en el estudio se tiene en cuenta la evolución del

comportamiento del Sistema de Transmisión Nacional con cada una de las alternativas,

se presenta una descripción de éste, con el fin de exponer una visión de la situación

actual y algunos conceptos importantes como el de las restricciones. Se definen los

parámetros típicos básicos que se consideran en el prediseño general del circuito de

corriente continua y se muestran los parámetros del segundo circuito en corriente alterna

de San Carlos a Sabanalarga necesarios para llevar a cabo este estudio. Se realizan las

simulaciones de flujos de carga y confiabilidad en los programas especializados PSAF y

REAL bajo los criterios de planeamiento y operación establecidos en la resolución CREG

025 de 1995, y con base en estos resultados se evalúan las pérdidas, generaciones de

seguridad y confiabilidad de las alternativas planteadas frente a un caso base (sin

circuitos nuevos).

A partir de los resultados de los análisis técnicos se lleva a cabo el análisis económico, en

el cual el delta entre el caso base y cada una de las alternativas representa el beneficio

xxiii

por reducción de generaciones de seguridad, pérdidas y aumento en la confiabilidad.

También se evalúan los costos de inversión, que para el circuito de corriente alterna,

están establecidos en la resolución CREG 026 de 1999 y los costos de administración,

operación y mantenimiento mediante lo reglamentado en la resolución CREG 004 de

1999. Se toma como indicador de rentabilidad de cada proyecto la relación beneficio -

costo y se realiza una valoración alterna con el objetivo de establecer un criterio más

amplio de decisión. Esta valoración alterna, considera la incertidumbre del cambio en los

precios de oferta de la costa y del interior con respecto al precio de bolsa a través de la

curva de probabilidad acumulada de la relación beneficio - costo. Estas dos valoraciones

demuestran que un circuito de corriente continua a alta tensión puede instalarse en

Colombia, opción que queda abierta para considerarse en el refuerzo del Sistema de

Transmisión Nacional.

24

INTRODUCCIÓN

El planeamiento de la transmisión en Colombia ha tenido en cuenta los requerimientos y

problemas del Sistema de Transmisión Nacional - STN - para darles solución con los

proyectos más adecuados, es así como la UPME en su publicación “Plan de Expansión

de Referencia Generación – Transmisión 1998 – 2010”, entre otros, realiza un análisis a

largo plazo de la generación y la transmisión del STN, en el cual se describen posibles

alternativas, las cuales en su momento dependerán de las tendencias del mercado de la

generación, de la demanda, así como de los precios de los energéticos, su disponibilidad

y de las tecnologías disponibles. En este documento se planteó la visión a largo plazo de

la red de transmisión nacional, la cual consideró disponer de capacidad de acceso

interconectada con el centro del país a niveles de 500 kV en las principales ciudades del

país, como Barranquilla y/o Cartagena, Medellín, Cali y Bogotá. Como parte de esta

visión se planteaba que el tercer circuito de 500 kV entre la Costa Atlántica y el Centro del

país se podría desarrollar por un corredor paralelo al de las actuales líneas de 500 kV.

Teniendo en cuenta la visión de la UPME de asociar las principales ciudades del país

mediante la construcción de nuevos proyectos de transmisión para desarrollar un sistema

fuerte a nivel de 500 kV, este trabajo propone considerar una tecnología novedosa en el

país, como lo son, los sistemas de corriente continua a alta tensión.

Las líneas de corriente continua a alta tensión se destacan en el ámbito mundial como

una propuesta atractiva para la transmisión de energía, ya que son ideales para ampliar

los mercados energéticos, pues permiten transportar grandes bloques de energía a largas

distancias y son indispensables para acoplar sistemas alternos de diferentes frecuencias,

lo cual ha tenido aplicación en la interconexión entre países.

25

Este documento en su contenido presenta el análisis técnico - económico de la utilización

de un circuito de corriente continua operando como un refuerzo dentro del Sistema de

Transmisión Nacional y la comparación con el tercer circuito en corriente alterna igual al

segundo circuito existente a 500 kV de San Carlos a Sabanalarga. Para esto, el

documento se ha dividido en tres partes principales que son: Generalidades de la

transmisión en Corriente Continua a Alta Tensión - CCAT (capítulo 1); Descripción del

Sistema de Transmisión Nacional (capítulo 2) y el caso de estudio que comprende el

Análisis Técnico, Económico y las consideraciones ambientales (capítulo 3).

Este análisis abre la posibilidad de considerar los sistemas de corriente continua a alta

tensión como una alternativa interesante para la expansión y refuerzo del Sistema de

Transmisión Nacional, debido a las ventajas técnicas, económicas y ambientales que

exponen frente a los sistemas de corriente alterna.

26

1. GENERALIDADES DE LA TRANSMISIÓN EN CORRIENTE CONTINUA A ALTA

TENSIÓN (CCAT)

1.1 ANTECEDENTES DE LOS SISTEMAS CCAT

La generación, transmisión y distribución de potencia eléctrica en el mundo comenzó en

corriente continua (CC) desde 1882, pero, debido al incremento de la demanda, fue

necesario generar mayores cantidades de potencia y además surgió la necesidad de

disponer de diferentes niveles de tensión para las innumerables aplicaciones prácticas1.

Esta situación creó dificultades, ya que los conmutadores de los motores y generadores

de CC imponían limitaciones en la tensión, velocidad y tamaño de estas máquinas. El

problema planteado en esta forma fue solucionado con la aparición del transformador, los

circuitos polifásicos y el motor de inducción.

Generalmente, las centrales generadoras han estado localizadas en sitios distantes a los

centros de consumo, debido a esto, se hizo necesario transmitir considerables volúmenes

de energía a grandes distancias, surgiendo así limitaciones para los sistemas de corriente

alterna (CA) ocasionados por problemas de estabilidad y regulación. El transformador

hizo posible la obtención de diferentes niveles de tensión para generación, transmisión y

distribución y en particular, la transmisión de energía a largas distancias y en altas

tensiones.

1 NASAR, Syed A. Sistemas eléctricos de potencia. Ed. Mc Graw – Hill. México. 1991.

27

Para solucionar los problemas en los sistemas de CA, se propuso complementarlos con

los sistemas de CC, en tal forma, que la generación y el uso se continúen haciendo en CA

y la transmisión en CC. La combinación de estos dos sistemas requiere que la corriente

alterna sea convertida a corriente continua en el terminal emisor y que la corriente

continua sea convertida a corriente alterna en el terminal receptor. Lo anterior implica la

necesidad de dispositivos convertidores capaces de trabajar a altos niveles de tensión y

potencia.

El primer sistema en CC fue desarrollado por el Ingeniero suizo Thury en 1889, el cual

consistía en conectar en serie varios generadores de corriente continua con excitación

serie, funcionando a corriente constante, para obtener la tensión de transmisión requerida

por la carga, que consistía en motores conectados también en serie. Uno de estos

sistemas funcionó en la región de Lyon (Francia) entre los años de 1890 a 1937,

transmitiendo con una corriente constante de 75 amperios, a una tensión variable, con un

máximo de 60 kV.

La transmisión en corriente continua volvió a practicarse cuando se tuvieron en cuenta

grandes distancias o donde se requerían cables. El incremento en la necesidad de

electricidad después de la II Guerra Mundial, estimuló la investigación, particularmente en

Suiza y en Rusia. En 1950 una línea de transmisión en corriente continua experimental

de 116 km fue puesta en servicio desde Moscú hasta Kasira a 200 kV. La primera línea

comercial en corriente continua a alta tensión fue construida en 1954, entre la isla de

Gotland y tierra firme sueca, de cable submarino y con una longitud de 98 km con retorno

por tierra.

Actualmente existen más de 40 sistemas CCAT en el mundo, especialmente en Europa,

África, Estados Unidos, India y China. El desarrollo más importante es la línea del

proyecto Itaipú en Brasil, de ± 600 kV para 785 km.

Algunos de los sistemas CCAT más importantes del mundo se presentan en el cuadro 1.

28

Cuadro 1. Sistemas de CCAT en el mundo

Nombre del

ProyectoPaís Tipo de válvula Longitud (km)

Nivel de

Tensión (kV)

Capacidad de

transporte (MW)Tipo Configuración

Año de

contratación

Gotland Suecia

Arco de Hg (1954)

Válvula de

tiristores (1970)

98 (Cable)100 (1954)

150 (1970)

20 (1954)

30 (1970)Monopolar Punto a punto 1954/70

Inga -

ShabaIndia

Válvula de

tiristores1700 (Aérea) ±500 560 Bipolar Punto a punto 1982

Itaipú BrasilVálvula de

tiristores805 (Aérea) ±600 6300 Bipolar Punto a punto 1984/87

Geozuba -

ShanghaiChina

Válvula de

tiristores854 (Aérea) ±500 1200 Bipolar Punto a punto 1989

Vindhyachal IndiaVálvula de

tiristores0 ±70 500 Bipolar

Espalda con

espalda1984/87

New

Zealand

Nueva

Zelanda

Válvula de

tiristores

42 (Cable)

575 (Aérea)-350 560 Monopolar Punto a punto 1991/92

Baltic Cable SueciaVálvula de

tiristores

250 (Cable)

12 (Aérea)450 600 Monopolar Punto a punto 1994

29

1.2 ASPECTOS TÉCNICOS DE LOS SISTEMAS CCAT

Un sistema en corriente continua a alta tensión (CCAT) está compuesto de tres partes

fundamentales, las cuáles son suficientes más no necesarias, dependiendo de la

configuración utilizada, estas son:

− Estación rectificadora: Realiza la función básica de convertir la corriente alterna a

corriente continua.

− Línea de transmisión en corriente continua: Es la encargada de permitir el flujo de

potencia (tensión - corriente) de un terminal a otro.

− Estación inversora: Proporciona la conversión nuevamente de la corriente continua en

corriente alterna, para así distribuir la energía en bajos niveles de tensión.

Las estaciones conversoras están ubicadas tanto en el inicio como en el final de la línea, y

son capaces de operar en cualquiera de los dos modos (rectificación – inversión),

permitiendo así un flujo de potencia bidireccional.

La descripción y los elementos de la estación conversora se presentan en el anexo A.

30

1.2.1 Tipos de sistemas CCAT

1.2.1.1 Monopolar

Un arreglo CCAT puede tener un solo conductor, usualmente de polaridad negativa que

utiliza la tierra o el agua que lo rodea como retorno. Ya que utiliza un solo conductor, este

sistema es el menos confiable.

1.2.1.2 Bipolar

Una disposición con dos conductores es conocida como "Bipolar". Estos conductores

pueden estar distribuidos como polos positivo y negativo con respecto a tierra, y no se

utiliza necesariamente el retorno por tierra, pero normalmente se tiene en cuenta para

aumentar la disponibilidad de transporte en caso de falla de un polo. En estos casos el

camino de tierra es usado por períodos limitados en una emergencia, por esto representa

una alternativa útil en cuanto a confiabilidad del servicio.

El voltaje nominal de una disposición bipolar es expresado en ± kV.

1.2.1.3 Homopolar

En la cual los conductores tienen la misma polaridad y siempre tiene de retorno la tierra.

El tipo de torre de dos polos puede utilizarse en un transporte homopolar donde ambos

polos son de la misma polaridad. Ya que este sistema utiliza siempre de retorno la tierra

se constituye en el más confiable, ya que al salir un polo, el otro sigue operando y de

acuerdo con el diseño del sistema, tendría la capacidad de asumir la carga del polo en

falla.

31

1.2.2 Configuraciones de los sistemas CCAT

1.2.2.1 Espalda con espalda (Back to back)

Sistema CA Sistema CA

Fuente: www.abb.com

Figura 1. Configuración espalda con espalda

Hay algunas aplicaciones donde dos sistemas de CA están interconectados físicamente

en el mismo lugar o subestación, en este caso, la línea de transmisión o cable no se

requiere entre los puentes del conversor y la conexión puede ser monopolar o bipolar.

Los enlaces espalda con espalda de CC son usados para interconexiones entre redes de

sistemas de potencia con frecuencias diferentes (50 y 60Hz).

1.2.2.2 Punto a punto ( Point to point)

Línea CCSistema CA

Sistema CA

Fuente: www.abb.com

Figura 2. Configuración punto a punto

Cuando es económico transmitir potencia eléctrica a través de líneas aéreas de CC o

cables desde un lugar a otro, se usa la transmisión entre dos subestaciones o punto a

32

punto. Esta es la configuración más utilizada en los sistemas de transmisión de corriente

continua a alta tensión.

1.2.2.3 Multiterminal

Línea CCSistema CASistema CA

Sistema CA

Fuente: www.abb.com

Figura 3. Configuración multiterminal

Cuando tres o más subestaciones de CCAT están separadas geográficamente por líneas

de transmisión o cables interconectados, el sistema de transmisión es multiterminal.

Si todas las subestaciones están conectadas al mismo voltaje, el sistema es multiterminal

paralelo. Si uno o más puentes del conversor son agregados en serie en uno o ambos

polos, el sistema es multiterminal serie. Una combinación de conexiones paralelo y serie

de los puentes del conversor componen un sistema multiterminal híbrido.

1.2.2.4 Conexión al generador

Línea CCG

Fuente: www.abb.com

Figura 4. Configuración conexión al generador

33

La transmisión en CC puede aplicarse en el punto de generación, conectando el

transformador de la estación rectificadora directamente a las terminales del generador, a

fin de que la potencia generada, alimente en corriente continua las líneas de transmisión.

1.2.3 Características de los sistemas CCAT

1.2.3.1 Confiabilidad

En líneas de corriente continua a alta tensión para estudios de confiabilidad, se hace

necesario distinguir entre sistemas monopolares y bipolares, ya que en un sistema

monopolar una falla de línea causa un colapso completo en la transmisión, mientras que

en un sistema bipolar, una falla de línea únicamente afecta un polo del sistema de

transmisión, de manera que las fallas en una línea bipolar, en general, reducen la

transmisión de energía en un 50%. Sin embargo, si las unidades conversoras han sido

diseñadas para soportar una capacidad de sobrecarga y pueden ser conectadas en

paralelo, se puede transmitir más del 50% de la energía en condiciones de falla. En el

anexo H se presentan las generalidades de la confiabilidad de sistemas eléctricos.

1.2.3.2 Pérdidas

Las pérdidas que se presentan en una línea de CCAT son las ocasionadas por la

resistencia de los conductores y las pérdidas por efecto corona; por esto, una línea de

transmisión de CC tiene menores pérdidas que una línea de CA para igual capacidad de

transporte, como se muestra en la figura 5.

Adicionalmente, si las líneas de CA y CC tienen el mismo conductor y las mismas

pérdidas por conductor, el total de las pérdidas de potencia en la línea de corriente

34

continua es únicamente dos tercios de las pérdidas en la línea de corriente alterna, ya que

la línea de corriente continua (bipolar) sólo requiere dos de los tres conductores que

necesita una línea de corriente alterna.2

Terminales

500 1000

50

100

150

Pérdidas (MW )

Distancia (km)

Fuente: www.abb.com

Figura 5. Pérdidas CA vs. CC - Sistema de 1200 MW

Ya que las pérdidas en cada estación conversora son del orden de 0.6% de la potencia

transmitida, las pérdidas totales de transmisión son más bajas que en corriente alterna,

prácticamente en todos los casos.3

1.2.3.2.1 Efecto corona

De acuerdo al IEEE el efecto corona es “una descarga luminosa debida a la ionización del

aire que rodea el conductor, causado por un gradiente de voltaje que excede un cierto

2 FINK, Donald G. Manual de Ingeniería Eléctrica. Tomo III. Ed. Mc Graw – Hill. México. 1996.3 ASEA BROWN BOVERI. http://www.abb.com. Lower losses. 1999.

35

valor crítico”4. El gradiente de voltaje es el campo eléctrico en la superficie del conductor

de una línea de transmisión, necesario para producir efecto corona.

Para un voltaje dado, el “Efecto Corona” es determinado por el diámetro del conductor,

configuración de la línea, condiciones de su superficie y clima.

Ya que el efecto corona (pequeñas descargas parciales) es causado por un alto voltaje en

la superficie de los conductores, las descargas dan origen a pulsos de corriente que

ocasionan pérdidas de energía, ruido audible, interferencia en radio y televisión y efectos

de carga en el espacio que modifican el medio ambiente eléctrico, el campo eléctrico y el

aire en la proximidad de las líneas de corriente continua.

1.2.3.2.2 Efecto piel

En un sistema de corriente alterna la resistencia de un conductor varía no sólo con la

temperatura, sino que también varía con la frecuencia, debido al efecto piel también

conocido como “Efecto pelicular”, el cual es ocasionado por la concentración de la

corriente cerca de la superficie exterior del conductor, lo que produce la distribución no

uniforme del flujo en el conductor. Esto reduce la sección transversal efectiva del

conductor a través de la cual fluye la corriente.

El efecto piel no aparece en los conductores de corriente continua, debido a la ausencia

de la frecuencia, por lo tanto, se aprovecha toda la sección transversal del conductor, y se

puede transportar mayor cantidad de corriente con un conductor de menor calibre, lo cual

representa una de las ventajas económicas frente a los sistemas de transmisión de

corriente alterna.

4 Electric Power Research Institute. HVDC Reference Book of The EPRI – HVDC The Dalles Project. Palo Alto. CA, USA. 1993. p.1.1 – 1.32.

36

Ya que la línea de transmisión de corriente continua no transporta reactivos y no presenta

efecto pelicular, el conductor puede ser utilizado para una mayor densidad de corriente

(40% más)5, además, las líneas de corriente continua no incrementan la potencia de corto

circuito y se pueden realizar intercambios de potencia sincrónica o asincrónica, etc.

1.2.3.3 Estabilidad

La operación de un sistema de transmisión CCAT resulta afectada por fallas en la línea

CC, los conversores o el sistema de CA asociado a éste.

En sistemas de CA los relés e interruptores son usados para detectar y despejar las fallas.

En un sistema de CC, las fallas son despejadas a través de la acción de los controles del

conversor y debido a esta razón, los controles del conversor desempeñan un papel vital

en la respuesta satisfactoria de los sistemas CCAT frente a las fallas tanto en los sistemas

CC como CA. Algunas de las fallas que afectan un sistema de CC son:

§ Fallas en el sistema de corriente continua

La falla más común en una línea CC aérea es entre un polo de la línea y tierra.

Durante esta falla, el flujo de potencia en el polo de falla es temporalmente

interrumpido y aparece una sobretensión transitoria sobre el polo sin falla, los filtros y

reactores de corriente continua y la línea de electrodo de tierra.

La falla es detectada debido a un colapso en el voltaje CC, usualmente en el

rectificador y por la disminución en la corriente del inversor. Tanto la magnitud de la

caída de voltaje como el porcentaje de cambio del voltaje, pueden usarse para

detectar la falla.

5 ACOSTA VELASQUEZ OSCAR FIDEL. Análisis comparativo de transmisión de energía por corriente alterna y corriente continua.Ed. Bogotá. Universidad de Los Andes. 1986.

37

Luego de la falla, se provee un “tiempo muerto” para permitir la desionización de la

trayectoria de falla, previo a la reaplicación del voltaje y restauración del servicio. Este

tiempo es función de la corriente de falla, el voltaje del sistema, las condiciones

climáticas y el tipo de sistema.

El tiempo muerto típico permitido en las líneas de transmisión aéreas de corriente

continua esta en el rango de 100 ms a 500 ms.6

§ Fallas en el conversor

Una falla en el grupo de válvulas, a menos que sea de naturaleza secundaria,

requerirá interrumpir la transmisión de potencia en un polo, y como consecuencia, se

ordena una reducción muy rápida de la corriente a cero.

§ Fallas en el sistema de corriente alterna

El funcionamiento transitorio de un sistema de CCAT durante fallas en el sistema de

CA y durante el período de recuperación inmediatamente siguiente al despeje de la

falla, son consideraciones importantes en la especificación y diseño de tal sistema.

1.3 ASPECTOS ECONÓMICOS DE LOS SISTEMAS CCAT

Para un sistema de corriente alterna en niveles de alta tensión, predominan los costos de

la línea de transmisión, los costos de las subestaciones son relativamente menos

significativos que para un sistema de corriente continua a alta tensión, en el cual las

subestaciones son las que representan el mayor costo.

6 IEC. Norma 919 – 2. Performance of high – voltage d.c. (HVDC) systems. Part 2: Faults and switching. 1990. p. 93.

38

La experiencia en los requerimientos de los sistemas de corriente continua a alta tensión

representados por el nivel de potencia, el voltaje de la línea de corriente continua y las

tensiones del sistema de corriente alterna, hacen posible estimar los costos de una

estación particular, teniendo en cuenta que no presente requerimientos especiales con un

impacto económico significativo.

Existe una “Distancia de equilibrio”, en donde la alternativa de corriente continua a alta

tensión siempre resulta menos costosa que la de corriente alterna para la misma

capacidad de transmisión. Esta distancia se encuentra en el rango de 500 km (310 millas)

a 1500 km (930 millas)7 y permite realizar un estimativo de los costos teniendo como

punto de partida la distancia. Esto se presenta en la figura 6.

0 200 400 600 800 1000

Cos

to in

vers

ión

Rango de la distancia de equilibrio

Costo de las terminales

CA

CA

CC

CC

Distancia (mi)

Fuente: KIMBARK, E. W. Direct current transmission.

Figura 6. Variación de los costos en la distancia de equilibrio CA vs CC

7 KIMBARK, E. W. Direct current transmission. Portland, Oregon. Wiley-Interscience. 1971. p. 33.

39

Ya que los costos de una línea de transmisión no se pueden definir fácilmente, puesto que

dependen de las servidumbres, el costo de la tierra y la dificultad del terreno por donde va

a pasar la línea, para determinar el costo de la línea de CC se puede aplicar el criterio

definido en el estudio del Oak Ridge National Laboratory8, en el cual se considera que el

costo de una línea CC puede ser del 80% al 100% del costo de una línea CA cuya tensión

nominal de línea sea igual a la tensión nominal de polo a tierra de la línea CC.

Tabla 1. Costos de un sistema CC en porcentaje del costo total del proyecto

Equipo % del costo total

Transformadores del conversor. 20 – 25

Válvulas (incluyendo control y refrigeración.) 20 – 30

Filtros y fuente de reactivos. 5 – 20

Misceláneos (comunicaciones, reactor CC, protecciones, etc.) 5 – 15

Ingeniería (estudios del sistema, dirección del proyecto.) 2 – 5

Trabajos civiles e instalación en sitio. 15 - 30

Fuente: IEEE Transactions on Power Delivery. AC – DC

Economics and alternatives – 1987 panel session report.

De acuerdo a los porcentajes presentados en la tabla 1, un estimativo preliminar puede

tener una tolerancia de ±10 %9, el cual representa la influencia de los requerimientos

específicos, tales como especificaciones de disponibilidad o consideraciones comerciales

especiales.

8 R.L. HAUTH. P.J. TATRO. B.D. RAILING. B.K. JOHNSON. J.R. STEWART. J.L. FINK. HVDC Power Transmission TechnologyAssesment Report ORNL/Sub/95-SR893/1. Oak Ridge National Laboratory. April 1997.9 STOVALL JOHN P. Comparison of costs and benefits for D.C. and A.C. transmission. U.S Department of energy. February 1987.p. 65.

40

2. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL – STN

2.1 GENERALIDADES

El Sistema de Transmisión Nacional esta constituido por las redes y equipos que operan a

niveles de tensión iguales o superiores a 220 kV. El STN forma parte del Sistema

Interconectado Nacional - SIN - y su principal función es vincular los sistemas regionales,

permitiendo continuidad y confiabilidad en el suministro de energía eléctrica, introduciendo

además, la competencia entre los agentes.

El STN tiene 12 propietarios, entre los cuales ISA participa con el 83.9% (que incluye la

Empresa de Transmisión Eléctrica de la Costa Atlántica – Transelca). La Empresa de

Energía de Bogotá, EEB y EEPPM tienen una participación del 5.5% cada una y los

propietarios restantes participan con el 5%.

Con respecto a la infraestructura, al finalizar el año 2000, el STN tenía 11,641 km de

circuitos y 89 subestaciones entre 220 y 500 kV10 (véase figura 7). El diagrama unifilar del

STN se presenta en el anexo B.

Actualmente, el STN presenta los recursos de generación en una distribución geográfica

zonificada, que muestra una alta oferta térmica en la costa norte del país, mientras que la

generación del interior se abastece principalmente de agua.

10 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Desagregación de activos del STN. 2000.

41

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$Z

$Z

$Z

Urrá

Pàez

Belen

Chinú

Ocaña

Paipa

Urabá

Yumbo

Mocoa

Copey

Pance

Junín

Jaguas

Purnio

ToledoSamoré

Tumaco

Cuatri

Betania

La Enea

Banadia

Ternera

CartagoHermosa

Barranca

Virginia

Tasajero

Comuneros

Esmeralda

Mirolindo

PrimaveraLa Sierra

Juanchito

Jamundino

T/Guajira

Fundación

Salvajina

Sochagota

Caño Limón

Valledupar

Cerromatoso

Sabanalarga

San Marcos

Santa Marta

Termo centro

San Bernardino

Alto Anchicayá

Termo Cartagena

San Mateo

#

Playas

Cuestecita

#

Salto

#

La Tasajera

#

Bello

#OccidenteOriente

#

Envigado#

Ancón Sur

#

Barbosa

#Guadalupe

#

Porce

#

San Carlos

#

Miraflores

#

Guatape

Chivor

Guavio#

Torca#

Noroeste

#

Circo#

Tunal#

La Reforma

#

Bal sillas

#

Paraí so

#

Guaca

#

La Mesa

San Felipe

#

Los Palos

#

Bucaramanga

#

Guatiguara

Termo FloresTebsaNueva Barranqui lla

BOGOTA

NORDESTE

CARIBE

ANTIOQUIA - CHOCO

CQR

VALLE DE L CAUCA

TOLIMA - HUILACAUCA - NARI ÑO

Areas OperativasANTIOQUIA - CHOCOBOGOTACARIBECAUCA - NARIÑOCQRNORDESTETOLIMA - HUILAVALLE DEL CAUCAZNI

Líneas de 500 kVLíneas de 230 kVLíneas de 230 kV Futuras (2001)

$Z Subestaciones de transmisión

Sistema de Transmisión Nacional

Fuente: Plan de Expansión de referencia Generación - Transmisión 2000 - 2015. UPME

Figura 7. Sistema de Transmisión Nacional. Red de 230 kV y 500 kV

42

En cuanto a la demanda, esta se encuentra concentrada en el interior del país, puesto

que la mayor cantidad de la población esta ubicada en la zona Andina, región en donde

además, se tienen los mayores niveles de cobertura del servicio, esto hace que la

demanda en el interior sea mucho mayor que en la costa en más de cuatro veces.11

Es así, como el comportamiento de la oferta y la demanda tiene consecuencias directas

en la utilización de la red de transmisión, cuyos flujos dependen de las condiciones

hidrológicas que determinan la participación térmica en el despacho.

En los últimos años la discusión ha girado en torno al sistema de 500 kV, cuyos límites de

transferencia desde y hacia la costa son altamente dependientes de la operación y de

eventos exógenos, como la variabilidad hidrológica, la variabilidad de las ofertas y los

atentados a la infraestructura.

Entre enero de 1999 y mayo de 2000, el sistema de transporte registró un sin número de

atentados a la infraestructura de los sistemas de transmisión nacional y de distribución,

que han representado pérdidas al sector eléctrico en particular, y para la economía

nacional en general, debido a la demanda no atendida de electricidad. El número de

torres derribadas a mayo de 2000 es 448: 160 de líneas de 500 kV, 233 de líneas de 230

kV y 55 de líneas de 115 kV.12

11 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión. 2000 -2015 (Versión Preliminar). p. 19.12 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA - MME. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Memorias alCongreso Nacional 1999 – 2000. Ediciones Antropos. Agosto de 2000. p. 132.

43

2.2 GENERACIÓN

La composición de la capacidad instalada a diciembre de 1999 era de 11592 MW

distribuidos en 68.08% hidráulicos, 25.74 a gas natural y 6.18 a carbón. De esa fecha a

junio de 2000, entraron en operación 367.9 MW hidroeléctricos, correspondientes a la

planta de Urrá y plantas menores y 300 MW a gas natural correspondientes a

Termocandelaria, modificando la composición de la capacidad instalada a 67.37%

hidráulicos, 26.79% gas y 5.84% carbón, sobre un total de 12259.9 MW.13

2.3 RESTRICCIONES

Las restricciones son limitaciones que se presentan en la operación del Sistema

Interconectado Nacional y tienen su origen en la capacidad de la infraestructura eléctrica

asociada (STR’s y/o SDL’s, activos de conexión al STN, activos de uso del STN o

interconexiones internacionales), o en la aplicación de criterios de seguridad y

confiabilidad en el suministro de potencia y energía.

Las restricciones incrementan el costo de la operación, porque reducen las posibilidades

de competencia entre los recursos de generación. De no ser por las restricciones, los

recursos de generación utilizados para atender la demanda serían estrictamente los de

menor precio. El efecto de las restricciones es tener que utilizar algunos recursos más

costosos para atender parte de la demanda.

13 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión. 2000 -2015 (Versión Preliminar). p. 15.

44

La caída de las torres, producto de los atentados, ocasionó durante el segundo semestre

del año 2000 un aumento en el valor del componente de restricciones del precio de la

energía eléctrica, que pasó de 2.34 pesos/kWh a principios de 1999 a 12.10 pesos/kWh

en mayo de 2000. El valor de las restricciones del SIN en el primer semestre del año

2000 fue de 421.401 millones de pesos, cifra superior a los 308 millones, cancelados

durante 1999. 14

14 MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA - MME. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Op. cit. p. 133.

45

3. CASO DE ESTUDIO

El caso de estudio corresponde al análisis de la utilización de un circuito de CCAT -

alternativa 1 - operando como un refuerzo dentro del Sistema de Transmisión Nacional y

comparar su desempeño con un tercer circuito de 500 kV de corriente alterna - alternativa

2 - igual al segundo circuito existente de San Carlos a Sabanalarga.

El circuito de CCAT más conveniente para el presente estudio, se determinó mediante la

selección de un conductor y con base en éste, se tuvieron en cuenta varios conductores

por polo. Los resultados se presentan en la tabla 4.

De acuerdo con lo anterior, se llevaron a cabo simulaciones de un caso base, en el cual

no se tiene en cuenta ninguno de los circuitos nuevos, otro caso con el circuito de CC

(alternativa 1), en el que se trabaja con parámetros típicos para estas líneas y estaciones

conversoras y otro caso, con el circuito de CA (alternativa 2). En los anexos C y D se

presentan los diagramas unifilares indicando cada una de las alternativas planteadas.

Con base en los resultados de los análisis técnicos, se realiza el análisis económico, en el

cual se toma como indicador de rentabilidad de cada proyecto la relación beneficio - costo

y se lleva a cabo una valoración alterna, que considera la incertidumbre del cambio en los

precios de oferta de la Costa y del Interior con respecto al precio de bolsa, a través de la

curva de probabilidad acumulada de la relación beneficio - costo, esto con el objetivo de

establecer un criterio más amplio de decisión, que un valor único para la relación beneficio

- costo.

46

En cada una de las dos alternativas se evalúan pérdidas, restricciones, confiabilidad,

costos de inversión y costos de operación y mantenimiento.

3.1 ANÁLISIS TÉCNICO

El análisis técnico comprende el estudio de las dos alternativas planteadas. El circuito de

CC toma como base la definición de los parámetros básicos que se requieren para poder

simular y conocer su comportamiento en el Sistema de Transmisión Nacional (STN). El

circuito de CA se toma igual al segundo circuito existente de 500 kV en la ruta de San

Carlos a Sabanalarga.

El análisis de los resultados se hizo aplicando los criterios de planeamiento y operación

establecidos en la Resolución CREG 025 de 1995:

− Calidad

En operación normal la tensión en las barras de carga a 220kV y 230kV no debe ser

inferior al 90% del valor nominal, ni superior al 110%. En operación normal la tensión en

las barras al nivel de 500 kV no debe ser inferior al 90% del valor nominal, ni superior al

105%.

− Confiabilidad

Para el análisis de confiabilidad por métodos probabilísticos, el criterio consiste en que el

Valor Esperado de Racionamiento de Potencia (VERP) en cada uno de los nodos donde

existe demanda, sea inferior al 1% medido en el nivel de 220 kV.

