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i
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
ESTUDIO DE SENSIBILIDAD DE LOS LÍMITES DE
TRANSMISIÓN DEL SISTEMA OCCIDENTAL A LA
ENTRADA EN SERVICIO DE LAS PRINCIPALES OBRAS DE
GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
por el Br. Yousef D., Alejandro.
para optar al Título de
Ingeniero Electricista
Caracas, 2014
ii
TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
ESTUDIO DE SENSIBILIDAD DE LOS LÍMITES DE
TRANSMISIÓN DEL SISTEMA OCCIDENTAL A LA
ENTRADA EN SERVICIO DE LAS PRINCIPALES OBRAS DE
GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
Prof. Guía: Ing. Jose Mora
Tutor Industrial: Ing. Argenis Veramendi
Presentado ante la Ilustre
Universidad Central de Venezuela
por el Br. Yousef D., Alejandro.
para optar al Título de
Ingeniero Electricista
Caracas, 2014
iii
iv
DEDICATORIA
A mi familia,
Amanda
y a la Ilustre Universidad Central de Venezuela.
v
1 AGRADECIMIENTOS
A los ingenieros Alberto De Nobrega e Ingrid Faquirá por sus consejos.
A los ingenieros Argenis Veramendi y Marcos Ortiz por sus enseñanzas.
A los ingenieros Ángel Sandoval, Ricardo Díaz, Darihelen Montilla y
Carlos Revette por su generosa contribución.
Al ingeniero Elena Caraballo por el trabajo realizado.
Y a todos aquellos que de alguna forma participaron en la realización de
este trabajo, mis agradecimientos.
vi
Yousef Da Silva, Alejandro
ESTUDIO DE SENSIBILIDAD DE LOS LÍMITES DE
TRANSMISIÓN DEL SISTEMA OCCIDENTAL A LA ENTRADA
EN SERVICIO DE LAS PRINCIPALES OBRAS DE
GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
Profesor Guía: Ing. José Luis Mora. Tutor Industrial: Ing. Argenis
Veramendi. Tesis. Caracas. U.C.V. Facultad de Ingeniería. Escuela de
Ingeniería Eléctrica. Ingeniero Electricista. Opción: Potencia. Institución:
Corpoelec. 2014. 107 h. + anexos.
Palabras claves: Límites de transmisión, Estabilidad de sistemas de potencia,
Régimen dinámico, Importación Suroccidente, Exportación Yaracuy.
Resumen: La investigación tuvo como objetivo general determinar la sensibilidad
de los límites de transmisión del sistema eléctrico occidental venezolano a la
entrada en servicio de las principales obras de generación y transmisión
proyectadas por el Departamento de Planificación de Transmisión de Corpoelec
para el sistema occidental para los años 2015 y 2019. Los límites de transmisión
corresponden a los nexos Importación Suroccidente y Exportación Yaracuy y
fueron calculados siguiendo una metodología por variación de demanda y otra por
variación de generación. Para facilitar la determinación de los límites, se
desarrolló una subrutina en el lenguaje de programación DPL (DIgSILENT
Programming Language). Los resultados de la investigación le proporcionan a los
planificadores de Corpoelec información útil para la detección de estados de
operación riesgosos del sistema eléctrico que impidan en suministro confiable de
energía eléctrica a la totalidad de la demanda del sistema occidental.
vii
2 ÍNDICE GENERAL
CONSTANCIA DE APROBACIÓN…………………..……………………….iii
DEDICATORIA ................................................................................................... iv
AGRADECIMIENTOS ........................................................................................ v
RESUMEN……………………………………………………………………….vi
ÍNDICE GENERAL ........................................................................................... vii
ÍNDICE DE GRÁFICOS ...................................................................................... x
ÍNDICE DE FIGURAS ........................................................................................ xi
ÍNDICE DE TABLAS ........................................................................................ xiii
ACRÓNIMOS .................................................................................................... xiv
INTRODUCCIÓN .............................................................................................. 15
CAPÍTULO I ....................................................................................................... 16
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................. 16
1.1.1 Descripción del sistema de transmisión venezolano. .......... 16
1.2.- JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN ..................... 18
1.3.- OBJETIVO GENERAL ........................................................ 20
1.4.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................ 20
CAPÍTULO II ..................................................................................................... 22
2.1.- MARCO REFERENCIAL TEÓRICO .................................. 22
2.1.1 Capacidad de transmisión de un sistema eléctrico de
potencia. ............................................................................................. 22