47

3.1.1 Definición de parámetros

3.1.1.1 Sistema de corriente continua

Ya que el objetivo del proyecto es realizar un análisis técnico económico de un circuito de

CCAT, se hace necesario tener en cuenta las estaciones conversoras, ya que se esta

hablando de un circuito, el cual también comprende las estaciones conversoras además

de la línea de transmisión de CC, por esto, inicialmente se definen los parámetros básicos

de la línea de transmisión y posteriormente se tienen en cuenta los parámetros de las

estaciones conversoras, necesarios para llevar a cabo las simulaciones del sistema en los

programas especializados. No obstante, la definición exacta de los parámetros de las

estaciones conversoras es tema bastante amplio que puede considerarse como punto de

partida para otro proyecto.

La línea de transmisión en CCAT se propone en la ruta San Carlos - Sabanalarga, lo que

daría lugar a un sistema de configuración punto a punto, ya que la transmisión sería entre

dos subestaciones. Se utiliza un sistema tipo bipolar, debido a que la mayoría de las

fallas en líneas de CCAT son monopolares, así, el otro polo continuaría en servicio, lo que

ofrece mayor confiabilidad; también, porque se constituye en el sistema típico más

utilizado en el mundo para las líneas de CCAT, por esto es el sistema más económico.

3.1.1.1.1 Capacidad de transporte de la línea de CC

La cantidad de potencia que puede ser transmitida en una línea CA para largas

distancias, generalmente depende de la regulación del voltaje, la eficiencia y de las

consideraciones de estabilidad. Aunque la compensación serie y shunt pueden aplicarse

para reducir la caída de tensión y mejorar la estabilidad, esto se acepta para niveles de

potencia razonables.

48

Para una línea de CC, el flujo de potencia es operado mediante los controles CC y

durante las condiciones de estado estable es totalmente independiente de la magnitud y

ángulos relativos de los voltajes en las dos barras de CA. Por lo tanto, una de las

ventajas más importantes de la transmisión en CCAT para largas distancias, es que

puede tener dos o más veces la capacidad del flujo de potencia de una línea de CA de la

misma tensión, además la transmisión en CC requiere menos cantidad de línea o cable

para la misma capacidad.

Las capacidades típicas de circuitos en CC y en CA para altas tensiones se presentan en

la tabla 2, la cual muestra que una línea de CC de ±500 kV tiene la misma capacidad que

dos líneas de CA de 500 kV. Además, la línea de CC sólo necesita dos polos (sistema

bipolar), en contraste con una línea de CA que requiere tres fases.

Tabla 2. Capacidad típica de circuitos de CC y CA.

CC. CA.

Voltaje (kV) Potencia (MW) Voltaje (kV) Potencia (MW)

±250 500 230 150

±400 1000 345 400

±500 2000 500 1000

±600 3000 765 2500

Fuente: IEEE Transactions on Power Delivery. AC – DC

Economics and alternatives – 1987 panel session report.

También, la capacidad de transmisión de CA existente se puede incrementar mediante la

conversión a transmisión en CC, ya que las servidumbres para nuevos proyectos de

transmisión pueden ser difíciles de obtener y existiendo líneas de transmisión de CA

aéreas, éstas pueden mejorarse o reconstruirse para transmisión en CC, con lo cual

puede aumentarse sustancialmente la capacidad de transferencia de potencia sobre la

servidumbre existente.

De acuerdo con la UPME, el tercer circuito del Interior a la Costa Norte del país (San

Carlos - Sabanalarga) representa un incremento en la capacidad de transporte del STN

de aproximadamente 600 MW en operación normal. Uno de los propósitos del presente

49

estudio es que el circuito de CCAT pueda suplir la carga de los dos circuitos existentes de

CA y la propia en un momento de falla, en este caso la potencia máxima que manejaría el

circuito de CCAT sería aproximadamente de 2000 MW.

3.1.1.1.2 Nivel de tensión de la línea de CC

Las tensiones más utilizadas en el mundo para los circuitos de CC corresponden a los

niveles de ±450 kV, ±500 kV y ±600 kV.

El voltaje nominal para el circuito del presente estudio se eligió en ±500 kV, dado que en

Colombia se ha venido trabajando con este nivel de tensión en CA y la posición de las

autoridades energéticas consultadas, ratifica que el nivel de 500 kV se mantendrá. Con

este nivel de tensión se espera formar un sistema fuerte (anillo) que beneficie las

principales ciudades del país, como Barranquilla, y/o Cartagena, Medellín, Cali y Bogotá15.

Adicionalmente, con este nivel de tensión el circuito de CCAT puede asumir la carga

máxima de 2000 MW que se presentarían en un momento de falla tomando las cargas de

los circuitos existentes de CA y la propia, ya que para esta capacidad de transporte la

tensión típica es ± 500 kV, como lo indica la tabla 2.

No se tienen en cuenta otros niveles de tensión (por ejemplo 750 kV, que

aproximadamente corresponde 500 kV *√2) dado que este voltaje no existe en el STN y

ya que no se encuentra dentro de los niveles de tensión más utilizados en CC a nivel

mundial, resultaría más costoso, pues implicaría un diseño especial y por tanto costos

adicionales a una tecnología más comercial con un nivel de tensión más utilizado

correspondiente a ±500 kV.

15 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Plan de Expansión de referencia Generación - Transmisión 1998 –2010. Bogotá, Colombia. 1999. p. 107 – 108.

50

3.1.1.1.3 Longitud de la línea de CC

Tomando un corredor paralelo a las líneas de CA existentes se obtiene la longitud de 524

km. Los diagramas unifilares de las dos alternativas de este estudio se presentan en los

anexos C y D.

Otros de los parámetros que se deben considerar para el circuito de CCAT corresponden

a las estructuras, las cuales tienen definidas las distancias típicas en el HVDC Reference

Book of the EPRI. Las estructuras que se tienen en cuenta para el presente estudio son

del tipo reticulada en acero y la configuración de la línea se toma horizontal. El esquema

de la estructura típica con tres subconductores por polo se expone en la figura 8 y

presenta las distancias tipo que se utilizan en los cálculos de las pérdidas por efecto

corona, radio interferencia, ruido audible y regulación de tensión.

El material del cable de guarda para el apantallamiento de líneas de transmisión debe

cumplir varios requisitos mecánicos, que tienen en cuenta la capacidad mecánica para los

esfuerzos a que es sometido en el tendido, variaciones de temperatura, viento,

vibraciones, descargas atmosféricas, cortocircuitos y elasticidad adecuada y eléctricos,

que consideran la capacidad de conducción de corriente, disminución de las tensiones de

paso y contacto para la protección de personas y animales dentro de la zona de

servidumbre. Por otra parte, puede tener la función de comunicaciones utilizando cable

con fibra óptica (OPGW).

3.1.1.1.4 Selección del conductor de la línea de CC

La selección del conductor para la línea de CC se hizo con base en el nivel de pérdidas,

las cuales en una línea de CCAT son las ocasionadas por la resistencia de los

conductores (I2 * R), por efecto corona, radio y tv interferencia, ruido audible y regulación

de tensión.

51

Ya que en CC las mayores pérdidas de potencia se presentan por la resistencia del

conductor, la selección de éste se hizo comparando varios conductores. En la tabla 3 se

presentan las características físicas y eléctricas de los conductores analizados.

Tabla 3. Características de los conductores analizados

COMPOSICIÓN OSPREY DRAKE BITTERN CHUKAR

Aluminio (Número de hilos / diámetro en mm)

18 / 4.46 26 / 4.44 45 / 4.27 84 / 3.69

Acero (Número de hilos / diámetro en mm)

1 / 4.46 7 / 3.45 7 / 2.84 19 / 2.22

Sección total (mm^2) 281.98 402.8 644.5 901.9

Diámetro total del cable (mm) 22.33 28.13 34.16 40.69

Peso (kg/km) 898.8 1629 2133 3087

Resistencia a 75°C (Ohm/km)

0.126 0.077 0.053 0.039

Corriente (A) 711 907 1184 1453

El radio equivalente del haz de conductores se calcula mediante la siguiente ecuación:

n 1neq s*rr −= (cm). Ec. 1

En donde:

r eq: Radio equivalente del haz de conductores (cm)

r: Radio del subconductor seleccionado (cm)

n: Número de subconductores

s: Separación entre subconductores (cm)

52

Para calcular la resistencia equivalente del subconductor se debe tener en cuenta la

siguiente formulación:

R S = Rd * L Ec. 2

Donde:

R S: Resistencia equivalente del subconductor (Ohm)

R d: Resistencia dada a 75º C del subconductor (Ohm/km), tomada de la tabla 3.

L: Longitud de la línea (km)

Es importante tener en cuenta que dependiendo del número de subconductores que se

tome para cada polo, el valor de la resistencia equivalente variará, ya que se trata de

subconductores en paralelo, por esto se hace necesario calcular el paralelo de las

resistencias de la línea para conocer su valor equivalente.

La corriente se calcula teniendo en cuenta la siguiente ecuación:

V

PI = (A) Ec. 3

Donde:

I: Corriente del circuito (A)

P: Potencia máxima del circuito (kW)

V: Nivel de tensión del circuito (kV)

La corriente del circuito es:

kV500

kW2000000I =

I = 4000 A

53

Si se tiene en cuenta un conductor por polo, la corriente del circuito es la misma del

conductor, es decir 4000 A; si se consideran dos subconductores por polo, la corriente por

subconductor son 2000 A; si se toman tres subconductores por polo, la corriente por

subconductor corresponde a 1333 A y si se tienen en cuenta cuatro subconductores por

polo, la corriente por subconductor es 1000 A.

Teniendo en cuenta la tabla 3 se observa que ninguno de los conductores tiene la

capacidad ampérica de 4000 A, por esto se requiere utilizar un arreglo de tres

subconductores por polo con el conductor Chukar o cuatro subconductores por polo con el

conductor Bittern, ya que de esta manera el circuito manejaría la corriente máxima de

4000 A.

Con la corriente y la resistencia del circuito es posible calcular las pérdidas por efecto

Joule, que también varían dependiendo del número de subconductores por polo:

PJ = I 2 * Req (MW) Ec. 4

Donde:

PJ : Pérdidas por efecto Joule (MW)

I: Corriente del circuito (A)

Req: Resistencia equivalente del circuito (Ohm)

54

3.1.1.1.4.1 Tres subconductores por polo

La estructura típica para tres subconductores por polo se presenta a continuación:

H =15.24m

s = 64.7cm

b = 13.2m

(Altura promedio del conductor)

Fuente: HVDC Reference Book of the EPRI – HVDC The Dalles Project

Figura 8. Estructura típica de un circuito de CC con tres subconductores por polo.

A continuación se determina la resistencia equivalente del circuito para tres

subconductores por polo, que es igual a la tercera parte de la resistencia equivalente del

subconductor, y se calcula mediante la ecuación 2.

(km)524*(Ohm/km)0.039*3

1Req

=

Req = 6.8 Ohm

Para tres subconductores por polo, las pérdidas de potencia por la resistencia del

conductor son:

PJ = 4000 2 (A)* 6.8 (Ohm) = 109 MW

55

Las pérdidas por efecto corona aumentan cuando en las condiciones climáticas ocurre

una transición de buen a mal tiempo y en algunos casos, en buen tiempo pueden ser de

dos a tres veces mayor que en mal tiempo16, por esta razón, las pérdidas corona están

sujetas a diversas condiciones atmosféricas, las cuales cambian continuamente.

Para el cálculo de las pérdidas por efecto corona se utilizaron las fórmulas que presenta el

HVDC Reference Book of the EPRI - HVDC The Dalles Project, las cuales se enuncian a

continuación:

+

+

+

=

2

2

2

H*2

b1

1

r

bln*

s

r*21

H*2

b1

1

s*r

bln

k Ec. 5

Donde:

k: Relación entre voltaje de efecto corona inicial para el haz de conductores y de un

conductor.

b: Distancia entre polos (cm), valor típico.

r: Radio equivalente del haz de conductores (cm)

s: Separación entre subconductores (cm), valor típico.

H: Altura promedio del conductor a tierra (1524 cm), valor típico.

16 EITZMANN MURRAY. High Voltage Direct Current (HVDC). USA. p. 2.

56

T273

B*2.94

+=δ Ec. 6

Donde:

δ : Densidad relativa del aire (kg/m3)

B: Presión barométrica (91.26 kPa), valor a 1000 msnm, que corresponde a la altura

promedio del terreno por donde pasaría la línea.

T: Temperatura (18ºC)

δ+δ=

*r

0.3011**m*30og Ec. 7

Donde:

g0: Gradiente de potencial crítico (kV/cm)

m: Factor de superficie del conductor que depende del clima

- Invierno = 0.6

- Verano = 0.5

2

2

máx

H

r1*

2H

b1

1*

r

bln*r

Vg

+

+

= Ec.8

Donde:

gmáx: Gradiente de potencial máximo de la superficie del conductor (kV/cm)

V: Voltaje línea neutro (kV)

57

( ) 52

00 10*r

bln*r*m*gV*

b

r*

KP −

−

δ= Ec. 9

Donde:

P: Pérdidas por efecto corona (kW/km)

Siguiendo con tres subconductores por polo, las pérdidas por efecto corona se calculan

como sigue:

Mediante la ecuación 1 se calcula el radio equivalente del haz de conductores:

cm20.464.7*2.03r 3 2eq ==

La ecuación 5 considera la relación entre el voltaje de efecto corona inicial para el haz de

conductores y el voltaje de efecto corona inicial de un conductor, el cual varía

dependiendo del número de subconductores por polo.

1.06

1524*2

13201

1

20.4

1320ln*

64.7

20.4*21

1524*2

13201

1

64.7*20.4

1320ln

k

2

2

2

=

+

+

+

=

Se calcula la densidad relativa del aire:

3kg/m0.9218273

91.26*2.94=

+=δ

58

Cálculo del gradiente de potencial crítico:

Para invierno:

kV/cm17.750.92*20.4

0.3011*0.92*0.6*30g0 =

+=

Para verano:

kV/cm14.790.92*20.4

0.3011*0.92*0.5*30g0 =

+=

El gradiente de potencial máximo de la superficie del conductor es:

kV/cm5.8

1524

20.41*

1524*2

13201

1*

20.4

1320ln*20.4

500g

2

2

máx =

+

+

=

En invierno:

( ) kW/km2.7310*20.4

1320ln*20.4*0.6*17.75500*

1320

20.4*

0.92

123P 5

2

=

−= −

En verano:

( ) kW/km2.7610*20.4

1320ln*20.4*0.5*14.79500*

1320

20.4*

0.92

123P 5

2

=

−= −

Las pérdidas en MW son:

En invierno: P = 2.73 (kW/km) * 524 (km) = 1430.5 kW = 1.43 MW

En verano: P =2.76 (kW/km) * 524 (km) = 1446.2 kW = 1.45. MW

59

Las pérdidas totales del circuito corresponden a la suma de las pérdidas por efecto Joule

más las pérdidas por efecto corona en el evento más crítico (verano):

Pérdidas totales (MW) = Pérdidas Joule (MW) + Pérdidas Corona (MW) Ec. 11

Pérdidas totales (MW) = 109 MW + 1.45 MW = 110 MW

Para encontrar el porcentaje de las pérdidas se aplica la siguiente fórmula:

( )( )

( )100*

MWsistemadelPotencia

MWtotalesPérdidas%Pérdidas = Ec. 12

Así, las pérdidas en porcentaje corresponden a:

( ) %5.5100*MW2000

MW110%Pérdidas ==

En cuanto al ruido audible, TV y radio interferencia, el nivel de interferencia es medido

como el voltaje inducido sobre un alambre paralelo de 1 km de longitud y separado de la

línea de corriente continua 1 km17.

La radio interferencia es una función del voltaje y es un parámetro que sirve como límite

mínimo a la relación de señal de ruido al borde de la zona de servidumbre. Únicamente

las líneas con voltajes positivos producen radio interferencia significativa.

Las líneas de CC generan radio interferencia principalmente en dos formas:

- Por pulsos que ocurren en el encendido de las válvulas y luego se transmiten por el

patio de interruptores a la línea.

- Por efecto corona que se forma en la línea.

60

En CA la radio interferencia durante la lluvia es mayor que en condiciones de buen tiempo

y el incremento depende tanto de la intensidad de la lluvia como del gradiente de voltaje

de la superficie del conductor. En el caso de la CC, ocurre exactamente lo contrario, en

donde la reducción de este efecto ocurre durante la lluvia y la caída de nieve. En

operación bipolar, el conductor de polaridad positiva es la principal fuente de radio

interferencia.

El nivel de radio interferencia se mide en dB sobre 1µV/m18 de acuerdo al HVDC

Reference Book of the EPRI - HVDC the Dalles Project.

17.620

Hlog*40

4.58

dlog*40

2

nlog*1020.9)1.5(g51RI 0 −−++−+=

Ec. 13

Donde:

RI: Radio Interferencia (dB)

g0: Gradiente de potencial crítico (kV/cm)

n: Número de subconductores

d: Diámetro del subconductor (cm)

Para determinar si tres subconductores por polo es el arreglo más adecuado para el

circuito de CCAT, se hace necesario establecer si la regulación y la eficiencia se

encuentran dentro de los rangos admitidos.

17 IEEE Transactions on Power Delivery. The Intermountain Power Project 1600 MW HVDC Transmission System. Volumen 3. No.3.Julio 1998. p. 1252.18 HVDC Reference Book of the EPRI – HVDC the Dalles Project. USA. Radio Interference. p. 47.

61

En los sistemas de CCAT el rectificador (punto emisor) suministra una potencia

ligeramente superior a la del inversor (punto receptor), así la tensión de envío también es

mayor que la del lado de recibo. La regulación se calcula mediante la siguiente fórmula:

(%)100*V

VV

R

RE −=ξ Ec. 14

Donde:

ξ: Regulación del circuito (%)

VE: Tensión del lado emisor (kV)

VR: Tensión del lado receptor (kV)

Las tensiones del lado receptor se obtuvieron de los resultados de los flujos de carga

realizados en el PSAF. La regulación del circuito teniendo en cuenta tres subconductores

por polo es:

%4.6100*478

478500=

−=ξ

La eficiencia de la línea también tiene en cuenta la tensión del lado receptor. Esta se

calcula aplicando la siguiente fórmula:

( )%R*IV

V

R

R

+=η Ec. 15

Donde:

η: Eficiencia (%)

VR: Tensión del lado receptor (kV)

62

I: Corriente (A)

R: Resistencia equivalente de la línea (Ohm/km)

Para conocer la eficiencia del circuito se hace necesario calcular el valor de la resistencia

equivalente en Ohm/km. Este valor se obtiene del resultado del cálculo de la resistencia

equivalente de tres subconductores por polo (Ec. 2) dividido por la longitud de la línea:

R = 6.8 Ohm / 524 km = 0.0130 (Ohm/km)

La eficiencia del circuito es:

( )%96.5100*0.013*1333478

478=

+=η

Teniendo en cuenta los resultados de eficiencia y regulación, se observa que éstos se

encuentran dentro de los rangos aceptados, que para regulación debe ser menor del 7% y

la eficiencia mayor al 95%, sin embargo, se estudiará la opción de cuatro subconductores

por polo con el conductor Bittern, para seleccionar el conductor y el arreglo más adecuado

para el presente estudio.

3.1.1.1.4.2 Cuatro subconductores por polo

Para el arreglo de cuatro subconductores por polo la estructura típica maneja las

distancias que se tuvieron en cuenta para tres subconductores por polo. Ahora se

determina la resistencia equivalente del circuito para cuatro subconductores por polo, que

es igual a la cuarta parte de la resistencia equivalente del subconductor (conductor

Bittern), y se calcula mediante la ecuación 2.

(km)524*(Ohm/km)0.053*4

1Req

=

Req = 6.9 Ohm

63

Para cuatro subconductores por polo, las pérdidas de potencia por la resistencia del

conductor son:

PJ = 4000 2 (A)* 6.9 (Ohm) = 111.1 MW

Las pérdidas por efecto corona se calculan aplicando las ecuaciones 1, 5, 7, 8 y 9.

La ecuación 1 hace referencia al radio equivalente del haz de conductores:

cm26.164.7*1.708r 4 3eq ==

La ecuación 5 considera la relación entre el voltaje de efecto corona inicial para el haz de

conductores y el voltaje de efecto corona inicial de un conductor, el cual varía

dependiendo del número de subconductores por polo. Para cuatro subconductores por

polo es:

0.98

1524*2

13201

1

26.1

1320ln*

64.7

26.1*21

1524*2

13201

1

64.7*26.1

1320ln

k

2

2

2

=

+

+

+

=

Se calcula el gradiente de potencial crítico mediante la ecuación 7:

Para invierno:

kV/cm17.620.92*26.1

0.3011*0.92*0.6*30g0 =

+=

Para verano:

kV/cm14.680.92*26.1

0.3011*0.92*0.5*30g0 =

+=

64

La ecuación 8 hace referencia al gradiente de potencial máximo de la superficie del

conductor.

kV/cm.8

1524

26.11*

1524*2

13201

1*

26.1

1320ln*26.1

500g

2

2

máx 4=

+

+

=

Las pérdidas por efecto corona se calculan con la ecuación 9:

Para invierno:

( ) kW/km6.3410*26.1

1320ln*26.1*0.6*17.62500*

1320

26.1*

0.92

123P 5

2

=

−= −

Para verano:

( ) kW/km11.8110*26.1

1320ln*26.1*0.5*14.68500*

1320

26.1*

0.92

123P 5

2

=

−= −

Las pérdidas en MW son:

En invierno: P = 6.34 (kW/km) * 524 (km) = 3322 kW = 3.32 MW

En verano: P =11.81 (kW/km) * 524 (km) = 6188 kW = 6.19 MW

Las pérdidas totales del circuito con cuatro subconductores por polo corresponden a la

suma de las pérdidas por efecto Joule más las pérdidas por efecto corona en el evento

más crítico (verano):

Pérdidas totales (MW) = 111.1 MW + 6.19 MW = 117.3 MW

65

Las pérdidas en porcentaje corresponden a:

( ) %5.9100*MW2000

MW117.3%Pérdidas ==

La regulación para el circuito con tres subconductores por polo es:

%3.7100*482

482500=

−=ξ

Para conocer la eficiencia del circuito se hace necesario calcular el valor de la resistencia

equivalente en Ohm/km. Este valor se obtiene del resultado del cálculo de la resistencia

equivalente de los cuatro subconductores por polo (Ec. 2) dividido por la longitud de la

línea:

R = 6.9 Ohm / 524 km = 0.0133 (Ohm/km)

La eficiencia del circuito es:

( )%97.3100*0.0133*1000482

482=

+=η

Teniendo en cuenta los resultados, se observa que el arreglo de cuatro subconductores

por polo con el conductor Bittern mejora el desempeño del circuito, en cuanto a regulación

y eficiencia se refiere, frente al arreglo de tres subconductores por polo con el conductor

Chukar, sin embargo, las pérdidas por efecto corona aumentan de manera importante con

el arreglo de cuatro subconductores por polo.

Puesto que el arreglo con el conductor Chukar requiere un subconductor menos (tres

subconductores por polo) en comparación con el arreglo de cuatro subconductores por

polo y presenta un buen desempeño, cumpliendo con los rangos establecidos para

eficiencia y regulación, se selecciona el conductor Chukar en el arreglo de tres

subconductores por polo para el circuito del presente estudio.

66

En la tabla 4 se presentan los resultados de todos los cálculos realizados y se comparan

los dos arreglos estudiados para el circuito de tres y cuatro subconductores por polo.

Tabla 4. Comparativo de las características y efectos electromagnéticos del circuito

Descripción Chukar Bittern

Número de subconductores por polo 3 4

Potencia de transmisión del circuito (MW) 2000 2000

Nivel de tensión polo a polo (kV) 500 500

Resistencia equivalente de cada subconductor(Ohm)

20.4 27.8

Resistencia equivalente del circuito (Ohm) 6.8 6.9

Resistencia equivalente del circuito (Ohm/km) 0.0130 0.0133

Corriente del circuito (A) 4000 4000

Corriente por subconductor (A) 1333 1000

Gradiente máximo superficial del conductor (kV/cm) 5.8 4.8

Gradiente superficial al inicio del efecto corona -Invierno (kV/cm)

17.75 17.62

Gradiente superficial al inicio del efecto corona -Verano (kV/cm)

14.79 14.68

Pérdidas por efecto corona – Invierno (kW/km) 2.73 6.34

Pérdidas por efecto corona – Verano (kW/km) 2.76 11.81

67

Pérdidas por efecto corona – Invierno (MW) 1.43 3.32

Pérdidas por efecto corona – Verano (MW) 1.45 6.19

Pérdidas por efecto Joule (MW) 109.0 111.1

Pérdidas totales del sistema (MW) 110.4 117.3

Porcentaje de pérdidas totales del sistema (%) 5.5 5.9

Radio interferencia - Invierno (dB) 28.6 26.7

Radio interferencia - Verano (dB) 33.1 31.1

Porcentaje de regulación (%) 4.6 3.7

Eficiencia (%) 96.5 97.3

3.1.1.1.5 Parámetros básicos de las estaciones conversoras

En las estaciones conversoras uno de los parámetros básicos es el número de puentes en

el rectificador e inversor. Para la línea de CC del presente estudio se define en cuatro

puentes para obtener un arreglo de tres cuadriválvulas19 por polo, las cuales están

compuestas por cuatro válvulas en una estructura de base aislada común.20

Se optó por el arreglo de cuadriválvulas, ya que éste es el más utilizado en niveles de

tensión altos (mayores de 250 kV) y proporciona la configuración de doce pulsos que

actualmente se utiliza en la mayoría de los conversores de potencia de CC. Además,

suministra una diferencia de fase de 30°, la cual es utilizada para cancelar los armónicos

19 Por cada dos puentes de seis válvulas cada uno, hay tres cuadriválvulas.20 A.J. MOLNAR. HVDC Seminar. HVDC system operating principles. General Electricc. Schenectady, New York. p. 29.

68

de corriente 5 y 7 en el lado de CA y el armónico 6 de voltaje en el lado de CC, y así

conseguir un ahorro significativo en filtros de armónicos.21

Otro de los parámetros básicos de las estaciones conversoras corresponde a la

impedancia del transformador del conversor que se define con base en otros estudios en

los que se tiene en cuenta los parámetros típicos para estos circuitos22. El valor de la

impedancia del transformador se presenta en la tabla 5 junto con la potencia en MVA y las

tensiones CC y lado válvula de cada estación. Los valores de estas tensiones se

obtuvieron de las corridas de los flujos de carga y se consideraron como parámetros, de

acuerdo al estudio citado.

Tabla 5. Parámetros de las estaciones conversoras

Estación San Carlos Sabanalarga

Número de puentes 4 4

Voltaje CC (kV) 510 500

Z transformador del conversor (%)

15 15

Potencia transformador del conversor (MVA)

450 450

Voltaje lado válvula (kV) 463 520

3.1.1.1.6 Selección de la cadena de aisladores

Con respecto a las cadenas de aisladores, éstas son aproximadamente un 30% más

largas frente a las de CA23, pero, como solamente se requieren dos, en el caso de un

bipolo, o una, en el caso de un monopolo, esto representa una ventaja para estos

21 WOODFORD DENNIS A. HVDC Transmission. Winnipeg, Canadá. 1998. p. 4.22 ZHOU XIAOQIAN. HUO JI’AN. SUN JIANJUN. TAO YU. LIU ZEHONG. GUNNAR FLISBERG. MATS LAGERK. VICTORLESCALE. ABHAY KUMAR. Design features of the Three Gorges – Changzou ±500 kV HVDC project. China. Sweden. 2000. p. 3.23 EITZMANN MURRAY. High Voltage Direct Current (HVDC). USA. p. 2.

69

sistemas, ya que en CA para un circuito sencillo se necesitan tres cadenas de aisladores,

por lo tanto la relación sería de 2.6:3 cadenas de aisladores para CC (bipolo) y CA

respectivamente.

El desempeño de un aislador se evalúa frecuentemente con respecto al Voltaje Crítico de

Disrupción (Critical Flashover Voltage - CFO) y al Voltaje Crítico de Resistencia (Critical

Withstand Voltage - CWS). El CFO se define como el promedio estadístico (probabilidad

del 50%) de un grupo de datos, usualmente 20 tensiones de disrupción sobre un aislador

específico. El análisis estadístico asume una distribución normal o Gaussiana.24

El CWS es calculado mediante la resta de tres veces la desviación estándar (σ) para un

grupo de datos partiendo del valor del CFO, como se muestra en la siguiente ecuación:

CWS = CFO - 3σ Ec. 16

A continuación se presenta un ejemplo típico para el cálculo del CFO que puede tomarse

para el caso de estudio, ya que maneja la tensión de ±500 kV. Este ejemplo tiene en

cuenta un aislador estándar cuyas características electromagnéticas, físicas y

atmosféricas se exponen a continuación:

- Tensión nominal: ±500 kV

- Resistividad: 689 Ohm * in

- Distancia de fuga: 2426 mm

- Dimensiones del aislador: 127 * 254 mm

- Resistividad del agua: 690 Ohm - cm

- Presión Barométrica: 98.85 kPa

70

- Precipitación: 0.025 mm/s

- Tiempo húmedo: 38.5%

- Tiempo seco: 34%

La tabla 6 presenta los resultados de las pruebas que se efectuaron a 19 aisladores con

las características anteriores y voltajes de disrupción variables25.

Tabla 6. Resultados de las pruebas a los aisladores tipo

Impulso crítico de disrupción Frecuencia

f

Impulso crítico de disrupción no

corregido kV

Impulso crítico de disrupción

corregido (X) kV

Porcentaje del impulso crítico de

disrupción acumulado

M fM fM 2̂

1 563 534 100 3.4 3.4 11.56

1 562 533 95 3.3 3.3 10.89

1 559 530 90 3.0 3.0 9.00

1 557 529 85 2.9 2.9 8.41

1 552 524 80 2.4 2.4 5.76

1 551 523 75 2.3 2.3 5.29

3 550 522 70 2.2 6.6 14.52

1 546 518 55 1.8 1.8 3.24

3 544 516 50 1.6 4.8 7.68

1 543 515 35 1.5 1.5 2.25

2 542 514 30 1.4 2.8 3.92

1 539 512 20 1.2 1.2 1.44

1 537 510 15 1.0 1.0 1.00

1 534 507 10 0.7 0.7 0.49

1 530 503 5 0.3 0.3 0.09

De la tabla:

Σf = 20 ΣfM = 38 (ΣfM) 2 = 1444 ΣfM2 = 85.54

24 HVDC Reference Book of the EPRI – HVDC the Dalles Project. USA. Line Insulators. p. 101.25 HVDC Reference Book of the EPRI – HVDC the Dalles Project. USA. Line Insulators. Appendix 8B. p. 134 - 135.

71

2

1

V

VXM

−= Ec. 17

Donde:

X: Impulso crítico de disrupción corregido (kV)

V1: Tensión nominal (500 kV)

V2: Rango de seguridad de V1 (10 kV)

La diferencia promedio (M ) se calcula aplicando la siguiente ecuación:

f

fMM

ΣΣ

= Ec. 18

Entonces, la diferencia promedio para este caso es:

1.920

38M ==

El promedio estadístico ( X ) del impulso crítico de disrupción se obtiene a partir de la

siguiente ecuación:

M*VVX 21 += Ec. 19

Aplicando la ecuación, el promedio estadístico es:

kV5191.9*10500X =+=

72

La desviación estándar (σ) se calcula teniendo en cuenta la ecuación 20:

( )

1f

f

fMfM

V

22

22

−Σ

ΣΣ−Σ

=σ Ec. 20

De este modo, la desviación estándar para el presente caso es:

70.2119

20

144485.54

1002 =

−

=σ

kV8.3870.21==σ

Con estos resultados es posible calcular el CWS, entonces:

Voltaje Crítico de Disrupción (CFO) = 519 kV

Desviación estándar (σ) = 8.38 kV

Aplicando la ecuación 16 se obtiene el valor de CWS:

CWS = 519 – (3 * 8.38)

CWS = 493.8 kV

Con los valores del CFO y CWS es posible conocer el número de aisladores que

componen la cadena de aisladores, mediante las curvas que dependen de las diferentes

condiciones atmosféricas y de la configuración del circuito. La siguiente gráfica, tomada

del HVDC Reference Book of the EPRI - HVDC The Dalles Project, muestra las curvas

para el aislador tipo VIII que se utilizaron para determinar a manera de ejemplo general el

número de aisladores.

73

1500

500

1000

0

0 5 10 15 20

Número de aisladores por cadena

CF

O e

n kV

Fuente: HVDC Reference Book of the EPRI – HVDC The Dalles Project

Figura 9. Curvas aislador tipo VIII

Donde:

Figuras de fondo blanco: Aisladores del polo positivo

Figuras de fondo negro: Aisladores del polo negativo

- Triángulos: Representan la curva para tiempo normal de lluvia con mínimo grado de

contaminación.

- Cuadros: Representan la curva para tiempo de lluvia continua con mínimo grado de

contaminación.

- Círculos: Representan la curva para tiempo de lluvia normal con un alto grado de

contaminación.

74

De acuerdo con la gráfica, si se considera la condición de tiempo normal de lluvia con

mínimo nivel de contaminación, el número de aisladores para un CFO de 519 kV es

aproximadamente 6. Para la condición de lluvia normal y alto grado de contaminación el

número de aisladores tiende a ser mayor que 7. Es importante anotar que para el nivel de

tensión utilizado en el presente estudio (±500 kV), la cadena de aisladores esta

compuesta típicamente por más de 18 aisladores26, pero como se utilizó la gráfica del

aislador tipo VIII, no se obtiene el número esperado. Aún así, queda clara la manera de

llegar al número de aisladores por cadena, que era el propósito del ejercicio anterior.

3.1.1.2 Sistema de corriente alterna

Ya que la línea de CA se considera igual al segundo circuito existente de San Carlos a

Sabanalarga, los parámetros que se utilizaron fueron los suministrados por ISA y la

UPME. Estos parámetros se presentan en la tabla 7.

Tabla 7. Parámetros de la línea de CA

ParámetroSan Carlos - Cerromatoso

Chinú - Cerromatoso

Chinú - Sabanalarga

Nivel de tensión (kV) 500 500 500

Capacidad (A) 1200 1200 1200

Conductor Flint Darien Darien

R1 (p.u) 0.0018 0.0011 0.0015

X1 (p.u) 0.0292 0.0173 0.028

B1/2 (p.u) 1.4654 0.8559 1.1996

R0 (p.u) 0.0183 0.0143 0.0196

X0 (p.u) 0.0659 0.046 0.0632

B0/2 (p.u) 0.8578 0.5051 0.695

Longitud 229 132 185

26 SANTANA ORTIZ JUAN MIGUEL. YAÑES RINCON HERMES. Prefactibilidad de la línea de transmisión en corriente continua eimplementación del cable de guarda con fibra óptica, con interconexión entre Colombia y Venezuela. Universidad de La Salle.

75

El análisis del comportamiento y operación del circuito de CCAT y el circuito de CA frente

al STN, se simuló bajo las condiciones de mayor exigencia de las redes, en los casos de

máxima generación hidráulica y térmica (invierno y verano respectivamente).

3.1.2 Simulaciones

3.1.2.1 Flujos de Carga

El PSAF (Power Systems Analysis Framework) o Estructura de Análisis de Sistemas de

Potencia es el programa en el que se llevaron a cabo las simulaciones de los flujos de

carga para los diferentes casos. Este programa ofrece dos métodos para la solución de

los flujos de carga, estos son el método de Gauss – Seidel y el método de Newton

Raphson Desacoplado Rápido. El primer método normalmente requiere de más

iteraciones para converger, por esto el método que más se aplica es el Desacoplado

Rápido, en el cual las máquinas se pueden condicionar con límites de operación.

Para la simulación de la línea de CCAT, el programa requiere de cuatro datos básicos:

- Resistencia de la línea de corriente continua (Ohm)

- Número de puentes del rectificador

- Número de puentes del inversor

- Reactancia del transformador del conversor

Bogotá. 1999. p. 264 - 274.

76

La representación del sistema que se trabajó en el PSAF para las simulaciones del

circuito de CC corresponde al esquema que se muestra en la figura 10.

SAB5SAB5CC

Inversor

SAC5 SAC5CC

Rectificador

Línea CC.

Sistema Interior

Sistema Costa

Figura 10. Esquema del circuito de CC en el PSAF.

En donde:

- SAC5: Subestación San Carlos - Nodo existente (500kV).

- SAC5CC: Nodo adicional en el que se conecta la estación conversora del circuito

de CC - rectificador (500kV).

- SAB5CC: Nodo adicional en el que se conecta la estación conversora del circuito

de CC - inversor (500kV).

- SAB5: Subestación Sabanalarga – Nodo existente (500kV).

El flujo de potencia en la línea de CC inicialmente se toma en dirección San Carlos -

Sabanalarga (Interior - Costa), con el atributo de invertirse, es decir, en sentido

Sabanalarga - San Carlos (Costa - Interior), ya que esta línea permite el ajuste para un

flujo de potencia bidireccional.

La inversión en el sentido del flujo de potencia es de gran utilidad en los casos de verano,

ya que el potencial de generación térmica se encuentra concentrado en la Costa Atlántica,

la cual exportará la mayor parte de la energía al sistema del Interior, en donde la inversión

77

del flujo de potencia de la línea de CC, se constituye en una solución para el suministro de

esta energía y también ayuda a eliminar algunas restricciones que se presentan por la

operación de esta línea con el flujo de potencia en el sentido inicial.

Con base en estas corridas de flujos de carga se evaluaron restricciones y pérdidas para

el período 2005 - 2010.

3.1.2.2 Confiabilidad

El modelo REAL (Reliability Analysis of Electric Power System) o Análisis de Confiabilidad

de Sistemas Eléctricos de Potencia, es un programa para analizar la confiabilidad de la

generación y de la transmisión de grandes sistemas de potencia.

Para realizar las corridas de confiabilidad en este programa, primero se debe correr el

flujo de carga, el cual utiliza el método de Newton Raphson. Ya que este programa no

incluye la simulación de circuitos de CC como el PSAF, se optó por montar un nuevo

circuito en CA de San Carlos a Sabanalarga, buscando con anterioridad que este circuito

presentara un comportamiento similar al que expuso la línea de CC en las corridas del

PSAF. De esta manera, se variaron los valores de la resistencia, la reactancia y la

susceptancia de la nueva línea hasta obtener valores aproximados a los de la línea de CC

en las pérdidas, flujo de potencia y tensiones respectivamente.

Se evaluaron el valor esperado de la energía no suministrada (EENS), el valor esperado

de la potencia no suministrada (EPNS) y el valor esperado de racionamiento de potencia

(VERP).

78

3.1.2.3 Resultados

Los resultados del desempeño del STN para las dos alternativas se presentan en el

análisis económico para el desarrollo del estudio de beneficios por ahorro de energía en

generaciones de seguridad, pérdidas y aumento en la confiabilidad del sistema, teniendo

en cuenta el caso base (sin circuitos nuevos), el circuito de CC (alternativa 1) y el circuito

de CA (alternativa 2).

Estos resultados muestran que se cumple con el criterio de calidad definido por la

resolución CREG 025 de 1995 en lo referente a la operación normal en el nivel de tensión

de 500 kV, el cual no debe ser inferior al 90% del valor nominal, ni superior al 105%.

En el anexo E se presentan todos los resultados que arrojan las simulaciones realizadas

en los programas especializados: flujos de carga, confiabilidad, pérdidas, generaciones

de seguridad, etc.

79

3.2 ANÁLISIS ECONÓMICO

El análisis económico comprende la determinación de los costos y beneficios a partir de

los análisis técnicos de cada alternativa. Los parámetros de evaluación se presentan a

continuación:

- La anualización de la inversión se realiza a 25 años.

- La tasa de descuento fija se toma del 9%.

- La tasa representativa del mercado (TRM) para el mes de diciembre del año 2000 es

de $2229.1827 por un dólar de los Estados Unidos de América.

- El análisis se lleva a cabo en dólares constantes del año 2000.

3.2.1 Determinación de los costos

Se consideraron los costos de inversión, administración, operación y mantenimiento

(AOM), que son requeridos por los circuitos de CC y CA propuestos.

La inversión para el circuito de CA, se basa en los costos unitarios de las unidades

constructivas que fueron reglamentados en la resolución CREG 026 de 1999. Su cálculo

y los valores utilizados para las líneas de transmisión y las subestaciones se presentan en

el anexo F.

El mantenimiento de los sistemas de CCAT es semejante al de los sistemas de CA a alta

tensión. El equipo de alta tensión en las estaciones conversoras es comparable al equipo

correspondiente en las subestaciones de CA y el mantenimiento puede considerarse de la

27 Fuente: Banco de la República

80

misma manera. 28 Teniendo en cuenta lo anterior, para estimar los valores de AOM se

tomó el porcentaje del valor de los activos de acuerdo con lo establecido en la resolución

CREG 004 de 1999. Inicialmente se calculó para el circuito de CA, se obtuvo un

porcentaje de los activos en zonas con y sin contaminación salina y este fue aplicado al

circuito de CC. Los cálculos y valores utilizados se presentan en el anexo G.

Los elementos de la estación conversora a los cuales se les realiza mantenimiento son:

los filtros de CA y CC, los reactores allanadores, los bornes pasamuros, el equipo de

refrigeración de las válvulas y las válvulas de tiristores29.

Para el circuito de CCAT el costo de las estaciones conversoras incluye los costos de

instalación. La tabla 8 presenta los costos “llave en mano” en dólares de 1996 de las dos

estaciones conversoras (rectificador – inversor), los cuales toman como parámetro base el

nivel de tensión del circuito de CC.

Tabla 8. Costos “llave en mano” estaciones conversoras

Nivel de tensiónCosto estimado

(MUS$ - 1996)

± 250 43.3

±350 145.0

±500 158.7

Fuente: Oak Ridge National Laboratory

El costo de la línea se obtuvo aplicando el criterio definido en el estudio del Oak Ridge

National Laboratory30, el cual considera que el costo de una línea de CCAT puede ser del

80% al 100% del costo de una línea de CA, cuya tensión nominal de línea sea igual a la

tensión nominal de polo a tierra de la línea de CC, teniendo en cuenta la distancia de

equilibrio (a partir de 500 km). Este criterio aplica al presente caso de estudio, pues la

tensión nominal de la línea de CA (500 kV) es igual a la tensión nominal de polo a tierra

28 R. RUDERVALL. J.P. CHARPENTIER. R SHARMA. High Voltage Direct Current (HVDC) Transmission Systems. Energy Week2000. Washington, D.C. USA. March 7 – 8. 2000. p. 5.29 Ibid.

81

de la línea de CCAT (500 kV). Ya que el circuito definido en el análisis técnico

corresponde a un sistema bipolar de tres conductores por polo, se toma el 90% del costo

de la línea de CA calculado en el anexo F (Costo unidades constructivas línea de CA) que

corresponde a 120.01 MUS$ de 1997, como sigue:

Costo línea de CC = 120.01 (MUS$) * 0.9 = 108 MUS$

Para obtener los costos de las estaciones conversoras y de la línea de CC en dólares de

2000, se requiere conocer la inflación de los Estados Unidos desde el año 1996 hasta el

2000. Esta se presenta en la tabla 9.

Tabla 9. Inflación en Estados Unidos

Inflación 1996/97 2.3%

Inflación 1997/98 1.6%

Inflación 1998/99 2.2%

Inflación 1999/00 2.5%

Fuente: World Economic Outlook. FMI.

El costo de las estaciones conversoras y la línea en dólares de 2000 se estima como se

indica a continuación:

Costo estaciones = 158.7 (MUS$ de 96) * [1+(2.3/100)+(1.6/100)+(2.2/100)+(2.5/100)]

Costo estaciones = 172.39 MUS$ de 2000

Costo línea CC = 108 (MUS$ de 97) * [1+(1.6/100)+(2.2/100)+(2.5/100)]

Costo línea CC = 114.82 MUS$ de 2000

30 R.L. HAUTH. P.J. TATRO. B.D. RAILING. B.K. JOHNSON. J.R. STEWART. J.L. FINK. HVDC Power Transmission TechnologyAssesment Report ORNL/Sub/95-SR893/1. Oak Ridge National Laboratory. April 1997.

82

Para obtener el costo total del circuito de CCAT se realiza la sumatoria de los costos de

las estaciones conversoras y de la línea de transmisión, que corresponde a 287.21 MUS$

de 2000.

Finalmente, la inversión requerida para cada alternativa se presenta en la tabla 10.

Tabla 10. Costo de inversión por proyecto

ProyectoCosto de inversión (MUS$ Dic - 2000)

Línea CA 296.37

Línea CC 287.21

En la tabla 10 se observa que el costo de inversión para cada proyecto no representa un

parámetro decisivo, puesto que la diferencia de estos costos entre las dos alternativas es

muy pequeña (aproximadamente 3%). De acuerdo a lo anterior y siguiendo con los

lineamientos del presente trabajo, se hace necesario determinar los beneficios que ofrece

cada alternativa para evaluar la rentabilidad de cada proyecto mediante la relación

Beneficio/Costo.

3.2.2 Determinación de los beneficios

La diferencia entre los resultados que se obtuvieron en los análisis técnicos de cada

circuito con respecto al caso base, en restricciones, pérdidas y valor esperado de energía

no suministrada (EENS), corresponde al beneficio de cada proyecto.

Tanto los beneficios como los costos se consideraron solamente en el período 2005 –

2010 para evitar la mayor incertidumbre asociada a los resultados en períodos posteriores

al año 2010. Esta incertidumbre esta relacionada con la entrada de nuevos proyectos de

generación, comportamiento de la demanda, etc.

83

Los beneficios cuantificados en la presente evaluación fueron el ahorro por reducción en

generaciones de seguridad (restricciones), el aumento en la confiabilidad y la reducción

de las pérdidas en el sistema.

3.2.2.1 Beneficios por reducción de restricciones

A partir de los análisis técnicos del proyecto, se obtuvo la evolución en la reducción de

restricciones. El resultado se presenta en el cuadro 2, considerando los períodos de

demanda máxima, media y mínima, para tener en cuenta el comportamiento de la curva

de carga.

Cuadro 2. Reducción en las restricciones

Circuito CC Circuito CA

Demanda máx. (MW)

Demanda med. (MW)

Demanda mín. (MW)

Demanda máx. (MW)

Demanda med. (MW)

Demanda mín. (MW)

Invierno 2005 0 0 0 0 0 0

Verano 2005 34 21 12 40 25 14

Invierno 2006 47 30 16 47 30 16

Verano 2006 82 52 28 61 38 21

Invierno 2007 94 59 32 95 60 32

Verano 2007 130 82 44 81 51 28

Invierno 2008 141 89 48 142 90 48

Verano 2008 178 112 61 102 64 35

Invierno 2009 188 118 64 190 119 64

Verano 2009 226 142 77 122 77 42

Invierno 2010 235 148 80 237 149 81

Verano 2010 274 173 93 143 90 49

Año

Como se mencionó anteriormente, estos resultados corresponden el delta entre cada

alternativa con respecto al caso base, de lo cual se obtiene el ahorro en las generaciones

de seguridad.

84

Para cuantificar este ahorro, se utilizó el precio histórico promedio de bolsa y los recursos

de la costa y del interior31, los cuales se presentan en la tabla 11.

Tabla 11. Precios históricos de bolsa y de oferta

Item Promedio ($/MWh)

Precio Bolsa 46,298

Oferta Costa 82,287

Oferta Interior 58,973

Fuente: UPME. Plan de Expansión de Referencia

Generación – Transmisión. 2000 – 2015 (Versión preliminar).

La energía que se ahorra en cada año, se estima a partir de la reducción en las

restricciones, teniendo en cuenta los períodos de demanda máxima (D.máx), media

(D.med) y mínima (D.mín) que corresponden a 6, 13 y 5 horas/día, respectivamente, y los

días de invierno (214 días/año) y verano (151 días /año) de acuerdo al caso.

Por ejemplo, para un caso de invierno, en demanda máxima, la energía se estima así:

E (MWh/año) = Reducción restricciones (MW) * D.máx (horas/día) * Días de invierno (días/año)

La energía total se obtiene realizando la sumatoria de la energía en las tres demandas

(cuadro 3).

Esta energía se valora considerando el precio histórico promedio de bolsa y los recursos

de la costa y del interior según el caso, así como la TRM a diciembre de 2000 para

obtener todos los valores en dólares.

Retomando el caso del ejemplo, el beneficio se cuantifica de la siguiente manera:

Ya que en invierno las restricciones se hacen más significativas en la costa, se realiza la

diferencia entre la oferta de la costa (O. Costa) y el precio de bolsa (P. Bolsa), que para

este caso corresponde a 35,989 $/MWh, así, el beneficio para el caso de invierno es:

31 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión. 2000 -

85

Beneficio (US$/año) = [E (MWh/año) * (O. Costa – P. Bolsa) ($/MWh)] / TRM ($/US$)

El beneficio anual resulta de la sumatoria de los beneficios en invierno y verano de cada

año (cuadro 3).

La valoración de los beneficios por reducción en restricciones para todos los casos, se

expone en el cuadro 3.

Cuadro 3. Beneficio por reducción en las restricciones

Circuito CC Circuito CAEnergía (MWh/a)

Beneficio (US$)

Beneficio anual (US$)

Energía (MWh/a)

Beneficio (US$)

Beneficio anual (US$)

Invierno 2005 0 0 0 0Verano 2005 81,579 463,855 95,976 545,712

Invierno 2006 159,822 2,580,240 161,182 2,602,200Verano 2006 196,750 1,118,710 145,403 826,754

Invierno 2007 319,643 5,160,481 322,364 5,204,400Verano 2007 311,921 1,773,565 194,830 1,107,796

Invierno 2008 479,465 7,740,721 483,545 7,806,600Verano 2008 427,091 2,428,419 244,258 1,388,838

Invierno 2009 639,286 10,320,962 644,727 10,408,800Verano 2009 542,262 3,083,274 293,685 1,669,879

Invierno 2010 799,108 12,901,202 805,909 13,010,999Verano 2010 657,433 3,738,129 343,113 1,950,921

545,712

3,428,954

6,312,196

9,195,437

12,078,679

Año

13,404,236

16,639,331 14,961,921

463,855

3,698,950

6,934,045

10,169,140

Los beneficios totales para las dos alternativas en estudio, muestran que a medida que

avanzan los años, los beneficios por reducción en restricciones son mayores para el

circuito de CCAT, lo cual indica que este circuito presenta un mejor desempeño en su

operación frente a los beneficios que ofrece el circuito de CA.

2015 (Versión preliminar). p. 36.

86

3.2.2.2 Beneficios por aumento de la confiabilidad

Para determinar los beneficios por aumento en la confiabilidad se calculó la disminución

en el valor esperado de energía racionada para cada alternativa y por año, este resultado

se presenta en la tabla 12.

Tabla 12. Reducción en el EENS (MWh/año)

Año Circuito CC Circuito CA

Invierno 2005 15,847 15,023

Verano 2005 161,433 15,305

Invierno 2006 16,009 15,374

Verano 2006 176,097 51,906

Invierno 2007 16,171 15,725

Verano 2007 190,761 88,507

Invierno 2008 16,333 16,075

Verano 2008 205,425 125,107

Invierno 2009 16,495 16,426

Verano 2009 220,089 161,708

Invierno 2010 16,657 16,777

Verano 2010 234,753 198,309

Al entrar en operación cualquiera de las dos alternativas, se presenta una reducción en el

valor esperado de la energía no suministrada (EENS), comportamiento esperado ya que

al ingresar un nuevo proyecto, lo que se busca es disminuir los problemas existentes en el

STN. También es evidente la diferencia en los resultados entre los dos proyectos, ya que

el circuito de CCAT en todos los casos – excepto en invierno de 2010 – expone un delta

mayor entre el caso base y el caso con el circuito de CC, con respecto al delta del caso

base y el circuito de CA.

87

El EENS se valora con el costo incremental de racionamiento de energía. La curva de

costos de racionamiento32 esta formada por los cuatro escalones que se presentan en la

tabla 13.

Tabla 13. Costos de racionamiento (valores de julio del 2000)

EscalónRango (% de la

demanda)Costo de racionamiento

($/kWh)

CRO1 0 a 1.5 363.9

CRO2 1.5 a 5 659.7

CRO3 5 a 90 1156.9

CRO4 90 a 100 2291.0

Fuente: UPME. Plan de Expansión de Referencia

Generación – Transmisión. 2000 – 2015 (Versión preliminar).

El rango (% de la demanda) corresponde al VERP en porcentaje, que se obtiene al dividir

el EENS entre la demanda del año correspondiente. Los resultados se presentan en la

tabla 14.

Tabla 14. Valor esperado de racionamiento de potencia – VERP (%)

Año Circuito CC Circuito CA

Invierno 2005 0.015% 0.016%

Verano 2005 0.082% 0.689%

Invierno 2006 0.070% 0.074%

Verano 2006 0.145% 0.607%

Invierno 2007 0.125% 0.131%

Verano 2007 0.209% 0.526%

Invierno 2008 0.179% 0.189%

Verano 2008 0.272% 0.444%

Invierno 2009 0.234% 0.246%

Verano 2009 0.336% 0.362%

Invierno 2010 0.289% 0.304%

Verano 2010 0.400% 0.281%

32 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Op. cit., p. 8.

88

Los resultados del desempeño del sistema para las dos alternativas, muestran que se

cumple el criterio de confiabilidad definido por el marco regulatorio, que consiste en que el

valor esperado de racionamiento de potencia (VERP) en cada uno de los nodos donde

existe demanda, sea inferior al 1% medido en el nivel de 220 kV, por lo tanto, en todos los

casos el VERP se encuentra en el primer escalón de la curva de costos de racionamiento.

Las barras que presentaron mayor sensibilidad pertenecen a la zona de Bogotá, entre las

cuales se destacan San Mateo, Tunal y Circo.

El costo de racionamiento a tener en cuenta en los cálculos - 363,900 $/MWh, valor a julio

de 2000 -, debe referirse a $/MWh de diciembre de 2000, teniendo en cuenta la inflación

doméstica desde julio hasta diciembre en este año.

Tabla 15. Inflación doméstica (Julio - diciembre de 2000)

Julio -0.03%

Agosto 0.32%

Septiembre 0.43%

Octubre 0.15%

Noviembre 0.32%

Diciembre 0.47%

Fuente: DANE

Por lo tanto:

Valor a Dic - 2000 = 363,900 ($/MWh) * [1 + (-0.03/100) + (0.32/100) + (0.43/100) + (0.15/100) +

(0.32/100) + (0.47/100)]

Valor a Dic - 2000 = 369,893 ($/MWh)

La energía ahorrada se calcula a partir de la reducción en el EENS, teniendo en cuenta el

factor de carga (0.63)33, los días de invierno o verano según el caso y los días completos

del año.

33 Factor de carga: Relación entre la demanda promedio y la demanda pico. Fuente: Unidad de Planeación Minero Energética –UPME.

89

Continuando con el ejemplo, la energía real se estima teniendo en cuenta el factor de

carga, así:

E real (MWh/año) = Reducción EENS (MWh/año) * 0.63

Ahora se obtiene la energía para el caso de invierno:

E (MWh/año) = [E real (MWh/año) * días invierno(días/año)] / 365 (días/año)

La energía anual resulta de la sumatoria de la energía en invierno y verano de cada año.

Esta energía se valora empleando el costo de racionamiento, 369,893 $/MWh - valor a

diciembre de 2000 - y teniendo en cuenta la TRM a diciembre de 2000. El beneficio por

aumento de la confiabilidad es:

Beneficio (US$/año) = [E (MWh/año) * Costo de racionamiento ($/MWh)] / TRM ($/US$)

Los beneficios por aumento de la confiabilidad en todos los casos y para las dos

alternativas se presentan en el cuadro 4.

Cuadro 4. Beneficio por aumento de la confiabilidad

Circuito CC Circuito CA

Energía (MW h/a)

Total (MW h/a)

Beneficio (US$)

Energía (MW h/a)

Total (MW h/a)

Beneficio (US$)

Invierno 2005 5,853 5,549

Verano 2005 42,074 3,989

Invierno 2006 5,913 5,679Verano 2006 45,896 13,528

Invierno 2007 5,973 5,808

Verano 2007 49,718 23,067

Invierno 2008 6,033 5,938Verano 2008 53,540 32,607

Invierno 2009 6,093 6,067Verano 2009 57,362 42,146

Invierno 2010 6,152 6,197

Verano 2010 61,184 51,685

8,000,166

51,809 8,596,868 19,207

11,173,280

47,928

55,691

67,336

7,952,772

9,240,972

59,573

63,455

9,885,075

10,529,178

Año

57,882 9,604,572

9,538 1,582,672

28,876 4,791,414

38,545

48,213

3,187,038

6,395,790

90

3.2.2.3 Beneficios por reducción de pérdidas

Empleando los flujos de carga se determinó la diferencia en el nivel de pérdidas del

sistema en las dos alternativas respecto al caso base, los resultados se presentan en la

tabla 16.

La energía ahorrada para cada año, se estima a partir de la reducción en las pérdidas,

teniendo en cuenta el factor de pérdidas (47%)34, las horas del día y los días

correspondientes a cada evento (invierno – verano).

Tabla 16. Reducción en las pérdidas (MW)

Año Circuito CC Circuito CAInvierno 2005 59 29Verano 2005 116 37

Invierno 2006 47 23Verano 2006 125 50Invierno 2007 36 17Verano 2007 133 63Invierno 2008 24 12Verano 2008 142 76Invierno 2009 13 6Verano 2009 150 89Invierno 2010 1.5 0.5Verano 2010 158 102

Siguiendo con el caso de invierno, la energía ahorrada se calcula de la siguiente manera:

E (MWh/año) = Reducción pérdidas (MW) * Factor de pérdidas * 24 (horas/día) * Días invierno

(días/año)

34 Fuente: UPME.

91

Esta energía se valora con el costo incremental promedio de largo plazo (CIPLP) que

corresponde a 35 US$/MWh35. Por lo tanto, el beneficio por reducción en las pérdidas en

invierno, es:

Beneficio (US$/año) = E (MWh/año) * CIPLP (US$/MWh)

El beneficio anual se obtiene de la sumatoria de los beneficios en invierno y verano de

cada año.

En el cuadro 5 se presentan los beneficios anuales por la reducción de las pérdidas en

dólares de 2000.

Cuadro 5. Beneficio por reducción en las pérdidas

Circuito CC Circuito CAEnergía (MWh/a)

Beneficio (US$)

Beneficio anual (US$)

Energía (MWh/a)

Beneficio (US$)

Beneficio anual (US$)

Invierno 2005 140,598 4,920,914 68,932 2,412,624Verano 2005 196,603 6,881,110 63,425 2,219,885

Invierno 2006 113,121 3,959,221 55,409 1,939,330

Verano 2006 210,865 7,380,273 85,351 2,987,282

Invierno 2007 85,740 3,000,885 41,887 1,466,036

Verano 2007 225,144 7,880,028 107,283 3,754,915

Invierno 2008 58,359 2,042,549 28,364 992,742Verano 2008 239,422 8,379,784 129,202 4,522,075

Invierno 2009 30,977 1,084,212 14,841 519,448

Verano 2009 253,701 8,879,539 151,141 5,289,946

Invierno 2010 3,549 124,198 1,319 46,155

Verano 2010 268,031 9,381,071 173,070 6,057,4619,505,268

11,802,024

10,880,913

11,339,494

10,422,332

9,963,751

Año

6,103,616

5,220,952

4,632,509

4,926,612

5,514,818

5,809,394

El beneficio que se logra por reducción de pérdidas con el circuito de CCAT, por lo menos

en la mitad de los casos, es aproximadamente más de dos veces el beneficio que se

obtiene con el circuito de CA, en la otra mitad, el beneficio no alcanza a ser el doble, sin

embargo, se mantiene mayor para el circuito de CCAT.

35 Ibid.

92

3.2.3 Relación beneficio - costo

Con base en las consideraciones y análisis anteriores, en el cuadro 6 se presentan las

anualidades de los beneficios y los costos de la evaluación económica para las dos

alternativas.

Cuadro 6. Anualidades beneficios - costos (MUS$)

C ircuito CC

Beneficios 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Restricciones 0.46 3.70 6.93 10.17 13.40 16.64

Confiabilidad 7.95 8.60 9.24 9.89 10.53 11.17

Pérdidas 11.80 11.34 10.88 10.42 9.96 9.51

Total 20.22 23.64 27.06 30.48 33.90 37.32

Costos

Inversión 29.24 29.24 29.24 29.24 29.24 29.24

AOM 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92 0.92

Total 30.16 30.16 30.16 30.16 30.16 30.16

C ircuito CA

Beneficios 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Restricciones 0.55 3.43 6.31 9.20 12.08 14.96

Confiabilidad 1.58 3.19 4.79 6.40 8.00 9.60

Pérdidas 4.63 4.93 5.22 5.51 5.81 6.10

Total 6.76 11.54 16.32 21.11 25.89 30.67

Costos

Inversión 30.17 30.17 30.17 30.17 30.17 30.17

AOM 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95

Total 31.12 31.12 31.12 31.12 31.12 31.12

En la tabla 17 se presenta el valor presente de los beneficios y los costos, así como la

relación beneficio – costo (B/C) para cada alternativa.

93

Tabla 17. Relación beneficio - costo

Beneficios / Costos (MUS$) Circuito CC Circuito CA

Beneficios por restricciones 34.73 31.55

Beneficios por pérdidas 48.30 23.75

Beneficios por confiabilidad 42.18 23.29

Beneficio total 125.21 78.59

Costo de inversión 135.28 139.59

Relación B/C (%) 0.93 0.56

Durante todo el desarrollo del estudio es evidente que la alternativa de CCAT presenta

beneficios más significativos frente al circuito de CA, comportamiento que se ve reflejado

en la relación beneficio - costo, ya que también de una manera no tan importante pero

igual de incidente, el costo de inversión para este proyecto es menor que para la

alternativa de CA.

De acuerdo con la relación beneficio - costo estimada, se demuestra que el circuito de

CCAT es una buena alternativa frente al tercer circuito en CA planteado inicialmente por

la UPME36, dependiendo posteriormente de los requerimientos del sistema, ya que por

problemáticas regionales, el circuito de CCAT no representaría la solución más adecuada.

Actualmente, la UPME en el Plan de expansión de referencia generación – transmisión

2000 – 2015, considera un tercer circuito de la Costa Norte al Interior del país pasando

por el oriente, para resolver los problemas de mayor impacto en el Sistema de

Transmisión Nacional, tales como los límites de transferencia de potencia entre el Interior

y la Costa, los límites de importación en el área de Bogotá y los bajos niveles de tensión

en Nordeste y Bogotá. Problemas que redundan en altos sobrecostos por generaciones

de seguridad.

La alternativa planteada contempla un tercer circuito a 500 kV por el corredor oriental

entre la Costa y el Interior, que iniciaría en el área de Bolívar, pasaría por las áreas de

Guajira, Cesar, Magdalena y Nordeste y terminaría en el centro del país. Para la

problemática del área de Bogotá se propuso la adición al sistema de una línea de 500 kV

94

que inicia en el centro del país y finaliza en el norte del área de Bogotá. Con esta

propuesta se logra aumentar el límite de transferencia entre esta área y el centro del

país.37

En la figura 11 se presenta el diagrama con la descripción de la nueva alternativa

propuesta por la UPME.

Ocaña 500 kV

Bacatá 500 kV

Primavera 500 kV

Copey 500 kV

Ternera230 kV

Bacatá 230 kV

Subestación nueva a 500 kV

Subestación existente

Subestación nueva a 230 kV

Línea existente

Línea nueva a 500 kV

Línea nueva a230 kV

COSTA 500 kV

BOGOTÁ 500 kV

Cartagena 230 kV

Sabanalarga 500 kV

Chinú 500 kV

Cerromatoso 500 kV

San Carlos 500 kV

Bolívar 500 kV

Noroeste 230 kV Torca 230 kV

Fuente: UPME. Plan de Expansión de Referencia

Generación – Transmisión. 2000 - 2015.

Figura 11. Alternativa propuesta por la UPME en el Plan de Expansión 2000 - 2015

36 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión. 1998 -2010. p. 108.

95

3.2.4 Valoración alterna

Se realizó un ejercicio adicional con el objetivo de establecer un criterio de decisión más

amplio que un valor único para la relación Beneficio / Costo. Este consistió en determinar

la curva de probabilidad acumulada de la relación Beneficio / Costo para diferentes

condiciones de precio de bolsa frente a las ofertas en el Interior y en la Costa. Para la

evaluación según este criterio se consideraron los precios históricos mínimos, medios y

máximos de la bolsa y las ofertas diferenciadas entre las de la costa y las del interior que

se presentaron en la tabla 11.

En la figura 12 se muestra que para las dos alternativas la probabilidad de que la relación

Beneficio / Costo sea mayor que uno disminuye a medida que se aumenta el costo de la

inversión.

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0.0 0.5 1.0 1.5

Relación Beneficio/Costo

Pro

bab

ilid

ad

Costo inversión CC 1.2 Veces costo inversión CC

1.5 Veces costo inversión CC Costo inversión CA

1.2 Veces costo inversión CA 1.5 Veces costo inversión CA

Figura 12. Relación Beneficio / Costo

37 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA – UPME. Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión. 2000 –

96

Si se tienen en cuenta las curvas de los costos de inversión para cada una de las

alternativas, se puede observar que se encuentran más distantes en el proyecto de

CCAT, debido principalmente a la diferencia significativa por ahorro en pérdidas y

aumento de la confiabilidad, beneficios que representan la mayor ventaja para el circuito

de CCAT frente al circuito de CA.

También de la gráfica se puede observar que para la alternativa de CCAT existe una

probabilidad del 40% de que la relación beneficio - costo sea superior a la unidad,

teniendo en cuenta el costo de la inversión que se estimó en el presente estudio (287.21

MUS$); aún, cuando se considera 1.2 veces éste costo (344.65 MUS$), la probabilidad de

permanecer por encima de 1 es del 7%; comportamiento que no presenta el circuito de

CA, ya que si se considera el costo de inversión calculado (296.37 MUS$), la relación

beneficio - costo se mantiene alejada de la unidad, por consiguiente al aumentar en 1.2 o

1.5 veces el costo de la inversión, la relación beneficio - costo toma valores cada vez más

pequeños.

3.3. CONSIDERACIONES AMBIENTALES

La gestión ambiental es el conjunto de acciones necesarias para la prevención, mitigación

y compensación de los impactos ambientales negativos y para la potencialización de los

impactos positivos. Se consideran todas las acciones necesarias para realizar una

adecuada inserción de los proyectos eléctricos al medio natural y al medio humano de las

localidades y regiones donde estos se realizan y se desarrolla en el marco de las políticas

de la empresa y de las disposiciones legales.

2015. p. 20 – 21.

97

Los proyectos eléctricos se pueden tipificar desde el punto de vista ambiental de manera

muy general como proyectos lineales y proyectos concentrados, los cuales en su orden

corresponden a las líneas de transmisión y a las centrales de generación.

Los planes de manejo ambiental (PMA) constituyen el principal instrumento para la

gestión ambiental, en la medida en que ellos reúnen el conjunto de criterios, acciones y

programas necesarios para prevenir, mitigar y compensar los impactos negativos y

magnificar efectos positivos que ocasionan las actividades.38

La construcción de cualquier línea de transmisión genera efectos negativos sobre el

ambiente, sin embargo, los análisis de riesgo39, los planes de manejo y las restauraciones

ambientales, permiten considerar que la alternativa del circuito de CC a ± 500 kV

disminuye el impacto ambiental en el ecosistema, ya que con este circuito se reduce el

área de las servidumbres y la utilización de dos polos genera menores efectos

electromagnéticos, además, ofrece una mejor percepción del paisaje frente a los tres o

seis conductores de un circuito de CA y sus torres. Por lo tanto, desde el punto de vista

ambiental el circuito de CC es la mejor opción.

38 MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE – MMA. Guía ambiental para proyectos de transmisión de Energía Eléctrica. Bogotá. 1999.39 MINISTERIO DEL MEDIO AMBIENTE – MMA. Decreto 1753 del 3 de agosto de 1994. Licencias ambientales. Bogotá. 1995. p.19.

98

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 CONCLUSIONES

De acuerdo con los análisis desarrollados, el circuito de corriente continua se

constituye en una alternativa interesante dentro de los refuerzos del Sistema de

Transmisión Nacional desde el punto de vista técnico, ya que cumpliendo con los

criterios de planeamiento y operación en cuanto a calidad y confiabilidad se refiere la

resolución CREG 025 de 1995, éste reduce significativamente las generaciones de

seguridad, las pérdidas y aumenta la confiabilidad del sistema, comportamiento que se

traduce en mayores beneficios económicos y ahorros importantes de energía.

Sin embargo, la flexibilidad de los sistemas de corriente continua limita su aplicación,

ya que para que sean considerados económicamente, la línea de transmisión debe

manejar una distancia igual o superior a 500 km entre subestaciones (distancia de

equilibrio), condición que para la nueva propuesta específica de la UPME, de un

circuito por el oriente del país, aún no permite considerar un sistema de corriente

continua, debido básicamente a las distancias que maneja entre subestaciones.

Aunque actualmente se están desarrollando dispositivos que permiten disminuir la

distancia de equilibrio, éstos todavía son objeto de estudio, evaluación y prueba en el

mundo.

Aún así, desde el punto de vista económico, aunque el costo de inversión no

representa un parámetro decisivo, debido a la mínima diferencia que resulta entre las

dos alternativas (aproximadamente 3%), la valoración de los beneficios se constituye

en el factor determinante que permite concluir la conveniencia del circuito de corriente

continua frente a la alternativa de corriente alterna, ya que éstos son mayores en un

99

59% para el circuito de corriente continua. Esta diferencia tan pronunciada de los

beneficios entre las dos alternativas se obtuvo por el comportamiento del sistema en la

reducción de pérdidas y el aumento de la confiabilidad principalmente, pues las

restricciones exponen valores parecidos, ya que las dos alternativas representan la

entrada de un nuevo circuito al STN con la misma ruta, lo que permite prever un

comportamiento similar de las restricciones en ambas situaciones. La valoración

alterna confirma que el circuito de corriente continua representa una buena alternativa

desde el punto de vista económico, ya que tomando el costo de la inversión, la

probabilidad que la relación Beneficio/Costo este por encima de uno es del 40%,

mientras que para el circuito de corriente alterna, la probabilidad es nula.

Así mismo, desde el punto de vista ambiental, pues en las líneas de corriente continua

se reduce el área de las servidumbres, se requiere menor número de conductores, las

torres son mecánicamente más sencillas y más livianas frente a las de corriente

alterna, por lo tanto, el circuito de corriente continua presenta una alternativa que

permite disminuir los impactos negativos sobre el medio ambiente.

De acuerdo a todo lo anterior, puede concluirse que los resultados del trabajo

satisfacen los objetivos propuestos, ya que el circuito de corriente continua

efectivamente representa un refuerzo importante para el Sistema de Transmisión

Nacional y la comparación técnica y económica con la alternativa del circuito de

corriente alterna confirma los resultados.

4.2 RECOMENDACIONES

Se recomienda que en los estudios de proyectos para el planeamiento de los sistemas

de transmisión, se consideren las redes de corriente continua como una alternativa, ya

que los beneficios que ofrecen en cuanto al desempeño de los sistemas de potencia,

hacen de éstos una opción interesante para analizar, que a su vez puede ser

determinante al momento de tomar una decisión.

100

Debido a que la obtención de costos para los sistemas de corriente continua

(estaciones conversoras y líneas) es bastante difícil, se recomienda la creación de una

base de datos de costos índices para estos sistemas, la que permitiría realizar

estimaciones más precisas de estos costos.

Considerando los beneficios que presenta el circuito de corriente continua en la ruta

San Carlos – Sabanalarga (ahorros importantes de energía en generaciones de

seguridad y pérdidas, así como el aumento de la confiabilidad con sus consecuentes

beneficios económicos), se recomienda analizar a futuro, la posibilidad de transformar

los circuitos de corriente alterna existentes en esta ruta a circuitos de corriente

continua40, para así conseguir mejor utilización de conductores y mayor transferencia

de potencia, entre otros.

Ya que los resultados de este trabajo muestran que el circuito de corriente continua en

la ruta San Carlos - Sabanalarga representa una buena alternativa dentro de los

posibles refuerzos del Sistema de Transmisión Nacional, se recomienda realizar el

diseño detallado del circuito (líneas y estaciones conversoras) que implique variar

algunas características del circuito típico, ya sea en su totalidad o en rangos, de

acuerdo a la tipografía del sistema, es decir, llevar a cabo una sensibilidad a los

parámetros típicos aquí expuestos, para verificar las ventajas de este circuito en la

operación del Sistema de Transmisión Nacional y a su vez, estudiar la conveniencia

técnica y económica de un nivel de extra alta tensión diferente a 500 kV.

40 La transformación de un circuito de corriente alterna a corriente continua utiliza las mismas torres y conductores e implica elmontaje de nuevas cadenas de aisladores (aproximadamente un 30% más largas) y de las estaciones conversoras.

101

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107

ANEXOS

108

Anexo A. Elementos de una estación conversora

Fuente: Direct Current Power Transmission.

Converter stations.

Estación conversora

1. Barra CA

2. Transformador del conversor

109

3. Bornes del transformador del conversor lado válvula

4. Descargadores de sobretensión

5. Válvulas de tiristores

6. Ventiladores de refrigeración de las válvulas

7. Reactor de núcleo de aire

8. Borne pasamuros

9. Barra de salida CC

10. Reactor allanador

11. Conexión línea electrodo de salida

Transformador del conversor

Los transformadores del conversor son muy similares a los transformadores de CA

convencionales, sin embargo, sus condiciones de operación no lo son. El primario de

estos transformadores es conectado al sistema de CA y el secundario es conectado a los

tiristores de la estación conversora, éstos transforman el voltaje de operación del sistema

de CA a un valor adecuado para las válvulas, a su vez impiden el paso de la corriente y la

tensión de CC al sistema de CA.

110

Válvulas de tiristores

La parte integral de un conversor de potencia de CCAT es la válvula de tiristores. Esta

puede ser no controlable si se construye a partir de uno o más diodos de potencia en

serie, o controlable si se construye a partir de uno o más tiristores en serie.

n módulo de válvula es aquella parte de una válvula en un montaje mecánico de tiristores

conectados en serie y sus auxiliares inmediatos, incluyendo disipadores térmicos

refrigerados por aire, agua o glicol, circuitos de amortiguamiento y válvulas de encendido

electrónico.

Cuando el flujo de potencia va desde un sistema de CA al grupo de válvulas de CC, este

se considera un rectificador, o si el flujo de potencia va desde el grupo de válvulas de CC

al sistema de CA, este es un inversor.

Actualmente, casi todos los conversores de potencia de CCAT con válvulas de tiristores

son ensamblados en un puente conversor con configuración de 12 pulsos.

Filtro corriente alterna

Es básicamente un circuito compuesto por inductancias y capacitancias, diseñado para

reducir los armónicos de voltaje en la barra de CA y el flujo de corriente armónica en el

sistema de CA asociado41.

Durante la conversión de la corriente en los transformadores del conversor, se producen

armónicos en el lado de CA que se mantienen controlados por los filtros. Al mismo tiempo,

estos filtros suministran parte de los requerimientos de potencia reactiva de la estación

conversora.

41 IEC. Norma 60633. Terminology for high – voltage direct current. Second edition. 1998. p. 37.

111

Filtro corriente continua

Este filtro es utilizado entre la línea de alta tensión y la línea neutral de cada polo, el cual

se encarga de reducir los niveles de armónicos y limitar la interferencia producida por la

línea de transmisión en los sistemas de comunicación.

Reactor allanador

Los reactores allanadores se conectan en serie con cada polo y se ubican al final del

terminal conversor. Consisten en un arreglo de inductancias cuya función es modular el

rizado de la CC obtenida después del rectificador y además reducir los transitorios de

corriente presentes durante las perturbaciones del sistema, también protegen la válvula

de tiristores de oscilaciones fuertes de tensión en la línea de CC.

112

Anexo B. Diagrama unifilar del Sistema de Transmisión Nacional

113

PORCE

SOCHAGOTA

VIRGINIA

TULUA

CHIVOR

PANCE

YUMBO

SAN MARCOS

JUNINTUMACO

ALTOANCHICAYA

MOCOA

JAMONDINO

SANBERNARDINO

BALSILLAS

PAEZ

PARAISO

BETANIA

SALVAJINA

MIROLINDO

SAN

LA MESA

ESMERALDA

SANCARLOS

ENEAHERMOSA

CARTAGO

JUANCHITO

GUACA

ANCON SUR

TUNAL

GUAVIO

MATEOSAN

CIRCO

NOROESTE

SIERRA

TORCA

LA REFORMA

CARTAGENA

OCCIDENTE

TASAJERA

TFLORES

S.MARTA

JAGUAS

GUATAPÉ

PLAYAS

MIRAFLORES

BARRANCA

COMUNEROS

SALTO

FUNDACION

TEBSA

B/QUILLA

TERNERA

URRA

GUADALUPE

ORIENTEENVIGADO

BELLO

BARBOSA

PRIMAVERA

COPEY V/DUPAR

CUATRI

CUESTECITAST/GUAJIRA

PAIPA

BUCARAMANGA

PALOS

TASAJERO SAN MATEO

CUCUTA

OCAÑA

EL COROZO

GUATIGUARA

MIRADOR

SABANA

CHINU

CERROMATOSO

URABA

PURNIO

MIEL

FELIPE

IV

TOLEDO

LIMONCAÑO

SAMORE BANADIA

SISTEMA INTERCONECTADO COLOMBIANO 230 Y 500 KV

CANDELARIA

RED ACTUAL AÑO 2000

EXPANSIÓN DE GENERACIÓN

EXPANSIÓN 500 KV 2000- 2005

EXPANSIÓN 230 KV 2000-2005

RED 500 KV EXISTENTE 2000RED 230 KV EXISTENTE 2000

LÍNEA A 230 KV PREENERGIZADA A 115KV

114

Anexo C. Diagrama unifilar - Alternativa 1- Circuito de CC

115

PORCE

SOCHAGOTA

VIRGINIA

TULUA

CHIVOR

PANCE

YUMBO

SAN MARCOS

JUNINTUMACO

ALTOANCHICAYA

MOCOA

JAMONDINO

SANBERNARDINO

BALSILLAS

PAEZ

PARAISO

BETANIA

SALVAJINA

MIROLINDO

SAN

LA MESA

ESMERALDA

SANCARLOS

ENEAHERMOSA

CARTAGO

JUANCHITO

GUACA

ANCON SUR

TUNAL

GUAVIO

MATEOSAN

CIRCO

NOROESTE

SIERRA

TORCA

LA REFORMA

CARTAGENA

OCCIDENTE

TASAJERA

TFLORES

S.MARTA

JAGUAS

GUATAPÉ

PLAYAS

MIRAFLORES

BARRANCA

COMUNEROS

SALTO

FUNDACION

TEBSA

B/QUILLA

TERNERA

URRA

GUADALUPE

ORIENTEENVIGADO

BELLO

BARBOSA

PRIMAVERA

COPEY V/DUPAR

CUATRI

CUESTECITAST/GUAJIRA

PAIPA

BUCARAMANGA

PALOS

TASAJERO SAN MATEO

CUCUTA

OCAÑA

EL COROZO

GUATIGUARA

MIRADOR

SABANA

CHINU

CERROMATOSO

URABA

PURNIO

MIEL

FELIPE

IV

TOLEDO

LIMONCAÑO

SAMORE BANADIA

SISTEMA INTERCONECTADO COLOMBIANO 230 Y 500 KV

CANDELARIA

EXPANSIÓN DE GENERACIÓN

EXPANSIÓN 500 KV 2000- 2005

EXPANSIÓN 230 KV 2000-2005

RED 500 KV EXISTENTE 2000RED 230 KV EXISTENTE 2000

LÍNEA A 230 KV PREENERGIZADA A 115KV

LÍNEA DE CORRIENTE CONTINUALÍNEA DE CORRIENTE CONTINUA A ALTA TENSIÓN (Alternativa 1)

116

Anexo D. Diagrama unifilar - Alternativa 2 - Circuito de CA

117

PORCE

SOCHAGOTA

VIRGINIA

TULUA

CHIVOR

PANCE

YUMBO

SAN MARCOS

JUNINTUMACO

ALTOANCHICAYA

MOCOA

JAMONDINO

SANBERNARDINO

BALSILLAS

PAEZ

PARAISO

BETANIA

SALVAJINA

MIROLINDO

SAN

LA MESA

ESMERALDA

SANCARLOS

ENEAHERMOSA

CARTAGO

JUANCHITO

GUACA

ANCON SUR

TUNAL

GUAVIO

MATEOSAN

CIRCO

NOROESTE

SIERRA

TORCA

LA REFORMA

CARTAGENA

OCCIDENTE

TASAJERA

TFLORES

S.MARTA

JAGUAS

GUATAPÉ

PLAYAS

MIRAFLORES

BARRANCA

COMUNEROS

SALTO

FUNDACION

TEBSA

B/QUILLA

TERNERA

URRA

GUADALUPE

ORIENTEENVIGADO

BELLO

BARBOSA

PRIMAVERA

COPEY V/DUPAR

CUATRI

CUESTECITAST/GUAJIRA

PAIPA

BUCARAMANGA

PALOS

TASAJERO SAN MATEO

CUCUTA

OCAÑA

EL COROZO

GUATIGUARA

MIRADOR

SABANA

CHINU

CERROMATOSO

URABA

PURNIO

MIEL

FELIPE

IV

TOLEDO

LIMONCAÑO

SAMORE BANADIA

SISTEMA INTERCONECTADO COLOMBIANO 230 Y 500 KV

CANDELARIA

EXPANSIÓN DE GENERACIÓN

EXPANSIÓN 500 KV 2000- 2005

EXPANSIÓN 230 KV 2000-2005

RED 500 KV EXISTENTE 2000RED 230 KV EXISTENTE 2000

LÍNEA A 230 KV PREENERGIZADA A 115KV

LÍNEA DE CORRIENTE ALTERNA (Alternativa 2)

LÍNEA DE CORRIENTE ALTERNA

118

Anexo E. Resultados de las simulaciones

En el presente anexo se presentan los resultados de las simulaciones para el caso de

invierno del año 2005 - flujos de carga y confiabilidad.

119

CASO BASE INVIERNO 2005

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

CODIGO DE EJECUCION: ANALISIS DE FLUJO DE POTENCIA --------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME DE CONVERGENCIA:

X-----------X---------------X---------------X---------------X--X-----------------------------------------------------------X ITERACION ERROR MAX BARRA ERROR MAX BARRA ERROR MAX CONV. FC P Q V MW No. MVAR No. VOLT.(%) No. FM BARRA (B), CIRCUITO (C) Y CONV. CON LIMITE VIOLADO X--X--X--X--X---------X-----X---------X-----X---------X-----X--X-----------------------------------------------------------X

1 1 1141.00 121 331.72 321 2 2 18.39 123 122.01 403 3 3 0.49 201********** 922 124B 125B 131B 229B 323B 529B 533B 621B 633B722B 921B 922B 4 4 0.00 439 218.90 124 5 5 0.67 922********** 128 127B 128B 6 6 0.00 439 65.57 128

120

X--X--X--X--X---------X-----X---------X-----X---------X-----X--X-----------------------------------------------------------X

CONVERGENCIA FINAL:

X-----------X---------------X---------------X---------------X ITERACION ERROR MAX BARRA ERROR MAX BARRA ERROR MAX CONV. FC P Q V MW No. MVAR No. VOLT.(%) No. X--X--X--X--X---------X-----X---------X-----X---------X-----X

0 0.00 0 0.00 0 6 6 0 0.45 128 0.02 126 0.000 0

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 1 * EEB

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 121 PV 1.000 1150.0 0.0 9.0 0.0 0.0 GUV2 25.8 282.6 0.0 1.8 0.0 0.0 122 CHIV 1 -79.7 7.1 122 CHIV 2 -79.7 7.1 123 TORC 3 293.1 61.3 129 CIRC 4 215.3 42.9 131 TUNA 5 154.1 21.7 132 RFOR 6 199.2 51.5 133 MIRD 7 219.3 44.6 133 MIRD 8 219.3 44.6

121

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 122 PV 1.000 1000.0 0.0 0.0 0.0 0.0 CHIV 26.8 44.9 0.0 0.0 0.0 0.0 121 GUV2 1 79.8 -9.8 121 GUV2 2 79.8 -9.8 123 TORC 9 240.6 37.9 123 TORC 10 240.6 37.9 635 NPAI 11 179.5 -5.7 06 635 NPAI 12 179.5 -5.7 06 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 123 PQ 0.957 0.0 0.0 490.0 0.0 0.0 TORC 12.7 0.0 0.0 117.6 0.0 0.0 121 GUV2 3 -288.3 -8.3 122 CHIV 9 -234.4 3.4 122 CHIV 10 -234.4 3.4 124 NOR2 13 213.0 -75.4 124 NOR2 14 213.0 -75.4 133 MIRD 15 -158.8 34.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 124 PQ 0.964 137.7 0.0 337.3 0.0 0.0 NOR2 10.8 80.0 0.0 74.2 0.0 0.0 123 TORC 13 -212.0 78.7 123 TORC 14 -212.0 78.7 125 BALS 16 85.4 -15.8 126 MESA 17 -19.8 -35.7 222 PURN 18 79.4 -50.1 02 222 PURN 19 79.4 -50.1 02 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 125 PQ 0.965 200.0 0.0 360.3 0.0 0.0 BALS 10.1 80.0 0.0 108.4 0.0 0.0 124 NOR2 16 -85.3 14.5 126 MESA 20 -74.9 -42.9

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 1 * EEB

122

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 126 PQ 0.978 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MESA 11.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 124 NOR2 17 19.8 29.5 125 BALS 20 75.1 40.2 127 GUAC 21 -204.9 -1.0 127 GUAC 22 -204.9 -1.0 725 SNFE 23 122.4 -30.1 07 725 SNFE 24 122.4 -30.1 07 822 IBAG 25 35.2 -3.8 08 822 IBAG 26 35.2 -3.8 08 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 127 PQ 0.979 341.5 0.0 218.7 0.0 0.0 GUAC 11.8 87.0 0.0 32.9 0.0 0.0 126 MESA 21 205.1 2.4 126 MESA 22 205.1 2.4 128 PARA 27 -143.9 24.7 128 PARA 28 -143.9 24.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 128 PQ 0.978 270.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PARA 12.4 60.0 0.0 0.0 0.0 0.0 127 GUAC 27 144.0 -24.2 127 GUAC 28 144.0 -24.2 129 CIRC 29 -13.6 47.6 130 SUR2 30 -4.9 60.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 129 PQ 0.952 0.0 0.0 322.6 0.0 0.0 CIRC 13.0 0.0 0.0 74.6 0.0 0.0 121 GUV2 4 -211.2 -13.8 128 PARA 29 13.7 -53.9 131 TUNA 31 -28.8 -3.8 133 MIRD 32 -96.1 -3.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 130 PQ 0.956 0.0 0.0 86.7 0.0 0.0 SUR2 12.7 0.0 0.0 40.3 0.0 0.0 128 PARA 30 5.0 -64.8 131 TUNA 33 -91.7 24.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 131 PQ 0.954 184.3 0.0 319.5 0.0 0.0

123

TUNA 13.5 68.0 0.0 113.0 0.0 0.0 121 GUV2 5 -151.4 -19.4 129 CIRC 31 28.9 -0.5 130 SUR2 33 91.8 -25.4 132 RFOR 34 -104.5 0.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 132 PQ 0.957 0.0 0.0 91.7 0.0 0.0 RFOR 17.9 0.0 0.0 44.4 0.0 0.0 121 GUV2 6 -196.8 -38.6 131 TUNA 34 105.1 -5.8

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 1 * EEB

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 133 PQ 0.954 0.0 0.0 175.1 0.0 0.0 MIRD 13.9 0.0 0.0 57.5 0.0 0.0 121 GUV2 7 -215.2 -13.5 121 GUV2 8 -215.2 -13.5 123 TORC 15 159.0 -33.2 129 CIRC 32 96.3 2.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 1

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

124

3283.5 0.0 2410.9 0.0 0.0 819.8 0.0 52.8 702.5 0.0 664.7 0.0 0.0 20.5 192.6 209.9 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 2 * ISA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 201 PQ 1.010 0.0 0.0 0.0 0.0 -257.3 SAC5 -3.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 221 SAC2 35 -288.2 55.3 1.000 221 SAC2 36 -288.2 55.3 1.000 221 SAC2 37 -192.9 37.0 1.000 221 SAC2 38 -192.9 37.0 1.000 329 VIR5 39 -42.2 -220.8 03 403 CMA5 40 511.9 -106.7 04 403 CMA5 41 492.6 -114.4 04 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 221 SW 1.000 572.3 0.0 0.0 0.0 0.0 SAC2 0.0 -72.4 0.0 0.0 0.0 0.0 201 SAC5 35 288.2 -35.8 201 SAC5 36 288.2 -35.8 201 SAC5 37 192.9 -24.0 201 SAC5 38 192.9 -24.0 222 PURN 42 -134.5 18.4 222 PURN 43 -134.5 18.4 230 ANCI 44 17.2 16.4 230 ANCI 45 17.2 16.4 521 GTPE 46 -202.0 22.7 05 722 ESMR 47 23.3 -22.5 07

125

722 ESMR 48 23.3 -22.5 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 222 PQ 0.998 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PURN 6.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 124 NOR2 18 -78.5 39.9 01 124 NOR2 19 -78.5 39.9 01 221 SAC2 42 136.3 -20.0 221 SAC2 43 136.3 -20.0 223 LSIE 49 41.5 -25.0 223 LSIE 50 41.5 -25.0 231 MIEL 51 -99.2 5.1 231 MIEL 52 -99.2 5.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 223 PQ 1.008 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 LSIE 4.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 222 PURN 49 -41.3 8.9 222 PURN 50 -41.3 8.9 224 PVRA 53 68.9 -20.6 521 GTPE 54 13.7 2.9 05

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 2 * ISA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 224 PQ 1.010 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PVRA 2.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 223 LSIE 53 -68.6 12.4 225 TCNT 55 0.0 -1.7 225 TCNT 56 0.0 -1.7 227 MALE 57 -22.9 20.7 228 COMU 58 42.4 -15.1 228 COMU 59 43.3 -12.2 522 PLAY 60 -28.4 5.9 05 634 NBUC 61 34.2 -8.2 06

126

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 225 PQ 1.010 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TCNT 2.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 55 0.0 0.0 224 PVRA 56 0.0 0.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 227 PQ 1.009 0.0 0.0 21.5 0.0 0.0 MALE 2.4 0.0 0.0 8.7 0.0 0.0 224 PVRA 57 22.9 -22.0 523 JAGU 62 -44.4 13.3 05 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 228 PQ 1.006 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 COMU -0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 58 -42.0 -7.4 224 PVRA 59 -43.0 -5.3 229 MERI 63 -90.0 34.7 628 BARN 64 166.2 -23.1 06 634 NBUC 65 8.8 1.0 06 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 229 PQ 1.006 90.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MERI -0.2 -35.0 0.0 0.0 0.0 0.0 228 COMU 63 90.0 -35.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 230 PQ 0.973 39.8 0.0 296.2 0.0 0.0 ANCI -0.8 0.0 0.0 95.9 0.0 0.0 221 SAC2 44 -17.1 -34.4 221 SAC2 45 -17.1 -34.4 526 OCCI 66 -167.3 32.4 05 528 MIRF 67 -93.8 20.0 05 722 ESMR 68 19.5 -39.7 07 722 ESMR 69 19.5 -39.7 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 231 PV 1.000 375.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MIEL 7.8 8.0 0.0 0.0 0.0 0.0 222 PURN 51 99.6 -6.8 222 PURN 52 99.6 -6.8 725 SNFE 70 87.9 10.8 07 725 SNFE 71 87.9 10.8 07

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

127

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 2

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

1077.1 0.0 317.7 0.0 -257.3 1477.0 738.3 20.8 -99.4 0.0 104.6 0.0 0.0 555.3 56.5 -960.1 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 3 * EPSA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 321 PQ 1.039 0.0 0.0 56.1 0.0 304.2 SMRC -2.6 0.0 0.0 -14.5 0.0 0.0 322 JUTO 72 8.1 118.2 323 YUMB 73 -127.6 241.7 327 CGVC 74 21.0 2.8 330 SMR5 75 31.6 -44.2 1.000 726 VIR2 76 10.8 0.2 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 322 PQ 1.006 6.8 0.0 192.0 0.0 0.0 JUTO -2.5 0.0 0.0 93.0 0.0 0.0 321 SMRC 72 -7.6 -119.2 324 PANC 77 -48.9 31.3

128

326 SLVJ 78 -132.7 27.4 923 PAEZ 79 4.0 -32.5 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 323 PQ 1.026 185.6 0.0 250.2 0.0 0.0 YUMB -2.1 0.0 0.0 121.2 0.0 0.0 321 SMRC 73 128.1 -238.6 324 PANC 80 -7.3 96.9 325 ALAN 81 -156.2 71.9 392 SMFB 82 7.1 -12.1 394 SMFD 83 7.1 -12.1 921 PPYN 84 -43.3 -27.4 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 324 PQ 1.000 0.0 0.0 240.1 0.0 0.0 PANC -1.8 0.0 0.0 91.3 0.0 0.0 322 JUTO 77 49.0 -34.4 323 YUMB 80 7.6 -99.0 325 ALAN 85 -150.1 21.7 326 SLVJ 86 -146.6 20.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 325 PV 1.000 363.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ALAN 3.0 -58.5 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 81 158.3 -65.6 324 PANC 85 151.8 -18.2 331 PALN 87 52.9 25.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 326 PV 1.000 285.0 0.0 2.7 0.0 0.0 SLVJ 2.5 -43.1 0.0 0.9 0.0 0.0 322 JUTO 78 134.2 -26.3 324 PANC 86 148.1 -17.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 327 PV 1.013 0.9 0.0 112.4 0.0 0.0 CGVC -4.1 0.0 0.0 24.8 0.0 0.0 321 SMRC 74 -20.9 -27.2 726 VIR2 88 -90.6 2.4 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 329 PQ 1.034 0.0 0.0 0.0 0.0 -153.8 VIR5 -3.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 201 SAC5 39 42.4 -57.9 02 330 SMR5 89 -31.5 -182.4 726 VIR2 90 -10.8 86.4 1.000 07

129

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 3 * EPSA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 330 PQ 1.048 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMR5 -3.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 321 SMRC 75 -31.6 44.8 329 VIR5 89 31.6 -44.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 331 PQ 0.988 0.0 0.0 52.7 0.0 0.0 PALN 2.0 0.0 0.0 24.7 0.0 0.0 325 ALAN 87 -52.7 -24.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 391 PQ 1.016 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFA -1.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 392 SMFB 91 -7.1 10.9 722 ESMR 92 7.1 -10.9 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 392 PQ 1.026 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFB -2.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 82 -7.1 11.1 391 SMFA 91 7.1 -11.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 393 PQ 1.016 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFC -1.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 394 SMFD 93 -7.1 10.9 722 ESMR 94 7.1 -10.9 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 394 PQ 1.026 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFD -2.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 83 -7.1 11.1 393 SMFC 93 7.1 -11.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

130

TOTALES DE AREA 3

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

841.3 0.0 906.2 0.0 150.4 71.2 145.3 9.3 -101.6 0.0 341.4 0.0 0.0 171.2 89.3 -374.6 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 401 PQ 0.976 0.0 0.0 0.0 0.0 -160.2 SAB5 -24.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 402 CHI5 95 -290.1 96.9 402 CHI5 96 -425.6 -148.1 421 SAB2 97 242.0 -36.8 1.000 421 SAB2 98 231.8 -35.3 1.000 421 SAB2 99 242.0 -36.8 1.000 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 402 PV 1.000 0.0 0.0 288.4 0.0 -288.0 CHI5 -17.1 39.2 0.0 139.7 0.0 0.0 401 SAB5 95 321.0 -294.8 401 SAB5 96 428.5 -32.7 403 CMA5 100 -514.6 -23.4 403 CMA5 101 -523.2 -37.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

131

403 PQ 1.002 0.0 0.0 206.4 0.0 -288.9 CMA5 -11.9 0.0 0.0 64.5 0.0 0.0 201 SAC5 40 -506.7 -95.3 02 201 SAC5 41 -488.3 -112.4 02 402 CHI5 100 518.9 -99.8 402 CHI5 101 526.3 -86.1 438 CMA2 102 -256.6 40.1 1.000 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 421 PQ 0.987 0.0 0.0 50.8 0.0 0.0 SAB2 -27.4 0.0 0.0 13.2 0.0 0.0 401 SAB5 97 -242.0 51.2 401 SAB5 98 -231.8 49.0 401 SAB5 99 -242.0 51.2 422 TBSA 103 12.6 -36.3 422 TBSA 104 12.6 -36.3 422 TBSA 105 12.6 -36.5 424 TERN 106 85.5 5.3 424 TERN 107 85.5 5.3 425 CART 108 100.0 9.8 426 FUND 109 136.2 -20.5 426 FUND 110 163.9 -23.4 433 NBQU 111 18.6 -10.6 433 NBQU 112 18.6 -10.6 433 NBQU 113 18.6 -10.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 422 PV 1.000 200.0 0.0 220.3 0.0 0.0 TBSA -27.8 240.4 0.0 106.7 0.0 0.0 421 SAB2 103 -12.5 30.8 421 SAB2 104 -12.5 30.8 421 SAB2 105 -12.6 31.0 433 NBQU 114 17.3 41.0 REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL

132

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 423 PQ 0.987 0.0 0.0 73.0 0.0 0.0 TFLO -28.1 0.0 0.0 35.3 0.0 0.0 433 NBQU 115 -36.5 -17.7 433 NBQU 116 -36.5 -17.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 424 PQ 0.968 40.0 0.0 203.0 0.0 37.5 TERN -31.8 0.0 0.0 94.2 0.0 0.0 421 SAB2 106 -84.5 -10.9 421 SAB2 107 -84.5 -10.9 439 CAND 117 3.0 -17.5 439 CAND 118 3.0 -17.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 425 PQ 0.970 0.0 0.0 105.3 0.0 28.2 CART -31.8 0.0 0.0 11.7 0.0 0.0 421 SAB2 108 -99.2 -15.8 439 CAND 119 -3.0 16.1 439 CAND 120 -3.0 16.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 426 PQ 0.990 0.0 0.0 35.9 0.0 77.4 FUND -35.6 0.0 0.0 12.4 0.0 0.0 421 SAB2 109 -133.4 26.0 421 SAB2 110 -160.7 29.9 427 SMAR 121 55.7 -16.2 427 SMAR 122 55.7 -16.2 431 COPE 123 146.7 41.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 427 PQ 0.993 0.0 0.0 63.8 0.0 0.0 SMAR -38.7 0.0 0.0 23.7 0.0 0.0 426 FUND 121 -55.3 5.7 426 FUND 122 -55.3 5.7 428 TGJA 124 23.4 -17.6 428 TGJA 125 23.4 -17.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 428 PV 1.000 80.0 0.0 2.2 0.0 0.0 TGJA -40.1 8.9 0.0 1.0 0.0 0.0 427 SMAR 124 -23.3 3.6 427 SMAR 125 -23.3 3.6 429 CUES 126 62.2 0.4 429 CUES 127 62.2 0.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 429 PQ 0.984 0.0 0.0 72.4 0.0 37.8 CUES -43.8 0.0 0.0 14.9 0.0 0.0

133

428 TGJA 126 -61.6 -11.3 428 TGJA 127 -61.6 -11.3 432 VDUP 128 50.7 45.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 431 PQ 0.950 0.0 0.0 34.7 0.0 0.0 COPE -41.1 0.0 0.0 13.1 0.0 0.0 426 FUND 123 -144.4 -34.7 432 VDUP 129 109.7 21.6

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 432 PQ 0.916 0.0 0.0 157.8 0.0 0.0 VDUP -47.0 0.0 0.0 75.0 0.0 0.0 429 CUES 128 -49.9 -54.8 431 COPE 129 -107.9 -20.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 433 PQ 0.989 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NBQU -28.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 421 SAB2 111 -18.6 3.6 421 SAB2 112 -18.6 3.6 421 SAB2 113 -18.6 3.6 422 TBSA 114 -17.2 -44.0 423 TFLO 115 36.5 16.6 423 TFLO 116 36.5 16.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 434 PV 1.000 306.2 0.0 0.0 0.0 0.0 URRA -1.0 -17.2 0.0 0.0 0.0 0.0 435 URAB 130 45.5 3.3 438 CMA2 131 130.3 -10.3 438 CMA2 132 130.3 -10.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 435 PQ 0.994 0.0 0.0 45.4 0.0 0.0

134

URAB -2.1 0.0 0.0 11.1 0.0 0.0 434 URRA 130 -45.4 -11.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 438 PQ 0.992 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 CMA2 -6.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 403 CMA5 102 256.6 -16.9 434 URRA 131 -128.3 8.4 434 URRA 132 -128.3 8.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 439 PQ 0.969 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 CAND -31.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 424 TERN 117 -3.0 16.8 424 TERN 118 -3.0 16.8 425 CART 119 3.0 -16.8 425 CART 120 3.0 -16.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 4

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

626.2 0.0 1559.4 0.0 -556.2 0.0 995.0 61.8 271.3 0.0 616.5 0.0 0.0 0.0 207.7 -693.7 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 5 * EEPPM

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS

135

NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 521 PV 1.000 300.0 0.0 31.6 0.0 0.0 GTPE 3.8 165.4 0.0 15.3 0.0 0.0 221 SAC2 46 203.3 -16.2 02 223 LSIE 54 -13.6 -16.9 02 522 PLAY 133 -28.1 1.8 523 JAGU 134 -54.6 7.5 523 JAGU 135 -70.5 10.2 524 ORIE 136 127.1 43.6 525 ENVG 137 97.2 44.2 528 MIRF 138 116.7 41.8 530 BARB 139 -109.0 34.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 522 PV 1.000 201.0 0.0 46.4 0.0 0.0 PLAY 4.1 -5.0 0.0 -4.8 0.0 0.0 224 PVRA 60 28.5 -22.0 02 521 GTPE 133 28.2 -5.1 524 ORIE 140 97.9 27.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 523 PV 1.000 170.0 0.0 0.0 0.0 0.0 JAGU 4.4 -47.4 0.0 0.0 0.0 0.0 227 MALE 62 44.7 -24.9 02 521 GTPE 134 54.7 -10.4 521 GTPE 135 70.6 -12.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 524 PQ 0.978 0.0 0.0 172.3 0.0 0.0 ORIE 1.1 0.0 0.0 27.5 0.0 0.0 521 GTPE 136 -126.2 -42.8 522 PLAY 140 -97.2 -30.0 525 ENVG 141 51.1 45.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 525 PQ 0.963 0.0 0.0 249.7 0.0 0.0 ENVG 0.4 0.0 0.0 103.9 0.0 0.0 521 GTPE 137 -96.3 -46.8 524 ORIE 141 -51.0 -48.1 526 OCCI 142 -102.4 -9.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 526 PQ 0.969 0.0 0.0 197.1 0.0 0.0 OCCI 2.2 0.0 0.0 83.3 0.0 0.0 230 ANCI 66 168.2 -28.1 02 525 ENVG 142 102.8 7.8 529 TJRA 143 -289.4 -52.4

136

531 GUAD 144 -178.7 -10.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 528 PQ 0.971 0.0 0.0 228.6 0.0 0.0 MIRF 0.4 0.0 0.0 71.2 0.0 0.0 230 ANCI 67 94.1 -21.1 02 521 GTPE 138 -115.7 -41.9 530 BARB 145 -207.0 -8.2

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 5 * EEPPM

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 529 PQ 0.990 255.2 0.0 0.0 0.0 0.0 TJRA 6.0 102.0 0.0 0.0 0.0 0.0 526 OCCI 143 291.5 69.8 530 BARB 146 -50.2 -4.3 533 BLLO 147 13.9 36.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 530 PQ 0.991 0.0 0.0 94.3 0.0 0.0 BARB 6.5 0.0 0.0 4.0 0.0 0.0 521 GTPE 139 109.7 -35.5 528 MIRF 145 209.7 22.9 529 TJRA 146 50.3 2.2 531 GUAD 148 -150.9 1.5 532 SLTO 149 -162.9 2.4 534 PORC 150 -150.1 2.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 531 PV 1.000 169.3 0.0 0.0 0.0 0.0 GUAD 10.7 42.7 0.0 0.0 0.0 0.0 526 OCCI 144 181.7 25.0 530 BARB 148 152.2 1.9 532 SLTO 151 1.8 -0.9 534 PORC 152 -166.5 16.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

137

532 PV 1.000 284.4 0.0 36.1 0.0 0.0 SLTO 10.7 3.9 0.0 -10.7 0.0 0.0 530 BARB 149 164.3 2.6 531 GUAD 151 -1.8 -0.5 533 BLLO 153 120.5 9.1 534 PORC 154 -34.7 3.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 533 PV 0.983 2.6 0.0 135.8 0.0 0.0 BLLO 6.0 17.1 0.0 65.8 0.0 0.0 529 TJRA 147 -13.9 -38.7 532 SLTO 153 -119.3 -10.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 534 PV 1.000 352.8 0.0 0.0 0.0 0.0 PORC 10.9 -20.3 0.0 0.0 0.0 0.0 530 BARB 150 151.5 1.1 531 GUAD 152 166.5 -16.5 532 SLTO 154 34.8 -4.9

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 5

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

1735.3 0.0 1191.9 0.0 0.0 538.8 13.6 18.2 258.4 0.0 355.5 0.0 0.0 0.0 129.2 32.1 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

138

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 6 * NORDESTE

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 621 PV 0.990 9.0 0.0 99.6 0.0 0.0 PLS2 -5.5 0.0 0.0 48.2 0.0 0.0 622 TJRO 155 24.6 -23.0 626 OCA2 156 35.6 -0.1 627 BUCA 157 -103.0 22.3 630 TLD2 158 2.9 -40.2 634 NBUC 159 -50.7 -7.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 622 PV 1.000 68.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TJRO -6.9 80.3 0.0 0.0 0.0 0.0 621 PLS2 155 -24.5 6.9 623 SMT2 160 80.4 31.1 624 CCTA 161 105.2 37.6 634 NBUC 162 -93.1 4.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 623 PQ 0.992 0.0 0.0 65.3 0.0 0.0 SMT2 -7.8 0.0 0.0 31.6 0.0 0.0 622 TJRO 160 -80.2 -32.6 624 CCTA 163 -3.3 -7.0 626 OCA2 164 18.2 8.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 624 PQ 0.993 0.0 0.0 101.7 0.0 0.0 CCTA -7.7 0.0 0.0 32.9 0.0 0.0 622 TJRO 161 -105.0 -38.5 623 SMT2 163 3.3 5.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 626 PQ 0.973 0.0 0.0 53.3 0.0 0.0 OCA2 -9.0 0.0 0.0 25.8 0.0 0.0 621 PLS2 156 -35.2 -9.5 623 SMT2 164 -18.1 -16.3

139

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 627 PQ 0.988 0.0 0.0 118.0 0.0 0.0 BUCA -4.3 0.0 0.0 57.1 0.0 0.0 621 PLS2 157 103.3 -27.3 628 BARN 165 -52.8 -27.9 634 NBUC 166 -168.5 -1.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 628 PQ 1.006 0.0 0.0 112.5 0.0 0.0 BARN -1.3 0.0 0.0 -12.9 0.0 0.0 228 COMU 64 -165.8 21.9 02 627 BUCA 165 53.3 -9.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 629 PV 1.000 226.2 0.0 293.8 0.0 0.0 PAIP 12.1 36.0 0.0 21.2 0.0 0.0 635 NPAI 167 -33.8 7.4 635 NPAI 168 -33.8 7.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 630 PQ 1.015 0.0 0.0 14.7 0.0 0.0 TLD2 -5.9 0.0 0.0 3.5 0.0 0.0 621 PLS2 158 -2.8 27.3 631 SMO2 169 -11.9 -30.8

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 6 * NORDESTE

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 631 PQ 1.027 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 SMO2 -5.7 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 630 TLD2 169 12.0 23.0 632 BAN2 170 -12.6 -23.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 632 PQ 1.037 0.0 0.0 4.9 0.0 -13.4 BAN2 -5.4 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 631 SMO2 170 12.6 13.6

140

633 CLM2 171 -17.5 -28.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 633 PQ 1.055 39.0 0.0 21.4 0.0 16.7 CLM2 -4.8 0.0 0.0 4.6 0.0 0.0 632 BAN2 171 17.6 12.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 634 PQ 1.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NBUC -0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 61 -34.0 -15.2 02 228 COMU 65 -8.8 -13.3 02 621 PLS2 159 51.5 -14.0 622 TJRO 162 94.0 -13.2 627 BUCA 166 170.2 6.7 635 NPAI 172 -134.3 23.6 635 NPAI 173 -138.6 25.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 635 PQ 0.999 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NPAI 12.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 122 CHIV 11 -175.2 28.3 01 122 CHIV 12 -175.2 28.3 01 629 PAIP 167 33.8 -9.7 629 PAIP 168 33.8 -9.7 634 NBUC 172 139.1 -18.7 634 NBUC 173 143.6 -18.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 6

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

342.2 0.0 885.8 0.0 3.2 0.0 558.9 15.3 116.2 0.0 213.2 0.0 0.0 78.5 28.5 -143.6 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

141

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 7 * CHEC

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 722 PQ 1.005 88.5 0.0 262.5 0.0 0.0 ESMR -2.4 56.5 0.0 90.9 0.0 0.0 221 SAC2 47 -23.2 -11.9 02 221 SAC2 48 -23.2 -11.9 02 230 ANCI 68 -19.3 17.3 02 230 ANCI 69 -19.3 17.3 02 391 SMFA 92 -7.0 -20.1 03 393 SMFC 94 -7.0 -20.1 03 723 HERM 174 43.4 -8.9 723 HERM 175 43.4 -8.9 724 ENEA 176 -113.2 73.3 725 SNFE 177 -136.9 34.9 726 VIR2 178 44.2 -47.7 726 VIR2 179 44.2 -47.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 723 PQ 1.005 0.0 0.0 83.9 0.0 0.0 HERM -3.0 0.0 0.0 34.6 0.0 0.0 722 ESMR 174 -43.3 5.1 722 ESMR 175 -43.3 5.1 726 VIR2 180 2.8 -44.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 724 PQ 0.991 0.0 0.0 106.7 0.0 0.0 ENEA -0.8 0.0 0.0 35.1 0.0 0.0 722 ESMR 176 113.7 -73.4 725 SNFE 181 -220.4 38.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 725 PQ 0.989 0.0 0.0 54.1 0.0 0.0 SNFE 5.8 0.0 0.0 24.1 0.0 0.0 126 MESA 23 -121.1 28.1 01 126 MESA 24 -121.1 28.1 01

142

231 MIEL 70 -87.4 -14.2 02 231 MIEL 71 -87.4 -14.2 02 722 ESMR 177 139.4 -30.1 724 ENEA 181 223.5 -21.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 726 PQ 1.015 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 VIR2 -3.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 321 SMRC 76 -10.8 -42.6 03 327 CGVC 88 90.8 -3.6 03 329 VIR5 90 10.8 -84.8 03 722 ESMR 178 -44.1 44.8 722 ESMR 179 -44.1 44.8 723 HERM 180 -2.7 41.5 REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 7

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

88.5 0.0 507.2 0.0 0.0 101.6 526.8 6.6 56.5 0.0 184.7 0.0 0.0 90.9 223.5 4.3 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 8 * TOLHUI

143

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 821 PV 1.000 540.0 0.0 157.9 0.0 0.0 BETA 12.3 -34.6 0.0 67.2 0.0 0.0 822 IBAG 182 25.4 -7.0 921 PPYN 183 178.4 -47.4 09 921 PPYN 184 178.4 -47.4 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 822 PV 0.972 3.8 0.0 99.3 0.0 0.0 IBAG 9.5 0.0 0.0 48.1 0.0 0.0 126 MESA 25 -35.1 -10.2 01 126 MESA 26 -35.1 -10.2 01 821 BETA 182 -25.2 -27.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 8

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

543.8 0.0 257.2 0.0 0.0 350.0 70.2 6.9 -34.6 0.0 115.3 0.0 0.0 0.0 138.1 -11.9 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 9 * CEDEL

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X

144

DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 921 PV 1.048 16.2 0.0 109.5 0.0 197.6 PPYN -0.1 0.0 0.0 23.0 0.0 0.0 323 YUMB 84 43.7 3.9 03 821 BETA 183 -175.0 58.8 08 821 BETA 184 -175.0 58.8 08 922 PAST 185 80.6 19.4 922 PAST 186 80.6 19.4 923 PAEZ 187 51.9 14.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 922 PV 0.978 14.5 0.0 173.0 0.0 -12.0 PAST -7.6 9.0 0.0 81.4 0.0 0.0 921 PPYN 185 -79.2 -42.2 921 PPYN 186 -79.2 -42.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 923 PQ 1.013 0.0 0.0 55.2 0.0 0.0 PAEZ -2.6 0.0 0.0 6.6 0.0 0.0 322 JUTO 79 -3.9 27.5 03 921 PPYN 187 -51.3 -34.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 9

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

30.7 0.0 337.7 0.0 185.6 43.7 354.0 3.3 9.0 0.0 111.0 0.0 0.0 149.0 0.0 -65.4 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

145

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME FINAL DE VARIACIONES DE CONTROL:

X----X-----------------X----------------------------X CONT BARRA/CIRCUITO VARIACION TIPO No. NOMBRE INICIAL DESVIO FINAL UNID X----X----X------------X-------X-------X-------X----X

* SIN VARIACIONES *

X----X----X------------X-------X-------X-------X----X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

CODIGO DE EJECUCION: ANALISIS DE CONFIABILIDAD - MONTE CARLO (SIMULACION NOSEQUENCIAL) --------------------------------------------------------------------------------

PARAMETROS PARA LA SIMULACION DE MONTE CARLO: ---------------------------------------------

NUMERO DE MUESTRAS: 5000 TOLERANCIA PARA EL INDICE LOLP (%): 5.00000 TOLERANCIA PARA EL INDICE EPNS (%): 5.00000

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE VOLTAJE - CASOS MAS SEVEROS DE VIOLACION DE VOLTAJE: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.VIOL. SEVERIDAD NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 4512 CT CIRC. 421 - 433 (CIRC. 112 ) 1 212.6094 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 ) CT CIRC. 201 - 403 (CIRC. 41 ) AS REACTOR-LINEA BARRA 201 - SAC5 CHG. -84.0 MVAR 2 2376 CT CIRC. 526 - 529 (CIRC. 143 ) 1 211.9522 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 3 2455 CT CIRC. 402 - 403 (CIRC. 101 ) 1 211.7630 AS REACTOR-LINEA BARRA 402 - CHI5 CHG. -60.0 MVAR CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 ) 4 1707 CT CIRC. 402 - 403 (CIRC. 101 ) 1 211.7630

146

AS REACTOR-LINEA BARRA 402 - CHI5 CHG. -60.0 MVAR CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 5 1380 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 ) 1 211.7060 CT CIRC. 393 - 722 (CIRC. 94 ) 6 949 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 1 211.5986 CT CIRC. 530 - 534 (CIRC. 150 ) 7 635 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 2 211.5679 CT CIRC. 428 - 429 (CIRC. 127 ) 8 3514 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 ) 1 211.5645 CT CIRC. 521 - 522 (CIRC. 133 ) 9 4952 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 ) 1 211.5142 10 4883 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 1 211.5142 X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE P.REACTIVA - CASOS MAS SEVEROS DE VIOLACION DE P.REACTIVA: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.VIOL. SEVERIDAD NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 4563 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1383.2717 2 4488 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1383.2717 3 4296 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1383.2717 4 2485 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1383.2717 5 1029 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1383.2717 6 833 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1383.2717 7 291 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1383.2717 8 40 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1383.2717 9 1445 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 0.1266 CT CIRC. 127 - 128 (CIRC. 27 ) CT CIRC. 129 - 133 (CIRC. 32 ) 10 1533 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 0.0938 X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE CORTE DE CARGA - CASOS MAS SEVEROS DE CORTE DE CARGA: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.DE COR. CORTE (MW) NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 4564 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 690.4100 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR CT CIRC. 127 - 128 (CIRC. 27 ) 2 1777 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 657.3577 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR CT CIRC. 532 - 533 (CIRC. 153 ) 3 2774 CT CIRC. 224 - 228 (CIRC. 59 ) 2 537.5063 CT CIRC. 224 - 227 (CIRC. 57 )

147

CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR 4 4859 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 520.3016 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR 5 4676 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 520.3016 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR 6 4635 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 520.3016 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR 7 3035 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 520.3016 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR 8 2500 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 520.3016 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR 9 2209 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 520.3016 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR 10 1732 CT CIRC. 401 - 402 (CIRC. 96 ) 2 520.3016 AS REACTOR-LINEA BARRA 401 - SAB5 CHG. -84.0 MVAR X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE SOBRECARGAS - PROBABILIDAD & MEDIA DE VIOLACIONES: X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X DE BARRA PARA BARRA CIRC PROBABILIDAD MEDIA (%) X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X 526 OCCI 529 TJRA 143 0.68000E-02 110.50 526 OCCI 531 GUAD 144 0.18000E-02 112.44 126 MESA 127 GUAC 21 0.16000E-02 103.80 528 MIRF 530 BARB 145 0.40000E-03 100.19 201 SAC5 221 SAC2 35 0.20000E-03 100.29 201 SAC5 221 SAC2 36 0.20000E-03 100.29 530 BARB 534 PORC 150 0.20000E-03 130.18 627 BUCA 634 NBUC 166 0.20000E-03 115.42 X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE SUBVOLTAJES - PROBABILIDAD & MEDIA DE VIOLACIONES: X-----------------X-------------------X--------------------X BARRA PROBABILIDAD MEDIA (PU) X-----------------X-------------------X--------------------X 432 VDUP 0.12600E-01 0.88125 431 COPE 0.52000E-02 0.88301 922 PAST 0.46000E-02 0.75456 421 SAB2 0.34000E-02 0.85501 423 TFLO 0.34000E-02 0.85965 424 TERN 0.34000E-02 0.84521

148

425 CART 0.34000E-02 0.84576 422 TBSA 0.32000E-02 0.88009 132 RFOR 0.16000E-02 0.89317 X-----------------X-------------------X--------------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE PERDIDAS POR AREA: X---------------------------------------------X------------------X IDENTIFICACION DE AREA MED.PERDID.(MW) X---------------------------------------------X------------------X 1 EEB 52.97 2 ISA 20.95 3 EPSA 9.30 4 CORELCA 62.21 5 EEPPM 18.30 6 NORDESTE 15.39 7 CHEC 6.62 8 TOLHUI 6.92 9 CEDEL 3.27 X---------------------------------------------X------------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL SISTEMA ----------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD OBTENIDOS CON = 5000 MUESTRAS

No. DE EVENTOS (SIMULADOS Y RESUELTOS): 5000

No. DE EVENTOS CRITICOS:

- CON PROBLEMAS EN EL SISTEMA : 126 - CON CORTE DE CARGA : 113

INDICES DE PROBLEMAS EN EL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.4800000E-02 19.048 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 10.800000E-03 42.857 % CONVERGENCIA 0.1600000E-02 6.349 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 79.999994E-04 31.746 % ---------------------------------------------------

149

S I S T E M A 0.2520000E-01 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.5200000E-02 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 0.1880000E-01 CONVERGENCIA 0.9600000E-02 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- LOSS OF LOAD PROBABILITY (LOLP): --------------------------------------------------- VALOR COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 0.2260000E-01 9.300 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 0.2260000E-01 ---------------------------------------------------

EXPECTED POWER NOT SUPPLIED (EPNS): --------------------------------------------------- VALOR (MW) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 2.581351 17.269 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 2.581351 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD EXPECTATION (LOLE): --------------------------------------------------- VALOR (h/a) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 197.9760 9.300 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 197.9760 ---------------------------------------------------

EXPECTED ENERGY NOT SUPPLIED (EENS): --------------------------------------------------- VALOR (MWh/a) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 22612.64 17.269 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 22612.64 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD FREQUENCY (LOLF): --------------------------------------------------- VALOR(ocu./a) COEF.DE VAR.(%) ---------------------------------------------------

150

SISTEMA 15.29342 13.840 GENERACION 0.0000000 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD DURATION (LOLD): --------------------------------------------------- VALOR(horas) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 12.94518 9.865 GENERACION 0.0000000 ---------------------------------------------------

-------------------------------------------------------- SYSTEM MINUTES: 16202.03 (COEF.DE VAR. = 17.27 %) --------------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.2200000E-02 9.735 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 10.800000E-03 47.788 % CONVERGENCIA 0.1600000E-02 7.080 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 80.000004E-04 35.398 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 0.2260000E-01 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.2600000E-02 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 0.1880000E-01 CONVERGENCIA 0.9600000E-02 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS:

151

--------------------------------------------------- MODO DE FALLA EPNS (MW) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.9987999E-01 3.869 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 0.2680444 10.384 % CONVERGENCIA 0.1117133 4.328 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 2.101714 81.419 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 2.581351 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EPNS (MW) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.1962830 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 2.369758 CONVERGENCIA 2.213427 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLE (h/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 19.27200 9.735 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 94.60800 47.788 % CONVERGENCIA 14.01600 7.080 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 70.08000 35.398 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 197.9760 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLE (h/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 22.77600 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 164.6880 CONVERGENCIA 84.09600 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

152

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EENS (MWh/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 874.9487 3.869 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 2348.069 10.384 % CONVERGENCIA 978.6083 4.328 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 18411.01 81.419 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 22612.64 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EENS (MWh/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 1719.439 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 20759.08 CONVERGENCIA 19389.62 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLF (ocu/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 1.503824 9.833 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 9.357042 61.183 % CONVERGENCIA 1.602522 10.479 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 2.830029 18.505 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 15.29342 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS:

153

--------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLF (ocu/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 1.728633 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 12.18707 CONVERGENCIA 4.432551 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 1 EEB ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 132 RFOR 91.7 0.16000E-02 174.78 0.25346 55.299 ( 35.3 %) ( 35.3 %) ( 35.3 %) ( 0.0 %) ----------------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 4 CORELCA ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 421 SAB2 50.8 0.34000E-02 1513.0 0.43131E-01 690.55 ( 24.2 %) ( 24.2 %) ( 876.5 %) ( 876.2 %) ----------------------------------------------------------------------------- 422 TBSA 220.3 0.32000E-02 3413.1 0.87966 * 31.867 ( 25.0 %) ( 25.7 %) ( 43.0 %) ( 24.8 %) ----------------------------------------------------------------------------- 423 TFLO 73.0 0.34000E-02 2150.0 0.43131E-01 690.55 ( 24.2 %) ( 24.2 %) ( 876.5 %) ( 876.2 %) ----------------------------------------------------------------------------- 424 TERN 203.0 0.34000E-02 3965.3 0.43131E-01 690.55 ( 24.2 %) ( 24.4 %) ( 876.5 %) ( 876.2 %) ----------------------------------------------------------------------------- 425 CART 105.3 0.34000E-02 3050.5 0.43131E-01 690.55 ( 24.2 %) ( 24.3 %) ( 876.5 %) ( 876.2 %) ----------------------------------------------------------------------------- 426 FUND 35.9 0.40000E-03 6.0908 0.12667 * 27.663 ( 70.7 %) ( 73.8 %) ( 70.9 %) ( 5.5 %) ----------------------------------------------------------------------------- 431 COPE 34.7 0.24000E-02 421.65 0.74951 28.050 ( 28.8 %) ( 30.9 %) ( 36.4 %) ( 5.5 %) ----------------------------------------------------------------------------- 432 VDUP 157.8 0.14400E-01 4980.5 11.984 10.526 ( 11.7 %) ( 14.2 %) ( 16.6 %) ( 11.0 %) ----------------------------------------------------------------------------- 435 URAB 45.4 0.22000E-02 874.95 1.5038 12.815 ( 30.1 %) ( 30.1 %) ( 31.7 %) ( 9.9 %)

154

----------------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 9 CEDEL ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 922 PAST 173.0 0.46000E-02 2062.8 1.8212 22.126 ( 20.8 %) ( 20.8 %) ( 34.1 %) ( 21.8 %) -----------------------------------------------------------------------------

155

INVIERNO LÍNEA CC 2005

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 1 * EEB

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 126 PQ 0.978 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MESA 8.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 124 NOR2 17 25.0 29.8 125 BALS 20 80.2 40.7 127 GUAC 21 -198.1 -1.2 127 GUAC 22 -198.1 -1.2 725 SNFE 23 107.9 -30.2 07 725 SNFE 24 107.9 -30.2 07 822 IBAG 25 37.7 -3.9 08 822 IBAG 26 37.7 -3.9 08 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 127 PV 0.979 341.5 0.0 218.7 0.0 0.0 GUAC 9.5 85.8 0.0 32.9 0.0 0.0 126 MESA 21 198.4 2.4 126 MESA 22 198.4 2.4 128 PARA 27 -137.0 24.0 128 PARA 28 -137.0 24.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 128 PV 0.978 270.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PARA 10.1 59.1 0.0 0.0 0.0 0.0 127 GUAC 27 137.1 -23.8 127 GUAC 28 137.1 -23.8 129 CIRC 29 -6.6 46.4 130 SUR2 30 2.4 60.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 129 PQ 0.953 0.0 0.0 322.6 0.0 0.0 CIRC 10.4 0.0 0.0 74.6 0.0 0.0 121 GUV2 4 -206.3 -15.1 128 PARA 29 6.7 -52.9 131 TUNA 31 -28.7 -3.0 133 MIRD 32 -94.4 -3.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 130 PQ 0.956 0.0 0.0 86.7 0.0 0.0

156

SUR2 10.2 0.0 0.0 40.3 0.0 0.0 128 PARA 30 -2.3 -64.2 131 TUNA 33 -84.4 23.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 131 PV 0.954 184.3 0.0 319.5 0.0 0.0 TUNA 11.0 65.4 0.0 113.0 0.0 0.0 121 GUV2 5 -147.6 -20.5 129 CIRC 31 28.7 -1.3 130 SUR2 33 84.6 -25.0 132 RFOR 34 -100.8 -0.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 132 PQ 0.958 0.0 0.0 91.7 0.0 0.0 RFOR 15.2 0.0 0.0 44.4 0.0 0.0 121 GUV2 6 -193.1 -39.1 131 TUNA 34 101.4 -5.3

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 1 * EEB

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 133 PQ 0.955 0.0 0.0 175.1 0.0 0.0 MIRD 11.3 0.0 0.0 57.5 0.0 0.0 121 GUV2 7 -210.1 -14.8 121 GUV2 8 -210.1 -14.8 123 TORC 15 150.5 -31.2 129 CIRC 32 94.5 3.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 1

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/

157

MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

3198.7 0.0 2410.9 0.0 0.0 738.6 0.0 49.2 679.1 0.0 664.7 0.0 0.0 19.9 178.2 172.6 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 2 * ISA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 201 PQ 1.014 0.0 0.0 0.0 0.0 -259.0 SAC5 -3.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 221 SAC2 35 -240.5 56.8 1.000 221 SAC2 36 -240.5 56.8 1.000 221 SAC2 37 -161.0 38.0 1.000 221 SAC2 38 -161.0 38.0 1.000 329 VIR5 39 72.2 -222.6 03 401 SAB5 188 597.0 32.1 04 403 CMA5 40 68.2 -123.4 04 403 CMA5 41 65.5 -134.7 04 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 221 PQ 1.002 545.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SAC2 0.0 -100.0 0.0 0.0 0.0 0.0 201 SAC5 35 240.5 -43.0 201 SAC5 36 240.5 -43.0 201 SAC5 37 161.0 -28.8 201 SAC5 38 161.0 -28.8 222 PURN 42 -108.4 14.2 222 PURN 43 -108.4 14.2 230 ANCI 44 28.0 17.3 230 ANCI 45 28.0 17.3 521 GTPE 46 -173.4 25.7 05 722 ESMR 47 38.1 -22.5 07 722 ESMR 48 38.1 -22.5 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

158

222 PQ 0.999 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PURN 5.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 124 NOR2 18 -57.0 37.5 01 124 NOR2 19 -57.0 37.5 01 221 SAC2 42 109.5 -21.2 221 SAC2 43 109.5 -21.2 223 LSIE 49 35.8 -23.8 223 LSIE 50 35.8 -23.8 231 MIEL 51 -88.3 7.5 231 MIEL 52 -88.3 7.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 223 PQ 1.008 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 LSIE 3.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 222 PURN 49 -35.6 7.2 222 PURN 50 -35.6 7.2 224 PVRA 53 68.8 -19.7 521 GTPE 54 2.4 5.4 05

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 2 * ISA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 224 PQ 1.010 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PVRA 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 223 LSIE 53 -68.4 11.5 225 TCNT 55 0.0 -1.7 225 TCNT 56 0.0 -1.7 227 MALE 57 -30.9 22.3 228 COMU 58 46.4 -15.6 228 COMU 59 47.4 -12.8 522 PLAY 60 -34.2 7.0 05 634 NBUC 61 39.8 -8.9 06 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 225 PQ 1.010 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TCNT 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 55 0.0 0.0 224 PVRA 56 0.0 0.0

159

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 227 PQ 1.009 0.0 0.0 21.5 0.0 0.0 MALE 1.5 0.0 0.0 8.7 0.0 0.0 224 PVRA 57 30.9 -23.6 523 JAGU 62 -52.4 14.9 05 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 228 PQ 1.006 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 COMU -1.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 58 -46.0 -6.4 224 PVRA 59 -47.1 -4.4 229 MERI 63 -90.0 35.2 628 BARN 64 169.0 -23.7 06 634 NBUC 65 14.0 -0.8 06 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 229 PV 1.006 90.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MERI -1.4 -35.5 0.0 0.0 0.0 0.0 228 COMU 63 90.0 -35.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 230 PV 0.973 39.8 0.0 296.2 0.0 0.0 ANCI -1.4 0.0 0.0 95.9 0.0 0.0 221 SAC2 44 -27.8 -34.9 221 SAC2 45 -27.8 -34.9 526 OCCI 66 -168.9 34.0 05 528 MIRF 67 -95.8 21.5 05 722 ESMR 68 32.0 -40.8 07 722 ESMR 69 32.0 -40.8 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 231 PV 1.000 375.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MIEL 6.4 -1.9 0.0 0.0 0.0 0.0 222 PURN 51 88.6 -9.6 222 PURN 52 88.6 -9.6 725 SNFE 70 98.9 8.7 07 725 SNFE 71 98.9 8.7 07

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 2

160

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

1049.8 0.0 317.7 0.0 -259.0 1362.6 641.6 11.1 -137.4 0.0 104.6 0.0 0.0 691.0 61.1 -1131.0 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 3 * EPSA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 321 PQ 1.040 0.0 0.0 56.1 0.0 305.2 SMRC -5.4 0.0 0.0 -14.5 0.0 0.0 322 JUTO 72 80.7 110.6 323 YUMB 73 -85.6 242.8 327 CGVC 74 6.7 4.4 330 SMR5 75 -46.1 -40.6 1.000 726 VIR2 76 -11.7 2.5 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 322 PQ 1.007 0.0 0.0 192.0 0.0 0.0 JUTO -6.4 0.0 0.0 93.0 0.0 0.0 321 SMRC 72 -80.0 -110.3 324 PANC 77 -44.3 31.1 326 SLVJ 78 -60.3 15.4 923 PAEZ 79 -7.4 -29.2 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 323 PQ 1.027 185.6 0.0 250.2 0.0 0.0 YUMB -5.0 0.0 0.0 121.2 0.0 0.0 321 SMRC 73 86.0 -240.1 324 PANC 80 61.7 88.1 325 ALAN 81 -139.6 69.1 392 SMFB 82 -16.4 -5.4

161

394 SMFD 83 -16.4 -5.4 921 PPYN 84 -40.0 -27.5 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 324 PQ 1.001 0.0 0.0 240.1 0.0 0.0 PANC -5.8 0.0 0.0 91.3 0.0 0.0 322 JUTO 77 44.4 -34.3 323 YUMB 80 -61.3 -89.6 325 ALAN 85 -166.7 26.2 326 SLVJ 86 -56.4 6.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 325 PQ 1.001 363.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ALAN -0.5 -60.0 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 81 141.3 -65.6 324 PANC 85 168.8 -19.7 331 PALN 87 52.9 25.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 326 PV 1.000 120.0 0.0 2.7 0.0 0.0 SLVJ -4.1 -35.7 0.0 0.9 0.0 0.0 322 JUTO 78 60.6 -23.6 324 PANC 86 56.7 -13.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 327 PV 1.014 0.9 0.0 112.4 0.0 0.0 CGVC -5.8 0.0 0.0 24.8 0.0 0.0 321 SMRC 74 -6.6 -29.4 726 VIR2 88 -104.9 4.6 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 329 PQ 1.035 0.0 0.0 0.0 0.0 -154.3 VIR5 -4.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 201 SAC5 39 -71.9 -56.6 02 330 SMR5 89 46.2 -185.9 726 VIR2 90 25.8 88.2 1.000 07

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 3 * EPSA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 330 PQ 1.049 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

162

SMR5 -4.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 321 SMRC 75 46.1 41.4 329 VIR5 89 -46.1 -41.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 331 PQ 0.989 0.0 0.0 52.7 0.0 0.0 PALN -1.5 0.0 0.0 24.7 0.0 0.0 325 ALAN 87 -52.7 -24.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 391 PQ 1.023 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFA -5.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 392 SMFB 91 16.4 4.1 722 ESMR 92 -16.4 -4.1 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 392 PQ 1.027 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFB -5.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 82 16.4 4.4 391 SMFA 91 -16.4 -4.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 393 PQ 1.023 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFC -5.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 394 SMFD 93 16.4 4.1 722 ESMR 94 -16.4 -4.1 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 394 PQ 1.027 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFD -5.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 83 16.4 4.4 393 SMFC 93 -16.4 -4.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 3

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

669.5 0.0 906.2 0.0 150.9 25.8 269.6 7.2 -95.7 0.0 341.4 0.0 0.0 189.7 84.4 -391.5 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

163

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 401 PQ 1.011 0.0 0.0 0.0 0.0 -171.6 SAB5 -4.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 201 SAC5 188 -595.6 -25.2 02 402 CHI5 95 52.9 -126.4 402 CHI5 96 52.7 -87.0 421 SAB2 97 165.7 22.7 1.000 421 SAB2 98 158.7 21.7 1.000 421 SAB2 99 165.7 22.7 1.000 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 402 PV 1.000 0.0 0.0 288.4 0.0 -288.0 CHI5 -5.1 -88.0 0.0 139.7 0.0 0.0 401 SAB5 95 -52.3 -111.4 401 SAB5 96 -52.6 -154.4 403 CMA5 100 -91.7 -123.1 403 CMA5 101 -91.8 -126.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 403 PQ 1.008 0.0 0.0 206.4 0.0 -292.8 CMA5 -4.2 0.0 0.0 64.5 0.0 0.0 201 SAC5 40 -68.1 -152.3 02 201 SAC5 41 -65.5 -163.6 02 402 CHI5 100 91.8 -46.5 402 CHI5 101 91.9 -44.0 438 CMA2 102 -256.6 49.2 1.000 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 421 PQ 1.006 0.0 0.0 50.8 0.0 0.0 SAB2 -6.4 0.0 0.0 13.2 0.0 0.0 401 SAB5 97 -165.7 -16.4 401 SAB5 98 -158.7 -15.7 401 SAB5 99 -165.7 -16.4 422 TBSA 103 12.4 9.8 422 TBSA 104 12.4 9.8 422 TBSA 105 12.5 9.8 424 TERN 106 13.2 8.0

164

424 TERN 107 13.2 8.0 425 CART 108 19.6 8.4 426 FUND 109 136.0 -15.4 426 FUND 110 163.6 -17.2 433 NBQU 111 18.7 4.8 433 NBQU 112 18.7 4.8 433 NBQU 113 18.7 4.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 422 PV 1.000 200.0 0.0 220.3 0.0 0.0 TBSA -6.6 52.9 0.0 106.7 0.0 0.0 421 SAB2 103 -12.4 -15.8 421 SAB2 104 -12.4 -15.8 421 SAB2 105 -12.5 -15.8 433 NBQU 114 17.1 -6.4

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 423 PQ 0.999 0.0 0.0 73.0 0.0 0.0 TFLO -7.0 0.0 0.0 35.3 0.0 0.0 433 NBQU 115 -36.5 -17.6 433 NBQU 116 -36.5 -17.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 424 PQ 0.992 262.4 0.0 203.0 0.0 39.3 TERN -6.9 -29.0 0.0 94.2 0.0 0.0 421 SAB2 106 -13.2 -20.5 421 SAB2 107 -13.2 -20.5 439 CAND 117 42.9 -21.4 439 CAND 118 42.9 -21.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 425 PQ 0.993 0.0 0.0 105.3 0.0 29.6 CART -7.2 0.0 0.0 11.7 0.0 0.0 421 SAB2 108 -19.6 -22.4 439 CAND 119 -42.9 20.2 439 CAND 120 -42.9 20.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

165

426 PQ 1.004 0.0 0.0 35.9 0.0 79.6 FUND -14.2 0.0 0.0 12.4 0.0 0.0 421 SAB2 109 -133.3 19.5 421 SAB2 110 -160.5 22.1 427 SMAR 121 55.3 -9.7 427 SMAR 122 55.3 -9.7 431 COPE 123 147.2 44.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 427 PQ 1.000 0.0 0.0 63.8 0.0 0.0 SMAR -17.2 0.0 0.0 23.7 0.0 0.0 426 FUND 121 -54.9 -1.3 426 FUND 122 -54.9 -1.3 428 TGJA 124 23.0 -10.6 428 TGJA 125 23.0 -10.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 428 PV 1.000 80.0 0.0 2.2 0.0 0.0 TGJA -18.6 -10.9 0.0 1.0 0.0 0.0 427 SMAR 124 -22.9 -3.7 427 SMAR 125 -22.9 -3.7 429 CUES 126 61.8 -2.3 429 CUES 127 61.8 -2.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 429 PQ 0.987 0.0 0.0 72.4 0.0 38.0 CUES -22.3 0.0 0.0 14.9 0.0 0.0 428 TGJA 126 -61.3 -8.8 428 TGJA 127 -61.3 -8.8 432 VDUP 128 50.1 40.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 431 PQ 0.962 0.0 0.0 34.7 0.0 0.0 COPE -19.6 0.0 0.0 13.1 0.0 0.0 426 FUND 123 -144.9 -38.4 432 VDUP 129 110.2 25.3

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

166

432 PQ 0.924 0.0 0.0 157.8 0.0 0.0 VDUP -25.4 0.0 0.0 75.0 0.0 0.0 429 CUES 128 -49.4 -50.8 431 COPE 129 -108.4 -24.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 433 PQ 1.001 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NBQU -6.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 421 SAB2 111 -18.7 -12.0 421 SAB2 112 -18.7 -12.0 421 SAB2 113 -18.7 -12.0 422 TBSA 114 -17.0 2.8 423 TFLO 115 36.5 16.6 423 TFLO 116 36.5 16.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 434 PV 1.000 306.2 0.0 0.0 0.0 0.0 URRA 6.7 -26.4 0.0 0.0 0.0 0.0 435 URAB 130 45.5 3.3 438 CMA2 131 130.3 -14.9 438 CMA2 132 130.3 -14.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 435 PQ 0.994 0.0 0.0 45.4 0.0 0.0 URAB 5.6 0.0 0.0 11.1 0.0 0.0 434 URRA 130 -45.4 -11.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 438 PQ 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 CMA2 0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 403 CMA5 102 256.6 -26.0 434 URRA 131 -128.3 13.0 434 URRA 132 -128.3 13.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 439 PQ 0.992 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 CAND -7.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 424 TERN 117 -42.9 20.8 424 TERN 118 -42.9 20.8 425 CART 119 42.9 -20.8 425 CART 120 42.9 -20.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 4

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR

167

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

848.6 0.0 1559.4 0.0 -565.8 0.0 730.6 19.8 -101.3 0.0 616.5 0.0 0.0 0.0 348.0 -935.7 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 5 * EEPPM

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 521 PV 1.000 300.0 0.0 31.6 0.0 0.0 GTPE 3.3 153.0 0.0 15.3 0.0 0.0 221 SAC2 46 174.4 -22.6 02 223 LSIE 54 -2.4 -19.5 02 522 PLAY 133 -23.3 1.2 523 JAGU 134 -51.1 6.8 523 JAGU 135 -66.0 9.4 524 ORIE 136 128.3 43.4 525 ENVG 137 98.0 44.0 528 MIRF 138 118.2 41.1 530 BARB 139 -107.7 33.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 522 PV 1.000 201.0 0.0 46.4 0.0 0.0 PLAY 3.5 -5.1 0.0 -4.8 0.0 0.0 224 PVRA 60 34.5 -22.7 02 521 GTPE 133 23.3 -4.5 524 ORIE 140 96.8 27.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 523 PV 1.000 170.0 0.0 0.0 0.0 0.0 JAGU 3.8 -47.1 0.0 0.0 0.0 0.0 227 MALE 62 52.8 -25.8 02 521 GTPE 134 51.1 -9.8 521 GTPE 135 66.1 -11.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 524 PQ 0.978 0.0 0.0 172.3 0.0 0.0

168

ORIE 0.5 0.0 0.0 27.5 0.0 0.0 521 GTPE 136 -127.4 -42.5 522 PLAY 140 -96.2 -30.1 525 ENVG 141 51.3 45.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 525 PQ 0.963 0.0 0.0 249.7 0.0 0.0 ENVG -0.2 0.0 0.0 103.9 0.0 0.0 521 GTPE 137 -97.0 -46.5 524 ORIE 141 -51.1 -47.9 526 OCCI 142 -101.6 -9.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 526 PQ 0.969 0.0 0.0 197.1 0.0 0.0 OCCI 1.6 0.0 0.0 83.3 0.0 0.0 230 ANCI 66 169.9 -29.5 02 525 ENVG 142 101.9 8.2 529 TJRA 143 -290.0 -51.7 531 GUAD 144 -178.9 -10.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 528 PQ 0.971 0.0 0.0 228.6 0.0 0.0 MIRF -0.2 0.0 0.0 71.2 0.0 0.0 230 ANCI 67 96.1 -22.5 02 521 GTPE 138 -117.2 -41.1 530 BARB 145 -207.5 -7.6

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 5 * EEPPM

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 529 PV 0.990 255.2 0.0 0.0 0.0 0.0 TJRA 5.5 101.3 0.0 0.0 0.0 0.0 526 OCCI 143 292.1 69.1 530 BARB 146 -50.8 -4.3 533 BLLO 147 13.9 36.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 530 PQ 0.991 0.0 0.0 94.3 0.0 0.0 BARB 5.9 0.0 0.0 4.0 0.0 0.0 521 GTPE 139 108.3 -35.3

169

528 MIRF 145 210.2 22.4 529 TJRA 146 50.8 2.3 531 GUAD 148 -150.8 1.6 532 SLTO 149 -162.8 2.5 534 PORC 150 -150.1 2.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 531 PV 1.000 169.3 0.0 0.0 0.0 0.0 GUAD 10.2 42.4 0.0 0.0 0.0 0.0 526 OCCI 144 182.0 24.8 530 BARB 148 152.1 1.8 532 SLTO 151 1.8 -0.9 534 PORC 152 -166.5 16.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 532 PV 1.000 284.4 0.0 36.1 0.0 0.0 SLTO 10.2 3.8 0.0 -10.7 0.0 0.0 530 BARB 149 164.2 2.5 531 GUAD 151 -1.8 -0.5 533 BLLO 153 120.5 9.1 534 PORC 154 -34.7 3.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 533 PV 0.983 2.6 0.0 135.8 0.0 0.0 BLLO 5.4 17.1 0.0 65.8 0.0 0.0 529 TJRA 147 -13.9 -38.8 532 SLTO 153 -119.3 -9.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 534 PV 1.000 352.8 0.0 0.0 0.0 0.0 PORC 10.4 -20.4 0.0 0.0 0.0 0.0 530 BARB 150 151.5 1.0 531 GUAD 152 166.6 -16.5 532 SLTO 154 34.7 -4.9

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 5

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/

170

MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

1735.3 0.0 1191.9 0.0 0.0 527.6 2.4 18.2 244.9 0.0 355.5 0.0 0.0 0.0 142.7 32.1 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 6 * NORDESTE

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 621 PV 0.990 9.0 0.0 99.6 0.0 0.0 PLS2 -6.9 0.0 0.0 48.2 0.0 0.0 622 TJRO 155 24.9 -22.6 626 OCA2 156 35.6 0.0 627 BUCA 157 -103.8 22.0

630 TLD2 158 2.9 -40.1 634 NBUC 159 -50.3 -7.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 622 PV 1.000 68.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TJRO -8.3 79.0 0.0 0.0 0.0 0.0 621 PLS2 155 -24.8 6.5 623 SMT2 160 80.3 31.0 624 CCTA 161 105.2 37.6 634 NBUC 162 -92.7 4.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 623 PQ 0.992 0.0 0.0 65.3 0.0 0.0 SMT2 -9.2 0.0 0.0 31.6 0.0 0.0 622 TJRO 160 -80.1 -32.5 624 CCTA 163 -3.3 -7.0 626 OCA2 164 18.1 7.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 624 PQ 0.993 0.0 0.0 101.7 0.0 0.0 CCTA -9.2 0.0 0.0 32.9 0.0 0.0

171

622 TJRO 161 -105.0 -38.4 623 SMT2 163 3.3 5.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 626 PQ 0.973 0.0 0.0 53.3 0.0 0.0 OCA2 -10.4 0.0 0.0 25.8 0.0 0.0 621 PLS2 156 -35.3 -9.6 623 SMT2 164 -18.0 -16.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 627 PQ 0.989 0.0 0.0 118.0 0.0 0.0 BUCA -5.7 0.0 0.0 57.1 0.0 0.0 621 PLS2 157 104.1 -27.0 628 BARN 165 -55.6 -27.0 634 NBUC 166 -166.5 -3.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 628 PQ 1.006 0.0 0.0 112.5 0.0 0.0 BARN -2.5 0.0 0.0 -12.9 0.0 0.0 228 COMU 64 -168.6 22.5 02 627 BUCA 165 56.1 -9.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 629 PV 1.000 226.2 0.0 293.8 0.0 0.0 PAIP 9.9 29.9 0.0 21.2 0.0 0.0 635 NPAI 167 -33.8 4.4 635 NPAI 168 -33.8 4.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 630 PQ 1.015 0.0 0.0 14.7 0.0 0.0 TLD2 -7.2 0.0 0.0 3.5 0.0 0.0 621 PLS2 158 -2.8 27.2 631 SMO2 169 -11.9 -30.7

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 6 * NORDESTE

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 631 PQ 1.027 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 SMO2 -7.1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 630 TLD2 169 12.0 22.9 632 BAN2 170 -12.6 -23.0

172

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 632 PQ 1.037 0.0 0.0 4.9 0.0 -13.4 BAN2 -6.8 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 631 SMO2 170 12.6 13.5 633 CLM2 171 -17.5 -28.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 633 PV 1.055 39.0 0.0 21.4 0.0 16.7 CLM2 -6.2 -0.1 0.0 4.6 0.0 0.0 632 BAN2 171 17.6 12.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 634 PQ 1.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NBUC -2.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 61 -39.5 -13.9 02 228 COMU 65 -13.9 -11.4 02 621 PLS2 159 51.1 -13.7 622 TJRO 162 93.6 -12.6 627 BUCA 166 168.1 7.7 635 NPAI 172 -127.6 21.2 635 NPAI 173 -131.7 22.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 635 PQ 1.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NPAI 10.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 122 CHIV 11 -167.9 26.0 01 122 CHIV 12 -167.9 26.0 01 629 PAIP 167 33.8 -6.7 629 PAIP 168 33.8 -6.7 634 NBUC 172 132.0 -19.4 634 NBUC 173 136.2 -19.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 6

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

342.2 0.0 885.8 0.0 3.2 0.0 557.9 14.3 108.8 0.0 213.2 0.0 0.0 74.5 25.3 -150.3 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

173

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 7 * CHEC

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 722 PV 1.005 88.5 0.0 262.5 0.0 0.0 ESMR -3.9 43.8 0.0 90.9 0.0 0.0 221 SAC2 47 -37.8 -10.4 02 221 SAC2 48 -37.8 -10.4 02 230 ANCI 68 -31.7 19.3 02 230 ANCI 69 -31.7 19.3 02 391 SMFA 92 16.5 -26.5 03 393 SMFC 94 16.5 -26.5 03 723 HERM 174 43.4 -9.7 723 HERM 175 43.4 -9.7 724 ENEA 176 -109.4 72.7 725 SNFE 177 -134.1 34.4 726 VIR2 178 44.3 -49.7 726 VIR2 179 44.3 -49.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 723 PQ 1.006 0.0 0.0 83.9 0.0 0.0 HERM -4.5 0.0 0.0 34.6 0.0 0.0 722 ESMR 174 -43.4 5.8 722 ESMR 175 -43.4 5.8 726 VIR2 180 2.8 -46.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 724 PQ 0.991 0.0 0.0 106.7 0.0 0.0 ENEA -2.3 0.0 0.0 35.1 0.0 0.0 722 ESMR 176 109.9 -73.0 725 SNFE 181 -216.6 37.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 725 PQ 0.990 0.0 0.0 54.1 0.0 0.0 SNFE 4.1 0.0 0.0 24.1 0.0 0.0 126 MESA 23 -106.8 25.6 01 126 MESA 24 -106.8 25.6 01 231 MIEL 70 -98.3 -11.3 02 231 MIEL 71 -98.3 -11.3 02 722 ESMR 177 136.5 -30.4

174

724 ENEA 181 219.6 -22.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 726 PQ 1.016 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 VIR2 -4.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 321 SMRC 76 11.8 -44.9 03 327 CGVC 88 105.1 -5.3 03 329 VIR5 90 -25.8 -86.4 03 722 ESMR 178 -44.2 46.8 722 ESMR 179 -44.2 46.8 723 HERM 180 -2.8 43.0 REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 7

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

88.5 0.0 507.2 0.0 0.0 149.9 575.0 6.4 43.8 0.0 184.7 0.0 0.0 89.8 233.1 2.5 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 8 * TOLHUI

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

175

821 PV 1.000 540.0 0.0 157.9 0.0 0.0 BETA 9.4 -34.7 0.0 67.2 0.0 0.0 822 IBAG 182 20.5 -6.6 921 PPYN 183 180.8 -47.6 09 921 PPYN 184 180.8 -47.6 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 822 PV 0.972 3.8 0.0 99.3 0.0 0.0 IBAG 7.1 -0.2 0.0 48.1 0.0 0.0 126 MESA 25 -37.5 -10.0 01 126 MESA 26 -37.5 -10.0 01 821 BETA 182 -20.4 -28.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 8

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

543.8 0.0 257.2 0.0 0.0 354.7 75.1 7.0 -34.9 0.0 115.3 0.0 0.0 0.0 140.1 -10.1 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 9 * CEDEL

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 921 PV 1.048 16.2 0.0 109.5 0.0 197.8 PPYN -3.2 0.0 0.0 23.0 0.0 0.0 323 YUMB 84 40.3 3.7 03 821 BETA 183 -177.3 60.1 08

176

821 BETA 184 -177.3 60.1 08 922 PAST 185 78.8 19.5 922 PAST 186 78.8 19.5 923 PAEZ 187 63.5 12.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 922 PV 0.978 18.0 0.0 173.0 0.0 -12.0 PAST -10.6 7.8 0.0 81.4 0.0 0.0 921 PPYN 185 -77.5 -42.8 921 PPYN 186 -77.5 -42.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 923 PQ 1.014 0.0 0.0 55.2 0.0 0.0 PAEZ -6.4 0.0 0.0 6.6 0.0 0.0 322 JUTO 79 7.4 24.1 03 921 PPYN 187 -62.6 -30.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 9

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

34.2 0.0 337.7 0.0 185.9 47.8 354.7 3.4 7.8 0.0 111.0 0.0 0.0 147.9 0.0 -65.3 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME FINAL DE VARIACIONES DE CONTROL:

X----X-----------------X----------------------------X CONT BARRA/CIRCUITO VARIACION TIPO No. NOMBRE INICIAL DESVIO FINAL UNID X----X----X------------X-------X-------X-------X----X

GE_P 121 GUV2 1150.0 -54.1 1095.9 MW

177

GE_P 221 SAC2 553.7 -8.8 545.0 MW GE_P 322 JUTO 6.8 -6.8 0.0 MW GE_P 326 SLVJ 285.0 -165.0 120.0 MW GE_P 424 TERN 40.0 222.4 262.4 MW GE_P 922 PAST 14.5 3.5 18.0 MW X----X----X------------X-------X-------X-------X----X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

CODIGO DE EJECUCION: ANALISIS DE CONFIABILIDAD - MONTE CARLO (SIMULACION NO SEQUENCIAL) ---------------------------------------------------------------------------------------

PARAMETROS PARA LA SIMULACION DE MONTE CARLO: ---------------------------------------------

NUMERO DE MUESTRAS: 5000 TOLERANCIA PARA EL INDICE LOLP (%): 5.00000 TOLERANCIA PARA EL INDICE EPNS (%): 5.00000

179

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE VOLTAJE - CASOS MAS SEVEROS DE VIOLACION DE VOLTAJE: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.VIOL. SEVERIDAD NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 1658 CT CIRC. 329 - 330 (CIRC. 89 ) 2 1164.8547 AS REACTOR-LINEA BARRA 329 - VIR5 CHG. -60.0 MVAR CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 2 799 CT CIRC. 393 - 722 (CIRC. 94 ) 2 973.7935 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 3 634 CT CIRC. 921 - 923 (CIRC. 187 ) 2 972.9208 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 4 1934 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 2 972.2597 CT CIRC. 230 - 722 (CIRC. 68 ) 5 1357 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 2 957.3805 CT CIRC. 224 - 228 (CIRC. 59 ) 6 4358 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 2 881.2277 7 3976 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 2 881.2277 8 3661 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 2 881.2277 9 3357 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 2 881.2277 10 2789 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 2 881.2277 X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE P.REACTIVA - CASOS MAS SEVEROS DE VIOLACION DE P.REACTIVA: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.VIOL. SEVERIDAD NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 4021 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 1 1331.8658 CT CIRC. 403 - 438 (CIRC. 102 ) X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE CORTE DE CARGA - CASOS MAS SEVEROS DE CORTE DE CARGA: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.DE COR. CORTE (MW) NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 4224 CT CIRC. 521 - 523 (CIRC. 134 ) 2 80.6226 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 2374 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.6226 CT CIRC. 532 - 533 (CIRC. 153 ) 3 1700 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.6226

180

CT CIRC. 421 - 424 (CIRC. 107 ) 4 4021 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 3 80.6226 CT CIRC. 403 - 438 (CIRC. 102 ) 5 3789 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.6226 6 2907 CT CIRC. 127 - 128 (CIRC. 27 ) 2 80.6226 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 7 2003 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.6226 8 1716 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.6226 9 388 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.6226 10 681 CT CIRC. 431 - 432 (CIRC. 129 ) 2 78.9934 CT CIRC. 428 - 429 (CIRC. 126 ) X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE SOBRECARGAS - PROBABILIDAD & MEDIA DE VIOLACIONES: X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X DE BARRA PARA BARRA CIRC PROBABILIDAD MEDIA (%) X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X 201 SAC5 401 SAB5 188 0.25000E-01 103.70 526 OCCI 529 TJRA 143 0.80000E-02 113.08 526 OCCI 531 GUAD 144 0.24000E-02 110.31 126 MESA 127 GUAC 21 0.16000E-02 100.54 528 MIRF 530 BARB 145 0.40000E-03 103.31 722 ESMR 725 SNFE 177 0.20000E-03 101.10 X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE SUBVOLTAJES - PROBABILIDAD & MEDIA DE VIOLACIONES: X-----------------X-------------------X--------------------X BARRA PROBABILIDAD MEDIA (PU) X-----------------X-------------------X--------------------X 432 VDUP 0.68000E-02 0.73512 431 COPE 0.54000E-02 0.80955 922 PAST 0.34000E-02 0.75535 132 RFOR 0.22000E-02 0.89405 X-----------------X-------------------X--------------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE PERDIDAS POR AREA: X---------------------------------------------X------------------X IDENTIFICACION DE AREA MED.PERDID.(MW) X---------------------------------------------X------------------X 1 EEB 49.35 2 ISA 11.19 3 EPSA 7.19

181

4 CORELCA 19.98 5 EEPPM 18.30 6 NORDESTE 14.38 7 CHEC 6.41 8 TOLHUI 7.06 9 CEDEL 3.43 X---------------------------------------------X------------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL SISTEMA ----------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD OBTENIDOS CON = 5000 MUESTRAS

No. DE EVENTOS (SIMULADOS Y RESUELTOS): 5000

No. DE EVENTOS CRITICOS:

- CON PROBLEMAS EN EL SISTEMA : 92 - CON CORTE DE CARGA : 75

INDICES DE PROBLEMAS EN EL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.6000000E-02 32.609 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 89.999996E-04 48.913 % CONVERGENCIA 0.0000000 0.000 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 19.999999E-05 1.087 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 32.000009E-04 17.391 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 0.1840000E-01 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.6400000E-02 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 0.1240000E-01 CONVERGENCIA 0.3200000E-02 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

182

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- LOSS OF LOAD PROBABILITY (LOLP): --------------------------------------------------- VALOR COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 0.1500000E-01 11.460 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 0.1500000E-01 ---------------------------------------------------

EXPECTED POWER NOT SUPPLIED (EPNS): --------------------------------------------------- VALOR (MW) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 0.7723299 12.337 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 0.7723299 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD EXPECTATION (LOLE): --------------------------------------------------- VALOR (h/a) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 131.4000 11.460 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 131.4000 ---------------------------------------------------

EXPECTED ENERGY NOT SUPPLIED (EENS): --------------------------------------------------- VALOR (MWh/a) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 6765.610 12.337 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 6765.610 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD FREQUENCY (LOLF): --------------------------------------------------- VALOR(ocu./a) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 11.45376 17.239 GENERACION 0.0000000 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD DURATION (LOLD): --------------------------------------------------- VALOR(horas) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 11.47221 12.144 GENERACION 0.0000000 ---------------------------------------------------

-------------------------------------------------------- SYSTEM MINUTES: 4847.583 (COEF.DE VAR. = 12.34 %) --------------------------------------------------------

183

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.2600000E-02 17.333 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 89.999996E-04 60.000 % CONVERGENCIA 0.0000000 0.000 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 19.999999E-05 1.333 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 32.000002E-04 21.333 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 0.1500000E-01 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.3000000E-02 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 0.1240000E-01 CONVERGENCIA 0.3200000E-02 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EPNS (MW) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.1180400 15.284 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 0.4127479 53.442 % CONVERGENCIA 0.0000000 0.000 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 10.178668E-03 1.318 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 0.2313633 29.957 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 0.7723299 100.000 % ---------------------------------------------------

184

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EPNS (MW) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.1443432 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 0.6542900 CONVERGENCIA 0.2313633 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLE (h/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 22.77600 17.333 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 78.84000 60.000 % CONVERGENCIA 0.0000000 0.000 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 1.752000 1.333 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 28.03200 21.333 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 131.4000 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLE (h/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 26.28000 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 108.6240 CONVERGENCIA 28.03200 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EENS (MWh/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 1034.030 15.284 % FLUJO 0.0000000 0.000 %

185

VOLTAJE 3615.672 53.442 % CONVERGENCIA 0.0000000 0.000 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 89.16514 1.318 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 2026.743 29.957 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 6765.610 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EENS (MWh/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 1264.446 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 5731.581 CONVERGENCIA 2026.743 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLF (ocu/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 2.007057 17.523 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 6.161470 53.794 % CONVERGENCIA 0.0000000 0.000 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 3.285235 28.683 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 11.45376 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLF (ocu/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 2.068100 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 9.446707 CONVERGENCIA 3.297413 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

186

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 1 EEB ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 132 RFOR 91.7 0.22000E-02 193.83 0.44600 43.211 ( 30.1 %) ( 37.5 %) ( 37.1 %) ( 21.7 %) ----------------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 4 CORELCA ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 431 COPE 34.7 0.18000E-02 305.98 1.8977 8.3091 ( 33.3 %) ( 33.3 %) ( 66.2 %) ( 16.0 %) ----------------------------------------------------------------------------- 432 VDUP 157.8 0.68000E-02 3711.3 6.9650 8.5525 ( 17.1 %) ( 17.1 %) ( 24.0 %) ( 14.5 %) ----------------------------------------------------------------------------- 435 URAB 45.4 0.26000E-02 1034.0 2.0071 11.348 ( 27.7 %) ( 27.7 %) ( 31.5 %) ( 15.0 %) ----------------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 9 CEDEL ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 922 PAST 173.0 0.34000E-02 1520.5 2.0357 14.631 ( 24.2 %) ( 24.2 %) ( 40.7 %) ( 23.8 %) -----------------------------------------------------------------------------

187

INVIERNO LINEA CA 2005

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

CODIGO DE EJECUCION: ANALISIS DE FLUJO DE POTENCIA --------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME DE CONVERGENCIA:

X-----------X---------------X---------------X---------------X--X-----------------------------------------------------------X ITERACION ERROR MAX BARRA ERROR MAX BARRA ERROR MAX CONV. FC P Q V MW No. MVAR No. VOLT.(%) No. FM BARRA (B), CIRCUITO (C) Y CONV. CON LIMITE VIOLADO X--X--X--X--X---------X-----X---------X-----X---------X-----X--X-----------------------------------------------------------X

1 1 1141.00 121 331.72 321 2 2 18.58 123 99.03 123 3 3 0.34 432********** 922 124B 125B 131B 221B 229B 323B 402B 529B 533B621B 633B 722B 921B 922B 4 4 0.00 439 221.58 124 5 5 0.71 922********** 325 127B 128B 325B 6 6 0.00 439 65.50 128 X--X--X--X--X---------X-----X---------X-----X---------X-----X--X-----------------------------------------------------------X

188

CONVERGENCIA FINAL:

X-----------X---------------X---------------X---------------X ITERACION ERROR MAX BARRA ERROR MAX BARRA ERROR MAX CONV. FC P Q V MW No. MVAR No. VOLT.(%) No. X--X--X--X--X---------X-----X---------X-----X---------X-----X

0 0.00 0 0.00 0 6 6 0 0.43 128 0.02 123 0.000 0

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 1 * EEB

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 121 PV 1.000 1150.0 0.0 9.0 0.0 0.0 GUV2 25.2 281.4 0.0 1.8 0.0 0.0 122 CHIV 1 -80.5 7.2 122 CHIV 2 -80.5 7.2 123 TORC 3 294.1 61.2 129 CIRC 4 215.3 42.6 131 TUNA 5 154.0 21.4 132 RFOR 6 199.1 51.2 133 MIRD 7 219.7 44.4 133 MIRD 8 219.7 44.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 122 PV 1.000 1000.0 0.0 0.0 0.0 0.0 CHIV 26.2 43.8 0.0 0.0 0.0 0.0 121 GUV2 1 80.7 -9.9

189

121 GUV2 2 80.7 -9.9 123 TORC 9 241.6 37.8 123 TORC 10 241.6 37.8 635 NPAI 11 177.8 -6.0 06 635 NPAI 12 177.8 -6.0 06 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 123 PQ 0.957 0.0 0.0 490.0 0.0 0.0 TORC 12.1 0.0 0.0 117.6 0.0 0.0 121 GUV2 3 -289.3 -7.7 122 CHIV 9 -235.3 4.0 122 CHIV 10 -235.3 4.0 124 NOR2 13 215.9 -76.5 124 NOR2 14 215.9 -76.5 133 MIRD 15 -161.8 35.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 124 PQ 0.965 107.0 0.0 337.3 0.0 0.0 NOR2 10.1 80.0 0.0 74.2 0.0 0.0 123 TORC 13 -214.9 80.0 123 TORC 14 -214.9 80.0 125 BALS 16 80.2 -16.1 126 MESA 17 -25.1 -36.0 222 PURN 18 72.2 -51.1 02 222 PURN 19 72.2 -51.1 02 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 125 PQ 0.966 200.0 0.0 360.3 0.0 0.0 BALS 9.5 80.0 0.0 108.4 0.0 0.0 124 NOR2 16 -80.1 14.7 126 MESA 20 -80.1 -43.1

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 1 * EEB

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

190

126 PQ 0.978 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MESA 10.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 124 NOR2 17 25.2 29.9 125 BALS 20 80.3 40.7 127 GUAC 21 -203.7 -0.6 127 GUAC 22 -203.7 -0.6 725 SNFE 23 117.1 -31.2 07 725 SNFE 24 117.1 -31.2 07 822 IBAG 25 34.1 -3.5 08 822 IBAG 26 34.1 -3.5 08 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 127 PQ 0.979 341.5 0.0 218.7 0.0 0.0 GUAC 11.2 87.0 0.0 32.9 0.0 0.0 126 MESA 21 204.0 1.9 126 MESA 22 204.0 1.9 128 PARA 27 -142.7 25.1 128 PARA 28 -142.7 25.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 128 PQ 0.979 270.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PARA 11.9 60.0 0.0 0.0 0.0 0.0 127 GUAC 27 142.8 -24.7 127 GUAC 28 142.8 -24.7 129 CIRC 29 -12.1 48.1 130 SUR2 30 -3.9 61.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 129 PQ 0.953 0.0 0.0 322.6 0.0 0.0 CIRC 12.4 0.0 0.0 74.6 0.0 0.0 121 GUV2 4 -211.3 -13.5 128 PARA 29 12.3 -54.4 131 TUNA 31 -29.6 -3.9 133 MIRD 32 -93.9 -2.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 130 PQ 0.957 0.0 0.0 86.7 0.0 0.0 SUR2 12.1 0.0 0.0 40.3 0.0 0.0 128 PARA 30 4.0 -65.2 131 TUNA 33 -90.7 24.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 131 PQ 0.954 184.3 0.0 319.5 0.0 0.0 TUNA 13.0 68.0 0.0 113.0 0.0 0.0 121 GUV2 5 -151.3 -19.2 129 CIRC 31 29.6 -0.4 130 SUR2 33 90.8 -25.8 132 RFOR 34 -104.4 0.4

191

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 132 PQ 0.958 0.0 0.0 91.7 0.0 0.0 RFOR 17.3 0.0 0.0 44.4 0.0 0.0 121 GUV2 6 -196.7 -38.4 131 TUNA 34 105.0 -6.0

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 1 * EEB

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 133 PQ 0.955 0.0 0.0 175.1 0.0 0.0 MIRD 13.3 0.0 0.0 57.5 0.0 0.0 121 GUV2 7 -215.6 -13.2 121 GUV2 8 -215.6 -13.2 123 TORC 15 162.1 -33.5 129 CIRC 32 94.0 2.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 1

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

3252.8 0.0 2410.9 0.0 0.0 789.5 0.0 52.3 700.2 0.0 664.7 0.0 0.0 21.1 191.6 206.0 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

192

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 2 * ISA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 201 PQ 1.022 0.0 0.0 0.0 0.0 -350.7 SAC5 -3.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 221 SAC2 35 -282.5 75.0 1.000 221 SAC2 36 -282.5 75.0 1.000 221 SAC2 37 -189.1 50.2 1.000 221 SAC2 38 -189.1 50.2 1.000 329 VIR5 39 -34.1 -210.8 03 403 CMA5 40 334.1 -124.1 04 403 CMA5 41 321.6 -133.2 04 403 CMA5 188 321.6 -133.2 04 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 221 PQ 1.007 574.6 0.0 0.0 0.0 0.0 SAC2 0.0 -100.0 0.0 0.0 0.0 0.0 201 SAC5 35 282.5 -56.1 201 SAC5 36 282.5 -56.1 201 SAC5 37 189.1 -37.6 201 SAC5 38 189.1 -37.6 222 PURN 42 -128.6 23.6 222 PURN 43 -128.6 23.6 230 ANCI 44 18.6 20.3 230 ANCI 45 18.6 20.3 521 GTPE 46 -197.4 43.1 05 722 ESMR 47 24.4 -21.7 07 722 ESMR 48 24.4 -21.7 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 222 PQ 0.999 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PURN 6.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 124 NOR2 18 -71.5 39.8 01 124 NOR2 19 -71.5 39.8 01 221 SAC2 42 130.3 -26.6

193

221 SAC2 43 130.3 -26.6 223 LSIE 49 39.8 -24.0 223 LSIE 50 39.8 -24.0 231 MIEL 51 -98.5 10.8 231 MIEL 52 -98.5 10.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 223 PQ 1.008 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 LSIE 4.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 222 PURN 49 -39.6 7.6 222 PURN 50 -39.6 7.6 224 PVRA 53 68.6 -19.7 521 GTPE 54 10.6 4.4 05

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 2 * ISA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 224 PQ 1.010 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 PVRA 2.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 223 LSIE 53 -68.2 11.4 225 TCNT 55 0.0 -1.7 225 TCNT 56 0.0 -1.7 227 MALE 57 -24.9 21.4 228 COMU 58 43.3 -15.2 228 COMU 59 44.3 -12.3 522 PLAY 60 -29.9 6.4 05 634 NBUC 61 35.5 -8.3 06 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 225 PQ 1.010 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TCNT 2.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 55 0.0 0.0 224 PVRA 56 0.0 0.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 227 PQ 1.009 0.0 0.0 21.5 0.0 0.0

194

MALE 2.3 0.0 0.0 8.7 0.0 0.0 224 PVRA 57 25.0 -22.7 523 JAGU 62 -46.5 14.0 05 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 228 PQ 1.007 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 COMU -0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 58 -42.9 -7.2 224 PVRA 59 -44.0 -5.1 229 MERI 63 -90.0 34.7 628 BARN 64 166.9 -23.2 06 634 NBUC 65 10.0 0.7 06 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 229 PQ 1.006 90.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MERI -0.4 -35.0 0.0 0.0 0.0 0.0 228 COMU 63 90.0 -35.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 230 PQ 0.976 39.8 0.0 296.2 0.0 0.0 ANCI -0.9 0.0 0.0 95.9 0.0 0.0 221 SAC2 44 -18.5 -38.2 221 SAC2 45 -18.5 -38.2 526 OCCI 66 -166.4 38.0 05 528 MIRF 67 -92.8 25.4 05 722 ESMR 68 19.9 -41.4 07 722 ESMR 69 19.9 -41.4 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 231 PV 1.000 375.0 0.0 0.0 0.0 0.0 MIEL 7.5 -11.1 0.0 0.0 0.0 0.0 222 PURN 51 98.9 -12.4 222 PURN 52 98.9 -12.4 725 SNFE 70 88.6 6.9 07 725 SNFE 71 88.6 6.9 07

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

195

TOTALES DE AREA 2

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

1079.4 0.0 317.7 0.0 -350.7 1457.9 713.0 16.9 -146.1 0.0 104.6 0.0 0.0 801.4 59.9 -1343.0 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 3 * EPSA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 321 PQ 1.043 0.0 0.0 56.1 0.0 306.8 SMRC -2.6 0.0 0.0 -14.5 0.0 0.0 322 JUTO 72 8.9 123.9 323 YUMB 73 -125.7 248.1 327 CGVC 74 21.0 2.0 330 SMR5 75 28.8 -51.7 1.000 726 VIR2 76 10.8 -1.0 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 322 PQ 1.009 6.8 0.0 192.0 0.0 0.0 JUTO -2.5 0.0 0.0 93.0 0.0 0.0 321 SMRC 72 -8.4 -124.5 324 PANC 77 -49.0 31.9 326 SLVJ 78 -132.7 32.1 923 PAEZ 79 4.9 -32.5 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 323 PQ 1.030 185.6 0.0 250.2 0.0 0.0

196

YUMB -2.1 0.0 0.0 121.2 0.0 0.0 321 SMRC 73 126.2 -244.8 324 PANC 80 -7.1 101.8 325 ALAN 81 -156.2 73.8 392 SMFB 82 7.3 -13.0 394 SMFD 83 7.3 -13.0 921 PPYN 84 -42.0 -26.0 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 324 PQ 1.003 0.0 0.0 240.1 0.0 0.0 PANC -1.8 0.0 0.0 91.3 0.0 0.0 322 JUTO 77 49.1 -35.0 323 YUMB 80 7.5 -103.7 325 ALAN 85 -150.1 21.2 326 SLVJ 86 -146.6 26.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 325 PQ 1.003 363.0 0.0 0.0 0.0 0.0 ALAN 2.9 -60.0 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 81 158.4 -67.5 324 PANC 85 151.7 -17.8 331 PALN 87 52.9 25.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 326 PV 1.000 285.0 0.0 2.7 0.0 0.0 SLVJ 2.5 -53.5 0.0 0.9 0.0 0.0 322 JUTO 78 134.2 -31.0 324 PANC 86 148.1 -23.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 327 PV 1.018 0.9 0.0 112.4 0.0 0.0 CGVC -4.2 0.0 0.0 24.8 0.0 0.0 321 SMRC 74 -20.9 -26.7 726 VIR2 88 -90.6 1.9 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 329 PQ 1.041 0.0 0.0 0.0 0.0 -156.0 VIR5 -3.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 201 SAC5 39 34.2 -73.7 02 330 SMR5 89 -28.7 -177.9 726 VIR2 90 -5.4 95.6 1.000 07

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

197

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 3 * EPSA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 330 PQ 1.054 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMR5 -3.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 321 SMRC 75 -28.8 52.4 329 VIR5 89 28.8 -52.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 331 PQ 0.991 0.0 0.0 52.7 0.0 0.0 PALN 1.9 0.0 0.0 24.7 0.0 0.0 325 ALAN 87 -52.7 -24.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 391 PQ 1.019 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFA -1.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 392 SMFB 91 -7.3 11.8 722 ESMR 92 7.3 -11.8 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 392 PQ 1.030 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFB -2.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 82 -7.3 12.0 391 SMFA 91 7.3 -12.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 393 PQ 1.019 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFC -1.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 394 SMFD 93 -7.3 11.8 722 ESMR 94 7.3 -11.8 07 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 394 PQ 1.030 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 SMFD -2.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 323 YUMB 83 -7.3 12.0 393 SMFC 93 7.3 -12.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 3

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID

198

MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

841.3 0.0 906.2 0.0 150.7 64.3 138.5 9.3 -113.5 0.0 341.4 0.0 0.0 177.7 103.4 -378.4 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 401 PQ 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 -249.7 SAB5 -16.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 402 CHI5 95 -178.4 20.5 402 CHI5 96 -268.4 -131.7 402 CHI5 189 -268.4 -131.7 421 SAB2 97 241.7 -2.3 1.000 421 SAB2 98 231.6 -2.2 1.000 421 SAB2 99 241.7 -2.3 1.000 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 402 PQ 1.006 0.0 0.0 288.4 0.0 -437.1 CHI5 -12.1 -150.0 0.0 139.7 0.0 0.0 401 SAB5 95 190.1 -244.4 401 SAB5 96 269.4 -88.1 401 SAB5 189 269.4 -88.1 403 CMA5 100 -336.3 -95.3 403 CMA5 101 -340.5 -105.5 403 CMA5 190 -340.5 -105.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 403 PQ 1.015 0.0 0.0 206.4 0.0 -444.6 CMA5 -8.8 0.0 0.0 64.5 0.0 0.0

199

201 SAC5 40 -332.0 -126.7 02 201 SAC5 41 -319.8 -141.6 02 201 SAC5 188 -319.8 -141.6 02 402 CHI5 100 338.1 -58.5 402 CHI5 101 341.8 -49.3 402 CHI5 190 341.8 -49.3 438 CMA2 102 -256.6 57.9 1.000 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 421 PQ 0.997 0.0 0.0 50.8 0.0 0.0 SAB2 -19.6 0.0 0.0 13.2 0.0 0.0 401 SAB5 97 -241.7 15.7 401 SAB5 98 -231.6 15.0 401 SAB5 99 -241.7 15.7 422 TBSA 103 12.5 -10.9 422 TBSA 104 12.5 -10.9 422 TBSA 105 12.5 -10.9 424 TERN 106 85.5 4.3 424 TERN 107 85.5 4.3 425 CART 108 100.0 8.7 426 FUND 109 136.1 -17.7 426 FUND 110 163.8 -20.0 433 NBQU 111 18.7 -2.1 433 NBQU 112 18.7 -2.1 433 NBQU 113 18.7 -2.1

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 422 PV 1.000 200.0 0.0 220.3 0.0 0.0 TBSA -19.9 136.1 0.0 106.7 0.0 0.0 421 SAB2 103 -12.5 4.9 421 SAB2 104 -12.5 4.9 421 SAB2 105 -12.5 5.0

200

433 NBQU 114 17.2 14.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 423 PQ 0.994 0.0 0.0 73.0 0.0 0.0 TFLO -20.3 0.0 0.0 35.3 0.0 0.0 433 NBQU 115 -36.5 -17.7 433 NBQU 116 -36.5 -17.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 424 PQ 0.980 40.0 0.0 203.0 0.0 38.4 TERN -23.9 0.0 0.0 94.2 0.0 0.0 421 SAB2 106 -84.5 -10.3 421 SAB2 107 -84.5 -10.3 439 CAND 117 3.0 -17.6 439 CAND 118 3.0 -17.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 425 PQ 0.981 0.0 0.0 105.3 0.0 28.9 CART -23.9 0.0 0.0 11.7 0.0 0.0 421 SAB2 108 -99.3 -15.2 439 CAND 119 -3.0 16.2 439 CAND 120 -3.0 16.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 426 PQ 0.998 0.0 0.0 35.9 0.0 78.6 FUND -27.6 0.0 0.0 12.4 0.0 0.0 421 SAB2 109 -133.3 22.4 421 SAB2 110 -160.6 25.6 427 SMAR 121 55.5 -12.6 427 SMAR 122 55.5 -12.6 431 COPE 123 147.0 43.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 427 PQ 0.997 0.0 0.0 63.8 0.0 0.0 SMAR -30.6 0.0 0.0 23.7 0.0 0.0 426 FUND 121 -55.1 1.8 426 FUND 122 -55.1 1.8 428 TGJA 124 23.2 -13.7 428 TGJA 125 23.2 -13.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 428 PV 1.000 80.0 0.0 2.2 0.0 0.0 TGJA -32.0 -2.1 0.0 1.0 0.0 0.0 427 SMAR 124 -23.1 -0.5 427 SMAR 125 -23.1 -0.5 429 CUES 126 62.0 -1.1 429 CUES 127 62.0 -1.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 429 PQ 0.986 0.0 0.0 72.4 0.0 37.9

201

CUES -35.7 0.0 0.0 14.9 0.0 0.0 428 TGJA 126 -61.4 -9.9 428 TGJA 127 -61.4 -9.9 432 VDUP 128 50.4 42.8

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 4 * CORELCA

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 431 PQ 0.957 0.0 0.0 34.7 0.0 0.0 COPE -33.0 0.0 0.0 13.1 0.0 0.0 426 FUND 123 -144.7 -36.8 432 VDUP 129 110.0 23.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 432 PQ 0.921 0.0 0.0 157.8 0.0 0.0 VDUP -38.9 0.0 0.0 75.0 0.0 0.0 429 CUES 128 -49.6 -52.6 431 COPE 129 -108.2 -22.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 433 PQ 0.995 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NBQU -20.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 421 SAB2 111 -18.6 -5.0 421 SAB2 112 -18.6 -5.0 421 SAB2 113 -18.6 -5.0 422 TBSA 114 -17.2 -18.1 423 TFLO 115 36.5 16.6 423 TFLO 116 36.5 16.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 434 PV 1.000 306.2 0.0 0.0 0.0 0.0 URRA 2.1 -35.0 0.0 0.0 0.0 0.0 435 URAB 130 45.5 3.3 438 CMA2 131 130.3 -19.2 438 CMA2 132 130.3 -19.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

202

435 PQ 0.994 0.0 0.0 45.4 0.0 0.0 URAB 0.9 0.0 0.0 11.1 0.0 0.0 434 URRA 130 -45.4 -11.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 438 PQ 0.999 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 CMA2 -3.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 403 CMA5 102 256.6 -34.7 434 URRA 131 -128.3 17.3 434 URRA 132 -128.3 17.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 439 PQ 0.981 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 CAND -23.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 424 TERN 117 -3.0 16.9 424 TERN 118 -3.0 16.9 425 CART 119 3.0 -16.9 425 CART 120 3.0 -16.9

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 4

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

626.2 0.0 1559.4 0.0 -947.6 0.0 971.6 38.4 -51.0 0.0 616.5 0.0 0.0 0.0 409.8 -1205.3 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

203

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 5 * EEPPM

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 521 PV 1.000 300.0 0.0 31.6 0.0 0.0 GTPE 3.7 136.5 0.0 15.3 0.0 0.0 221 SAC2 46 198.7 -36.9 02 223 LSIE 54 -10.5 -18.5 02 522 PLAY 133 -27.1 1.6 523 JAGU 134 -53.7 7.3 523 JAGU 135 -69.3 10.0 524 ORIE 136 127.0 42.8 525 ENVG 137 97.0 43.2 528 MIRF 138 115.8 38.5 530 BARB 139 -109.5 33.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 522 PV 1.000 201.0 0.0 46.4 0.0 0.0 PLAY 4.0 -5.8 0.0 -4.8 0.0 0.0 224 PVRA 60 30.1 -22.5 02 521 GTPE 133 27.1 -5.0 524 ORIE 140 97.4 26.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 523 PV 1.000 170.0 0.0 0.0 0.0 0.0 JAGU 4.3 -47.6 0.0 0.0 0.0 0.0 227 MALE 62 46.8 -25.4 02 521 GTPE 134 53.8 -10.2 521 GTPE 135 69.5 -11.9 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 524 PQ 0.978 0.0 0.0 172.3 0.0 0.0 ORIE 1.0 0.0 0.0 27.5 0.0 0.0 521 GTPE 136 -126.2 -42.0 522 PLAY 140 -96.8 -29.6

204

525 ENVG 141 50.6 44.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 525 PQ 0.964 0.0 0.0 249.7 0.0 0.0 ENVG 0.3 0.0 0.0 103.9 0.0 0.0 521 GTPE 137 -96.1 -45.9 524 ORIE 141 -50.5 -46.9 526 OCCI 142 -103.2 -11.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 526 PQ 0.970 0.0 0.0 197.1 0.0 0.0 OCCI 2.1 0.0 0.0 83.3 0.0 0.0 230 ANCI 66 167.3 -33.8 02 525 ENVG 142 103.5 9.8 529 TJRA 143 -289.3 -50.3 531 GUAD 144 -178.6 -9.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 528 PQ 0.972 0.0 0.0 228.6 0.0 0.0 MIRF 0.3 0.0 0.0 71.2 0.0 0.0 230 ANCI 67 93.0 -26.5 02 521 GTPE 138 -114.9 -38.8 530 BARB 145 -206.7 -5.9

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 5 * EEPPM

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 529 PQ 0.991 255.2 0.0 0.0 0.0 0.0 TJRA 6.0 102.0 0.0 0.0 0.0 0.0 526 OCCI 143 291.4 67.5 530 BARB 146 -50.1 -2.8 533 BLLO 147 13.9 37.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 530 PQ 0.992 0.0 0.0 94.3 0.0 0.0 BARB 6.4 0.0 0.0 4.0 0.0 0.0 521 GTPE 139 110.1 -34.4

205

528 MIRF 145 209.4 20.4 529 TJRA 146 50.1 0.7 531 GUAD 148 -150.9 2.5 532 SLTO 149 -162.9 3.5 534 PORC 150 -150.2 3.3 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 531 PV 1.000 169.3 0.0 0.0 0.0 0.0 GUAD 10.7 40.2 0.0 0.0 0.0 0.0 526 OCCI 144 181.7 23.5 530 BARB 148 152.2 0.9 532 SLTO 151 1.8 -0.9 534 PORC 152 -166.4 16.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 532 PV 1.000 284.4 0.0 36.1 0.0 0.0 SLTO 10.7 2.0 0.0 -10.7 0.0 0.0 530 BARB 149 164.4 1.5 531 GUAD 151 -1.8 -0.5 533 BLLO 153 120.5 8.3 534 PORC 154 -34.7 3.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 533 PV 0.984 2.6 0.0 135.8 0.0 0.0 BLLO 5.9 17.1 0.0 65.8 0.0 0.0 529 TJRA 147 -13.9 -39.5 532 SLTO 153 -119.3 -9.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 534 PV 1.000 352.8 0.0 0.0 0.0 0.0 PORC 10.9 -21.3 0.0 0.0 0.0 0.0 530 BARB 150 151.6 0.2 531 GUAD 152 166.5 -16.5 532 SLTO 154 34.8 -4.9

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 5

206

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

1735.3 0.0 1191.9 0.0 0.0 535.8 10.5 18.1 223.1 0.0 355.5 0.0 0.0 0.0 163.6 31.2 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 6 * NORDESTE

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 621 PV 0.990 9.0 0.0 99.6 0.0 0.0 PLS2 -5.8 0.0 0.0 48.2 0.0 0.0 622 TJRO 155 24.7 -22.8 626 OCA2 156 35.6 0.0 627 BUCA 157 -103.2 22.2 630 TLD2 158 2.9 -40.2 634 NBUC 159 -50.6 -7.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 622 PV 1.000 68.0 0.0 0.0 0.0 0.0 TJRO -7.2 79.7 0.0 0.0 0.0 0.0 621 PLS2 155 -24.6 6.7 623 SMT2 160 80.3 31.0 624 CCTA 161 105.2 37.6 634 NBUC 162 -93.0 4.4 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 623 PQ 0.992 0.0 0.0 65.3 0.0 0.0 SMT2 -8.0 0.0 0.0 31.6 0.0 0.0 622 TJRO 160 -80.2 -32.6 624 CCTA 163 -3.3 -7.0

207

626 OCA2 164 18.1 8.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 624 PQ 0.993 0.0 0.0 101.7 0.0 0.0 CCTA -8.0 0.0 0.0 32.9 0.0 0.0 622 TJRO 161 -105.0 -38.5 623 SMT2 163 3.3 5.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 626 PQ 0.973 0.0 0.0 53.3 0.0 0.0 OCA2 -9.3 0.0 0.0 25.8 0.0 0.0 621 PLS2 156 -35.3 -9.6 623 SMT2 164 -18.0 -16.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 627 PQ 0.988 0.0 0.0 118.0 0.0 0.0 BUCA -4.6 0.0 0.0 57.1 0.0 0.0 621 PLS2 157 103.5 -27.1 628 BARN 165 -53.5 -27.8 634 NBUC 166 -168.0 -2.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 628 PQ 1.006 0.0 0.0 112.5 0.0 0.0 BARN -1.5 0.0 0.0 -12.9 0.0 0.0 228 COMU 64 -166.4 22.0 02 627 BUCA 165 53.9 -9.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 629 PV 1.000 226.2 0.0 293.8 0.0 0.0 PAIP 11.6 34.4 0.0 21.2 0.0 0.0 635 NPAI 167 -33.8 6.6 635 NPAI 168 -33.8 6.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 630 PQ 1.015 0.0 0.0 14.7 0.0 0.0 TLD2 -6.1 0.0 0.0 3.5 0.0 0.0 621 PLS2 158 -2.8 27.4 631 SMO2 169 -11.9 -30.9

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 6 * NORDESTE

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT

208

No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 631 PQ 1.027 0.0 0.0 0.6 0.0 0.0 SMO2 -5.9 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 630 TLD2 169 12.0 23.0 632 BAN2 170 -12.6 -23.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 632 PQ 1.037 0.0 0.0 4.9 0.0 -13.4 BAN2 -5.7 0.0 0.0 1.1 0.0 0.0 631 SMO2 170 12.6 13.6 633 CLM2 171 -17.5 -28.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 633 PQ 1.055 39.0 0.0 21.4 0.0 16.7 CLM2 -5.1 0.0 0.0 4.6 0.0 0.0 632 BAN2 171 17.6 12.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 634 PQ 1.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NBUC -0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 224 PVRA 61 -35.3 -15.0 02 228 COMU 65 -10.0 -13.0 02 621 PLS2 159 51.4 -13.9 622 TJRO 162 93.9 -13.0 627 BUCA 166 169.7 7.0 635 NPAI 172 -132.7 23.1 635 NPAI 173 -137.0 24.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 635 PQ 1.000 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 NPAI 11.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 122 CHIV 11 -173.5 27.8 01 122 CHIV 12 -173.5 27.8 01 629 PAIP 167 33.8 -8.9 629 PAIP 168 33.8 -8.9 634 NBUC 172 137.4 -18.9 634 NBUC 173 141.8 -18.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 6

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/

209

MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

342.2 0.0 885.8 0.0 3.3 0.0 558.7 15.1 114.1 0.0 213.2 0.0 0.0 77.5 28.0 -145.3 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 7 * CHEC

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 722 PQ 1.010 88.5 0.0 262.5 0.0 0.0 ESMR -2.5 56.5 0.0 90.9 0.0 0.0 221 SAC2 47 -24.3 -13.0 02 221 SAC2 48 -24.3 -13.0 02 230 ANCI 68 -19.7 19.0 02 230 ANCI 69 -19.7 19.0 02 391 SMFA 92 -7.3 -19.5 03 393 SMFC 94 -7.3 -19.5 03 723 HERM 174 42.7 -10.0 723 HERM 175 42.7 -10.0 724 ENEA 176 -108.1 76.6 725 SNFE 177 -133.2 37.2 726 VIR2 178 42.2 -50.5 726 VIR2 179 42.2 -50.5 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 723 PQ 1.010 0.0 0.0 83.9 0.0 0.0 HERM -3.1 0.0 0.0 34.6 0.0 0.0 722 ESMR 174 -42.6 6.1 722 ESMR 175 -42.6 6.1 726 VIR2 180 1.3 -46.8 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 724 PQ 0.995 0.0 0.0 106.7 0.0 0.0

210

ENEA -0.9 0.0 0.0 35.1 0.0 0.0 722 ESMR 176 108.6 -76.9 725 SNFE 181 -215.3 41.7 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 725 PQ 0.991 0.0 0.0 54.1 0.0 0.0 SNFE 5.5 0.0 0.0 24.1 0.0 0.0 126 MESA 23 -115.9 28.2 01 126 MESA 24 -115.9 28.2 01 231 MIEL 70 -88.1 -10.3 02 231 MIEL 71 -88.1 -10.3 02 722 ESMR 177 135.6 -33.4 724 ENEA 181 218.3 -26.6 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 726 PQ 1.020 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 VIR2 -3.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 321 SMRC 76 -10.8 -41.9 03 327 CGVC 88 90.8 -3.2 03 329 VIR5 90 5.4 -93.7 03 722 ESMR 178 -42.1 47.6 722 ESMR 179 -42.1 47.6 723 HERM 180 -1.2 43.5

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 7

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

88.5 0.0 507.2 0.0 0.0 96.2 521.1 6.3 56.5 0.0 184.7 0.0 0.0 94.4 224.3 1.7 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

211

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 8 * TOLHUI

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 821 PV 1.000 540.0 0.0 157.9 0.0 0.0 BETA 12.1 -39.2 0.0 67.2 0.0 0.0 822 IBAG 182 27.7 -7.4 921 PPYN 183 177.2 -49.5 09 921 PPYN 184 177.2 -49.5 09 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 822 PV 0.972 3.8 0.0 99.3 0.0 0.0 IBAG 9.0 0.0 0.0 48.1 0.0 0.0 126 MESA 25 -34.0 -10.6 01 126 MESA 26 -34.0 -10.6 01 821 BETA 182 -27.5 -27.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 8

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

543.8 0.0 257.2 0.0 0.0 347.7 67.9 6.9 -39.2 0.0 115.3 0.0 0.0 0.0 142.0 -12.5 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

212

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME COMPLETO DEL SISTEMA * AREA 9 * CEDEL

X----------------- D A T O S - B A R R A -----------------X------------ F L U J O S - L I N E A ------------X DE LA BARRA VOLT. GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT No. TIPO MAG/ MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ P/ BARRA FLUJOS NOMBRE ANG MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV No. NOMBRE CIRC MW MVAR TAP SHIFT TL X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 921 PV 1.050 16.2 0.0 109.5 0.0 198.5 PPYN -0.2 0.0 0.0 23.0 0.0 0.0 323 YUMB 84 42.3 2.2 03 821 BETA 183 -173.9 60.5 08 821 BETA 184 -173.9 60.5 08 922 PAST 185 80.5 19.1 922 PAST 186 80.5 19.1 923 PAEZ 187 51.0 14.1 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 922 PV 0.981 14.5 0.0 173.0 0.0 -12.0 PAST -7.7 9.0 0.0 81.4 0.0 0.0 921 PPYN 185 -79.2 -42.2 921 PPYN 186 -79.2 -42.2 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X 923 PQ 1.016 0.0 0.0 55.2 0.0 0.0 PAEZ -2.7 0.0 0.0 6.6 0.0 0.0 322 JUTO 79 -4.8 27.4 03 921 PPYN 187 -50.4 -34.0 X------------X------X-------X-------X-------X-------X-------X----X------------X----X-------X-------X-----X-----X--X

TOTALES DE AREA 9

X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X GENERAC INY EQV CARGA DC LINK SHUNT EXPORT IMPORT PERDID MW/ MW/ MW/ MW/ MVAR/ MW/ MW/ MW/ MVAR MVAR MVAR MVAR EQUIV MVAR MVAR MVAR X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

213

30.7 0.0 337.7 0.0 186.5 42.3 352.6 3.2 9.0 0.0 111.0 0.0 0.0 150.6 0.0 -66.1 X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X--------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INFORME FINAL DE VARIACIONES DE CONTROL:

X----X-----------------X----------------------------X CONT BARRA/CIRCUITO VARIACION TIPO No. NOMBRE INICIAL DESVIO FINAL UNID X----X----X------------X-------X-------X-------X----X

* SIN VARIACIONES *

X----X----X------------X-------X-------X-------X----X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

CODIGO DE EJECUCION: ANALISIS DE CONFIABILIDAD - MONTE CARLO (SIMULACION NOSEQUENCIAL) ---------------------------------------------------------------------------------------

PARAMETROS PARA LA SIMULACION DE MONTE CARLO: ---------------------------------------------

NUMERO DE MUESTRAS: 5000 TOLERANCIA PARA EL INDICE LOLP (%): 5.00000 TOLERANCIA PARA EL INDICE EPNS (%): 5.00000

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE VOLTAJE - CASOS MAS SEVEROS DE VIOLACION DE VOLTAJE: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.VIOL. SEVERIDAD NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 3185 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 1 241.9651 CT CIRC. 321 - 322 (CIRC. 72 ) 2 1078 CT CIRC. 421 - 433 (CIRC. 113 ) 1 205.2715 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 )

214

CT CIRC. 323 - 325 (CIRC. 81 ) 3 4715 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 1 197.6128 CT CIRC. 634 - 635 (CIRC. 172 ) 4 1966 CT CIRC. 393 - 722 (CIRC. 94 ) 1 197.0417 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) CT CIRC. 201 - 221 (CIRC. 35 ) 5 1342 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 ) 1 196.5722 CT CIRC. 201 - 221 (CIRC. 38 ) 6 1333 CT CIRC. 529 - 530 (CIRC. 146 ) 1 196.3782 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 7 4336 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 ) 1 196.2941 CT CIRC. 224 - 225 (CIRC. 56 ) 8 4985 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 1 196.2938 9 4872 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 185 ) 1 196.2938 10 4499 CT CIRC. 921 - 922 (CIRC. 186 ) 1 196.2938 X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE P.REACTIVA - CASOS MAS SEVEROS DE VIOLACION DE P.REACTIVA: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.VIOL. SEVERIDAD NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 4319 CT CIRC. 431 - 432 (CIRC. 129 ) 1 1049.0953 2 4219 CT CIRC. 431 - 432 (CIRC. 129 ) 1 1049.0953 3 1027 CT CIRC. 431 - 432 (CIRC. 129 ) 1 1049.0953 4 614 CT CIRC. 431 - 432 (CIRC. 129 ) 1 1049.0953 5 3244 CT CIRC. 129 - 131 (CIRC. 31 ) 1 1018.9263 CT CIRC. 431 - 432 (CIRC. 129 ) 6 2627 CT CIRC. 622 - 624 (CIRC. 161 ) 1 0.0789 CT CIRC. 622 - 623 (CIRC. 160 ) 7 2359 CT CIRC. 431 - 432 (CIRC. 129 ) 1 0.0635 CT CIRC. 627 - 634 (CIRC. 166 ) 8 678 CT CIRC. 434 - 438 (CIRC. 131 ) 1 0.0046 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE CORTE DE CARGA - CASOS MAS SEVEROS DE CORTE DE CARGA: X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X ORD CTG TIPO CONTINGENCIA(CT)/ALTER.POR SWITCHEO(AS) No.DE COR. CORTE (MW) NIVEL DE CARGA - NL X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X 1 2627 CT CIRC. 622 - 624 (CIRC. 161 ) 2 150.3740 CT CIRC. 622 - 623 (CIRC. 160 ) 2 778 CT CIRC. 532 - 533 (CIRC. 153 ) 1 110.8000 CT CIRC. 529 - 533 (CIRC. 147 ) 3 3619 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.7364 4 2715 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.7364 5 1580 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.7364 6 4702 CT CIRC. 426 - 431 (CIRC. 123 ) 2 80.7364

215

CT CIRC. 327 - 726 (CIRC. 88 ) 7 2865 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 1 63.9931 CT CIRC. 401 - 421 (CIRC. 97 ) 8 4218 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 1 63.7520 9 4109 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 1 63.7520 10 3813 CT CIRC. 429 - 432 (CIRC. 128 ) 1 63.7520 CT CIRC. 221 - 521 (CIRC. 46 ) X---X-----X----X---------------------------------------X---------X-----------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE SOBRECARGAS - PROBABILIDAD & MEDIA DE VIOLACIONES: X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X DE BARRA PARA BARRA CIRC PROBABILIDAD MEDIA (%) X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X 526 OCCI 529 TJRA 143 0.86000E-02 111.89 126 MESA 127 GUAC 21 0.24000E-02 103.49 526 OCCI 531 GUAD 144 0.16000E-02 110.84 X-----------------X-----------------X----X------------------X----------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE SUBVOLTAJES - PROBABILIDAD & MEDIA DE VIOLACIONES: X-----------------X-------------------X--------------------X BARRA PROBABILIDAD MEDIA (PU) X-----------------X-------------------X--------------------X 922 PAST 0.56000E-02 0.75920 432 VDUP 0.22000E-02 0.85789 132 RFOR 0.20000E-02 0.89238 431 COPE 0.80000E-03 0.86676 624 CCTA 0.20000E-03 0.85351 626 OCA2 0.20000E-03 0.87642 X-----------------X-------------------X--------------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

SUMARIO DE PERDIDAS POR AREA: X---------------------------------------------X------------------X IDENTIFICACION DE AREA MED.PERDID.(MW) X---------------------------------------------X------------------X 1 EEB 52.54 2 ISA 16.95 3 EPSA 9.36 4 CORELCA 38.52 5 EEPPM 18.19 6 NORDESTE 15.15 7 CHEC 6.34

216

8 TOLHUI 6.89 9 CEDEL 3.24 X---------------------------------------------X------------------X

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE CONFIABILIDAD PARA EL SISTEMA ----------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD OBTENIDOS CON = 5000 MUESTRAS

No. DE EVENTOS (SIMULADOS Y RESUELTOS): 5000

No. DE EVENTOS CRITICOS:

- CON PROBLEMAS EN EL SISTEMA : 103 - CON CORTE DE CARGA : 86

INDICES DE PROBLEMAS EN EL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.7600000E-02 36.893 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 80.000004E-04 38.835 % CONVERGENCIA 0.2800000E-02 13.592 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 22.000000E-04 10.680 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 0.2060000E-01 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.7600000E-02 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 0.1020000E-01 CONVERGENCIA 0.5000000E-02 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

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INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA

217

--------------------------------------------------- LOSS OF LOAD PROBABILITY (LOLP): --------------------------------------------------- VALOR COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 0.1720000E-01 10.690 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 0.1720000E-01 ---------------------------------------------------

EXPECTED POWER NOT SUPPLIED (EPNS): --------------------------------------------------- VALOR (MW) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 0.8646785 11.581 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 0.8646785 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD EXPECTATION (LOLE): --------------------------------------------------- VALOR (h/a) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 150.6720 10.690 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 150.6720 ---------------------------------------------------

EXPECTED ENERGY NOT SUPPLIED (EENS): --------------------------------------------------- VALOR (MWh/a) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 7574.583 11.581 GENERACION 0.0000000 TRANS + COMP 7574.583 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD FREQUENCY (LOLF): --------------------------------------------------- VALOR(ocu./a) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 11.23365 16.944 GENERACION 0.0000000 ---------------------------------------------------

LOSS OF LOAD DURATION (LOLD): --------------------------------------------------- VALOR(horas) COEF.DE VAR.(%) --------------------------------------------------- SISTEMA 13.41256 12.518 GENERACION 0.0000000 ---------------------------------------------------

-------------------------------------------------------- SYSTEM MINUTES: 5427.215 (COEF.DE VAR. = 11.58 %) --------------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

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218

INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.4400000E-02 25.581 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 77.999998E-04 45.349 % CONVERGENCIA 0.2800000E-02 16.279 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 22.000009E-04 12.791 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 0.1720000E-01 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA PROBABILIDAD --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.4400000E-02 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 0.1000000E-01 CONVERGENCIA 0.5000000E-02 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

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INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EPNS (MW) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.2128401 24.615 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 0.3082145 35.645 % CONVERGENCIA 0.1785537 20.650 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 0.1650702 19.090 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 0.8646785 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EPNS (MW) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 0.2128401 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 0.4732849

219

CONVERGENCIA 0.3436242 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

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INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLE (h/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 38.54400 25.581 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 68.32800 45.349 % CONVERGENCIA 24.52800 16.279 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 19.27201 12.791 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 150.6720 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLE (h/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 38.54400 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 87.60000 CONVERGENCIA 43.80000 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

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INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EENS (MWh/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 1864.479 24.615 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 2699.959 35.645 % CONVERGENCIA 1564.130 20.650 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 1446.015 19.090 %

220

--------------------------------------------------- S I S T E M A 7574.583 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA EENS (MWh/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 1864.479 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 4145.976 CONVERGENCIA 3010.148 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

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INDICES DE PERDIDA DE CARGA DEL SISTEMA --------------------------------------------------- MODOS DE FALLA DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLF (ocu/a) PORCENTUAL --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 3.441609 30.637 % FLUJO 0.0000000 0.000 % VOLTAJE 3.617251 32.200 % CONVERGENCIA 2.722929 24.239 % FLUJ + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + AISL 0.0000000 0.000 % VOLT + FLUJ 0.0000000 0.000 % FLUJ+VOLT+AISL 0.0000000 0.000 % INS.GEN.+ OTROS 1.451857 12.924 % --------------------------------------------------- S I S T E M A 11.23365 100.000 % ---------------------------------------------------

MODOS DE FALLA NO-DISYUNTOS: --------------------------------------------------- MODO DE FALLA LOLF (ocu/a) --------------------------------------------------- AISLAMIENTO 3.441609 FLUJO 0.0000000 VOLTAJE 5.069108 CONVERGENCIA 4.174787 DEFICIT POT. 0.0000000 ---------------------------------------------------

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

COSTA_EXT.1MIN_MP_05

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 1 EEB ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. -----------------------------------------------------------------------------

221

BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 132 RFOR 91.7 0.20000E-02 240.43 0.40667 43.081 ( 31.6 %) ( 36.9 %) ( 39.5 %) ( 23.7 %) ----------------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 4 CORELCA ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 431 COPE 34.7 0.80000E-03 135.92 0.41638 16.831 ( 50.0 %) ( 50.0 %) ( 61.9 %) ( 36.5 %) ----------------------------------------------------------------------------- 432 VDUP 157.8 0.50000E-02 2617.1 4.2070 10.411 ( 19.9 %) ( 20.3 %) ( 22.5 %) ( 5.3 %) ----------------------------------------------------------------------------- 435 URAB 45.4 0.42000E-02 1670.4 3.3038 11.136 ( 21.8 %) ( 21.8 %) ( 26.0 %) ( 8.3 %) -----------------------------------------------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 5 EEPPM ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 533 BLLO 135.8 0.20000E-03 194.12 0.13786 12.709 ( 100.0 %) ( 100.0 %) ( 100.0 %) ( 0.0 %) -----------------------------------------------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 6 NORDESTE ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 623 SMT2 65.3 0.20000E-03 114.41 0.30362 5.7705 ( 100.0 %) ( 100.0 %) ( 100.0 %) (****** %)

REAL - RELIABILITY ANALYSIS PROGRAM -----------------------------------

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INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 6 NORDESTE ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR.

222

----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 624 CCTA 101.7 0.20000E-03 149.05 0.30362 5.7705 ( 100.0 %) ( 100.0 %) ( 100.0 %) (****** %) ----------------------------------------------------------------------------- ----------------------------------------------------------------------------- -----------------------------------------------------------------------------

INDICES DE CONFIABILIDAD POR BARRA: AREA 9 CEDEL ----------------------------------------------------------------------------- LOLF con * -> Limite Superior; ( ) -> COEF.DE VAR. ----------------------------------------------------------------------------- BARRA CARGA LOLP EENS LOLF LOLD No. NOMBRE (MW) (MWh/a) (ocu/a) (horas) ----------------------------------------------------------------------------- 922 PAST 173.0 0.56000E-02 2453.2 2.8748 17.064 ( 18.8 %) ( 18.8 %) ( 47.5 %) ( 34.9 %) -----------------------------------------------------------------------------

223

Anexo F. Costo unidades constructivas circuito de CA

Costo unidades constructivas del circuito de CA de acuerdo a la resolución CREG 026 de

1999.

Para la valoración completa de los costos de la línea CA con sus subestaciones, se

consideran los costos unitarios que tienen en cuenta los costos hasta la instalación en

sitio de las unidades constructivas.

Los costos unitarios aprobados en la mencionada resolución, se encuentran expresados

en dólares americanos del mes de diciembre de 1997, los cuales son referidos a dólares

del mes de diciembre de 2000, aplicando la TRM de los Estados Unidos.

Los valores utilizados en la estimación de los costos se presentan en la siguiente tabla, la

cual se encuentran completa en los anexos de la resolución, ya que aquí sólo se tienen en

cuenta los costos para las unidades constructivas que aplican al caso de estudio.

224

Cuadro 1F. Costos unitarios

Líneas de transmisión (US$/km de Diciembre de 1997)

Nivel 1 Nivel 2

Línea 500 kV 1 Circuito (4x1) 213,639 247,913

Módulos 500 kV (US$ Diciembre de 1997) Módulo Común Tipo 2 Bahía Línea Bahía Trafo

Interruptor y Medio 3,221,183 2,901,706 2,422,629

Autotrafos (US$ Diciembre de 1997)

Autotrafo 230/500

Bahías y Módulos de Compensación (US$ Diciembre de 1997)

Bahía Módulo

Compensación reactiva línea maniobrable a 500 kV 20 MVAR

969,206 1,319,447

Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 2200 ohms

534,358 2,152,305

Compensación reactiva fija 500 kV 28 MVAR 1100 ohms

534,358 1,970,505

Banco reactores para terciario autotransformador 50 MVAR

- 852,776

Compensación estática reactiva 2,257,807 31,454,280

5,840,668

Considerando los valores del cuadro 1F se calculan los costos unitarios de las unidades

constructivas del circuito de CA.

- Costos unitarios

Las operaciones que se realizan para el cálculo de los costos unitarios son como se

presentan a continuación:

225

Líneas de transmisión:

Costo unitario LÍNEAS = Longitud línea (km) * Costo unitario (US$/km de Dic – 97)

En la longitud de la línea, se debe tener en cuenta el nivel con respecto a la altura sobre

el nivel del mar, definido en la resolución, y de acuerdo a éste, se aplica el costo

correspondiente (cuadro 1F).

Subestaciones:

Costo unitario S/E = Unidad constructiva * Costo unitario (US$ de Dic – 97)

Se aplica el costo (cuadro 1F) teniendo en cuenta las cantidades de cada unidad

constructiva, las cuales se relacionan al final del presente anexo.

Los resultados se presentan en el cuadro 2F.

226

Cuadro 2F. Estimación costos unitarios

Longitud (km) Costo

Nivel 1 Nivel 2 (US$ Dic-97)

San Carlos-Cerromatoso 130.76 98.24 52,290,443

Cerromatoso - Chinú 185 - 39,523,215

Chinú - Sabanalarga 132 - 28,200,348

TOTAL 120,014,006

Subestación Unidades constructivasCosto

(US$ Dic-97)

Módulo común tipo 2 3,221,183

Bahía línea 5,803,412

Bahía transformador 7,267,887

Módulo transformador 17,522,004

Bahía de compensación 1,068,716

Módulo de compensación 7,715,714

TOTAL 42,598,916

Módulo común tipo 2 3,221,183

Bahía línea 11,606,824

Bahía transformador 2,422,629

Módulo transformador 5,840,668

Bahía de compensación 3,007,128

Módulo de compensación 8,649,056

TOTAL 34,747,488

Módulo común tipo 2 3,221,183

Bahía línea 11,606,824

Bahía de compensación 5,264,935

Módulo de compensación 39,739,736

TOTAL 59,832,678

Módulo común tipo 2 3,221,183

Bahía línea 5,803,412

Bahía transformador 7,267,887

Módulo transformador 17,522,004

Bahía de compensación 1,068,716

Módulo de compensación 3,941,010

TOTAL 38,824,212

Línea

San Carlos 5

Cerromatoso 5

Chinú

Sabanalarga 5

227

Los costos totales por subestación se deben multiplicar por el factor de módulo común y

equipo común, el cual considera la participación de los activos del STN que son propiedad

del dueño de la subestación. Este factor se presenta en la tabla 1F para cada

subestación.

Tabla 1F. Multiplicador módulo común y equipo común

SubestaciónMultiplicador Módulo común

y Equipo común

San Carlos 5 1

Cerromatoso 5 0.818

Chinú 0.818

Sabanalarga 5 1

Fuente: UPME

Por lo tanto, los costos por subestación son los presentados en la tabla 2F.

Tabla 2F. Estimación costos unitarios – subestaciones

SubestaciónCosto total

(US$ Dic-97)

San Carlos 5 42,598,916

Cerromatoso 5 28,423,445

Chinú 48,943,131

Sabanalarga 5 38,824,212

Total 158,789,704

Para referir los dólares de 1997 a dólares de 2000, se hace necesario conocer la

evolución de la inflación de Estados Unidos para este período de tiempo. Ésta se

presenta en la tabla 3F.

228

Tabla 3F. Inflación en Estados Unidos

Inflación E.U. 1997/98 1.6%

Inflación E.U. 1998/99 2.2%

Inflación E.U. 1999/00 2.5%

Fuente: World Economic Outlook. FMI.

Teniendo en cuenta los costos totales de líneas y subestaciones, se calcula el total de los

costos unitarios y se refieren al año 2000. Los resultados se presentan en la tabla 4F.

Tabla 4F. Costo total en dólares de 2000

Total líneas 120,014,006

Total subestaciones 158,789,704

Total (US$ Dic - 1997) 278,803,710

Total (US$ Dic - 2000) 296,368,344

229

Unidades constructivas

A continuación se presentan las cantidades de cada unidad constructiva del circuito de

CA. Estas fueron suministradas por la Unidad de Planeación Minero Energética – UPME.

230

Cuadro 3F. Desagregación de activos

Desagregación de activos del STN - Líneas de transmisión

Nombre del circuito Longitud de cada circuito (km)

Subestación 1 Subestación 2 Total Nivel 1 Nivel 2San Carlos Cerromatoso 229 130.76 98.24Cerromatoso Chinú 132 132Chinú Sabanalarga 185 185

Desagregación de activos del STN - SubestacionesNúmero de bahías Módulo

Compensación Transformación LíneaTransformador

230/500 kVCompensación tipo *

San Carlos 5 Interruptor y medio 2 3 2 3 2*C2+4*C4Cerromatoso 5 Interruptor y medio 4 1 4 1 2*C1+2*C2+2*C4Chinú Interruptor y medio 5 - 4 - 2*C1+1*C5+2*C3+2*C4Sabanalarga 5 Interruptor y medio 2 3 2 3 2*C3

* Los códigos para las compensaciones son:

C1: Comp. Reactiva de línea maniobrable a 500 kV 20 MVARC2: Comp. Reactiva fija 500 kV 28 MVAR 2200 OhmsC3: Comp. Reactiva fija 500 kV 28 MVAR 1100 OhmsC4: Banco reactores terciario autotransformador 50 MVARC5: Compensación estática reactiva

Empresa

ISA

SubestaciónConfiguración subestación

231

Anexo G. Valoración del costo AOM

De acuerdo a la resolución CREG 004 de 1999, el AOM reconocido es el que se presenta

en la tabla 1G.

Tabla 1G. Porcentaje AOM de acuerdo a la zona

AñoZona SIN

contaminación salinaZona CON

contaminación salina

2000 3.00% 3.50%

2001 2.75% 3.25%

2002 y posteriores 2.50% 3.00%

Se definió como zona con contaminación salina toda unidad constructiva ubicada en

Sabanalarga.

El costo de AOM se estima tomando como base los costos unitarios de las unidades

constructivas calculados en el anexo F, de la siguiente manera:

Costo AOM (US$) = Costo unitario de la unidad constructiva (US$) * % AOM

En la tabla 2G se presenta la valoración del costo de AOM para todas las unidades

constructivas del circuito de CA planteado.

232

Tabla 2G. Costos AOM por zona

Zona CON contaminación salina

Línea US$ 1997 US$ 2000

Chinú - Sabanalarga 28,200,348 29,976,970

Subestación US$ 1997 US$ 2000

Sabanalarga 38,824,212 41,270,137

Zona SIN contaminación salina

Líneas US$ 1997 US$ 2000

San Carlos - Cerromatoso 52,290,443

Cerromatoso - Chinú 39,523,215

Total líneas 91,813,658 97,597,918

Subestaciones US$ 1997 US$ 2000

San Carlos 42,598,916

Cerromatoso 28,423,445

Chinú 48,943,131

Total subestaciones 119,965,492 127,523,318

El costo total de AOM para el proyecto de CA con el porcentaje correspondiente a cada

zona, se expone en la tabla 3G. Este porcentaje resultante es el que se aplica a la línea

de CC para valorar el costo de AOM, teniendo en cuenta lo definido en la resolución.

Tabla 3G. Costo total AOM.

Total zona sin contaminación salina (US$) 2,493,649 27%

Total zona con contaminación salina (US$) 6,753,637 73%

Costo total AOM US$ Dic - 2000 9,247,286 100%

233

Anexo H. Marco legal de las consideraciones ambientales

En materia ambiental se han dado pasos trascendentales a partir de la expedición de la

Constitución de 1991. En el marco de los desarrollos legislativos posteriores a la

Constitución se destaca una intensa actividad reguladora en materia ambiental, la cual ha

permitido la expedición de nuevas leyes, entre las cuales se destacan:

- Ley 99 del 22 de diciembre de 1993, por la cual se crea el Ministerio del Medio

Ambiente se reordena el sector público encargado de la gestión y conservación del

medio ambiente y los recursos naturales renovables, se organiza el Sistema Nacional

Ambiental - SINA - y se dictan otras disposiciones.

- Decreto 1753 del 3 de agosto de 1994, por el cual se reglamentan parcialmente los

títulos VIII y XII de la Ley 99 de 1993 sobre licencias ambientales.

- Resolución 655 del 21 de junio de 1996, por la cual se establecen los requisitos y

condiciones para la solicitud y obtención de la Licencia Ambiental establecida por el

artículo 132 del Decreto Ley 2150 de 1995.

- Resolución 192 de marzo de 1999, por la cual se fijan las tarifas para el cobro de los

servicios de evaluación y seguimiento de licencias y otras autorizaciones ambientales.

234

Anexo J. Generalidades de la confiabilidad de sistemas eléctricos

La confiabilidad de un sistema eléctrico involucra tres conceptos:

1. Adecuación: Se define como la habilidad de un sistema eléctrico para suministrar

los requerimientos de potencia y energía de los consumidores en todo momento,

por lo tanto, implica que existen suficientes recursos disponibles de generación y

transmisión para satisfacer las necesidades proyectadas y las reservas para

contingencias.38

2. Seguridad: Esta definida como la habilidad de un sistema eléctrico para soportar

perturbaciones súbitas, lo que considera que el sistema como tal permanecerá

intacto inclusive después de salidas o fallas ocurridas en los equipos.39

3. Integridad: Hace referencia a la habilidad de mantener las operaciones de

interconexión.40

La salida de un sistema eléctrico, se define como un evento en el que la capacidad de

transmisión cae por debajo de un nivel de potencia base (PB) definido. Esto puede ser

causado por defectos de los componentes o partes del equipo, errores humanos,

desconexión del equipo para mantenimiento y reparación, desconexión causada por

alguna operación del equipo de protección de fallas externas, etc. Las salidas se

clasifican en tres tipos:

38 TORRES MACÍAS ALVARO. Confiabilidad de sistemas de potencia. Universidad de Los Andes. Facultad de Ingeniería.Departamento de Ingeniería Eléctrica y Electrónica. Septiembre de 2000.39 Ibíd.40 Ibid.

235

1. Salida parcial: Salida en que la capacidad de transmisión cae por debajo del nivel

de la potencia base (PB), pero permanece mayor que cero.

2. Salida forzada: Salida que no puede ser aplazada y que excede un límite de

tiempo especificado.

3. Salida programada: Es una salida parcial o plena, necesaria para el

mantenimiento, reparación, pruebas u otro trabajo, que es planeada con antelación

o puede aplazarse para un tiempo conveniente.

El número de salidas programadas y los intervalos de tiempo son determinados en su

gran mayoría por las facilidades de reparación y mantenimiento del equipo, la

disponibilidad del personal de trabajo, condiciones de monitoreo y pruebas para

identificación rápida de fallas, herramientas auxiliares, etc.

- Valor Esperado de la Energía No Suministrada (EENS): Es la energía que no se

suministra debido a las salidas del sistema. Consiste en la energía no suministrada

forzada (ENSF) y la energía no suministrada programada (ENSP).

EENS = ENSF + ENSP

236

Anexo K. Avances tecnológicos

- HVDC PLUS (High Voltage Direct Current – Power Link Universal Systems) es el

nombre de una nueva generación de componentes para instalaciones de transporte de

corriente continua en alta tensión.

El nuevo concepto esta basado en Convertidores Conmutados por Condensadores

(CCC, Capacitor Commutated Converter), éstos funcionan mejor y son mucho menos

sensibles a las perturbaciones de la red de corriente alterna que los convertidores

convencionales41 (convertidores conmutados de forma natural).

El convertidor conmutado por condensadores es básicamente un convertidor de

corriente continua a alta tensión equipado con un condensador de conmutación

conectado entre el transformador del conversor y el puente de válvulas.

Fuente: Capacitor commutated converters for HVDC

systems. ABB review 2/97.

Esquema de una instalación CCAT con CCC.

41 PER-ERIK BJÖRKLUND. TOMAS JONSSON. ABB review article. Capacitor commutated converters for HVDC systems. No. 2.1997. p. 25.

237

En donde:

AC: Sistema de corriente alterna

F: Filtro

T: Transformador

CC: Condensador de conmutación

V: Puente de válvulas

En esta configuración el condensador no está sometido a grandes esfuerzos, ya que

tanto la corriente de servicio como las corrientes transitorias están controladas por el

puente de válvulas.

El efecto de un convertidor conmutado por condensadores se basa en el suplemento

de la tensión aportado por los condensadores de conmutación a las tensiones de

conmutación de la válvula.

Estas tensiones suplementarias de conmutación hacen que el convertidor necesite

menos potencia reactiva: un pequeño banco de filtros es suficiente para la

alimentación de potencia reactiva, con la ayuda de condensadores en paralelo, así

esta pequeña batería de filtros es suficiente para compensar la potencia reactiva en

todo el rango de potencias de las instalaciones. Así es posible prescindir de la

conexión y desconexión de las baterías de filtros, algo necesario en el caso de los

convertidores convencionales.

Las instalaciones de convertidores conmutados por condensadores son más

confiables y tienen más estabilidad dinámica que las instalaciones de corriente

continua de alta tensión convencionales, especialmente si las estaciones inversoras

están conectadas a redes trifásicas débiles o a cables de corriente continua de gran

238

longitud. Esto se debe básicamente al menor riesgo de cometer errores de

conmutación, ya que las instalaciones de convertidores conmutados por

condensadores son menos sensibles a las perturbaciones de la red trifásica.

Por otra parte, el transformador del convertidor puede ser dimensionado para una

potencia nominal menor, ya que el convertidor conmutado por condensadores reduce

el flujo de potencia reactiva a través del transformador.

También hay que mencionar que las pérdidas de funcionamiento aumentan, ya que

las corrientes armónicas y el salto de tensión de los puentes de válvulas se hacen más

grandes en el momento de la extinción.

El uso de convertidores conmutados por condensadores simplifica la construcción de

las instalaciones de corriente continua de alta tensión, por ejemplo, se necesitan

menos interruptores automáticos para corriente alterna, ya que es suficiente con una

sola batería de filtros, con la consiguiente reducción de los costos.

- La tecnología de convertidores con conmutación de fases (PCC, Phase Commuted

Converter), la más utilizada actualmente para el transporte de corriente continua en

alta tensión, ha sido sustituida casi totalmente en la industria por la tecnología VSC

(Voltage Source Converters) de conversores con circuito intermedio de tensión. La

diferencia fundamental entre estas dos tecnologías es que los conversores con circuito

intermedio de tensión necesitan componentes que además de conmutar la corriente

como es el caso de las unidades de conmutación de fases, también puedan

interrumpirla42.

Dado que con una unidad de conversores con circuito intermedio de tensión es posible

interrumpir la corriente, no es necesario disponer de fuente de tensión de conmutación

activa en el lado de la red alimentada.

42 ROLF GRÜNBAUM. MOJTABA NOROOZIAN. BJÖRN THORVALDSSON. ABB review. FACTS – powerful systems for flexiblepower transmission. No. 5. 1999. p. 12.

239

Fuente: FACTS – powerful systems for flexible power

transmission. ABB review 5/99.

Conversor con circuito intermedio de tensión.

En donde:

S1 – 12: Grupo de IGTB

C: Capacitor CC

D1 – 6: Grupo de diodos

Una posibilidad de aplicación de la tecnología de convertidores con circuito intermedio

de tensión en el transporte de corriente continua de alta tensión, puede ser la

alimentación de redes “muertas”, es decir, de secciones sin máquinas rotatorias o en

las que las potencias de corto circuito de las máquinas rotatorias son muy bajas.

- Un nuevo dispositivo semiconductor de potencia llamado Transistor Bipolar de Puerta

Aislada (IGBT) con capacidad de maniobrar mayor potencia se ha desarrollado muy

rápidamente.

240

Al ser un elemento semiconductor de óxido metálico, necesita muy poca potencia para

su control, esto hace que sea posible la conexión en serie, con una óptima distribución

de la tensión incluso con frecuencias de conmutación del orden de kHz.

Fuente: CIGRE’ CE 14 Workshop, Brasil, Rio de Janeiro, March 2000

Transistor bipolar de puerta aislada

El transistor bipolar de puerta aislada tiene características de transistor, entregando un

completo control sobre el rango de operación. El nuevo dispositivo puede ser

conectado o desconectado en frecuencia relativamente alta para un control más

rápido de potencia y más bajos niveles de interferencia de armónicos. Esto significa

que los conversores con una alta tensión nominal pueden ser diseñados sin dificultad.

Con este nuevo dispositivo semiconductor de potencia, pueden construirse fácilmente

conversores con circuito intermedio de tensión (VSC) para altos voltajes nominales,

los cuales, permiten un control independiente de la potencia activa y reactiva en el

sistema.

Diferente a los conversores tradicionales con puente de tiristores, el conversor de

circuito intermedio de tensión puede operar en una red sin generadores eléctricos y

maquinaria rotativa, siendo ésta su mayor ventaja.

241

Los avances esperados en tecnología semiconductora de potencia contribuirán a la

reducción del costo de inversión y operación de las plantas conversoras.

En términos de tiempo de construcción, para sistemas de CCAT basados en tiristores,

esta puede tomar 3 años o 1 año para sistemas de CCAT basados en circuito

intermedio de tensión43. La siguiente tabla muestra la experiencia para las diferentes

tecnologías de CCAT.

Tabla 1K. Tiempo de construcción sistemas CCAT

Sistema de CCAT de conmutación natural 3 Años

Sistema de CCAT basado en CCC 2 Años

Sistema de CCAT basado en VSC 1 Año

Fuente: High Voltage Direct Current (HVDC)

Transmission Systems. Energy Week 2000.

43 R. RUDERVALL. J.P. CHARPENTIER. R. SHARMA. High Voltage Direct Current (HVDC) Transmission Systems. Energy Week2000. Washington, D.C. USA. March 7 – 8. 2000. p. 5.