2.1.1.1 Determinación de la capacidad de transmisión. ........... 23
2.1.1.2 Límites de la capacidad de transmisión. ...................... 24
2.1.2 Estabilidad de sistemas de potencia. ................................... 25
2.1.2.1 Clasificación de la estabilidad de sistemas de potencia. ..
...................................................................................... 26
2.1.3 Control de voltaje del sistema de potencia. ........................ 32
2.1.3.1 Sistema de excitación del generador sincrónico. ......... 33
2.1.3.2 Equipos de compensación shunt. ................................. 35
2.1.3.3 Cambio de tomas de transformadores. ......................... 36
viii
2.1.3.4 Compensador estático de potencia. .............................. 36
2.1.4 Control de la frecuencia del sistema de potencia. ............... 39
CAPÍTULO III .................................................................................................. 41
3.1.- MARCO METODOLÓGICO ............................................... 41
3.1.1 Tipo de investigación. ......................................................... 41
3.1.2 Procedimiento. .................................................................... 41
3.1.2.1 Inducción...................................................................... 41
3.1.2.2 Ajuste del caso de estudio. ........................................... 43
3.1.2.3 Elaboración de subrutina para cálculo de respuesta
transitoria. ...................................................................................... 45
3.1.2.4 Cálculo de los límites de transmisión. ......................... 45
3.1.2.5 Desarrollo de la sensibilidad en los límites de
transmisión. ...................................................................................... 49
3.1.2.6 Documentación del procedimiento. ............................. 52
CAPÍTULO IV .................................................................................................... 53
4.1.- RESULTADOS ..................................................................... 53
4.1.1 Inducción............................................................................. 53
4.1.2 Ajuste del caso de estudio. .................................................. 53
4.1.3 Elaboración de subrutina cálculo de respuesta transitoria. . 58
4.1.4 Cálculo de los límites de transmisión. ................................ 60
4.1.4.1 Por variación de demanda. ........................................... 62
4.1.4.2 Por variación de generación. ........................................ 71
4.1.5 Desarrollo de la sensibilidad. .............................................. 82
4.1.5.1 Importación Suroccidente. ........................................... 82
4.1.5.2 Exportación Yaracuy. .................................................. 88
4.1.6 Documentación del procedimiento. .................................... 89
CAPÍTULO V ...................................................................................................... 91
5.1.- ANÁLISIS DE RESULTADOS ........................................... 91
5.1.1 Importación Suroccidente ................................................... 91
5.1.1.1 Escenario año 2015. ..................................................... 91
5.1.1.2 Escenario año 2019. ..................................................... 93
5.1.2 Exportación Yaracuy. ......................................................... 95
ix
5.1.2.1 Escenario año 2015. ..................................................... 95
5.1.2.2 Escenario año 2019. ..................................................... 95
5.1.3 Sensibilidad ......................................................................... 96
5.1.3.1 Escenario año 2015. ..................................................... 96
5.1.3.2 Escenario año 2019. ..................................................... 99
RECOMENDACIONES ................................................................................... 104
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................ 105
BIBLIOGRAFÍAS ............................................................................................ 106
ANEXOS…………………………...…………………………………………..108
x
3 ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 1.- Perfil de tensión Importación Suroccidente (año 2015). .................... 56
Gráfico 2.- Perfil de tensión Exportación Yaracuy (año 2015). ........................... 56
Gráfico 3.- Perfil de tensión Importación Suroccidente (año 2019). .................... 57
Gráfico 4.- Perfil de tensión Exportación Yaracuy (año 2019). ........................... 57
Gráfico 5.- Prueba de escalón al gobernador de Termozulia II G1. ..................... 58
Gráfico 6.- Tensiones barras de interés (año 2015). ............................................. 63
Gráfico 7.- Tensión barras de interés (año 2015). ................................................. 65
Gráfico 8.- Tensiones barras de interés (año 2019). ............................................. 68
Gráfico 9.- Tensión barras de interés (año 2019). ................................................. 70
Gráfico 10.- Tensiones barras de interés (año 2015). ........................................... 72
Gráfico 11.- Tensión barras de interés (año 2015). ............................................... 75
Gráfico 12.- Tensión barras de interés (año 2019). ............................................... 78
Gráfico 13.- Tensión barras de interés (año 2019). ............................................... 80
Gráfico 14.- Tensiones topología año 2013. ......................................................... 83
Gráfico 15.- Tensiones tramo Buena Vista – Vigía II. ......................................... 84
Gráfico 16.- Tensiones tramo Vigía II – Uribante. ............................................... 84
Gráfico 17.- Conexión Portuguesa 400 kV. .......................................................... 85
Gráfico 18.- Doble conexión a 230 kV Buena Vista - Vueltosa. .......................... 86
Gráfico 19.- Conexión a 400 kV Buena Vista – Vueltosa. ................................... 86
Gráfico 20.- Segundo generador Vueltosa ............................................................ 87
Gráfico 21.- Primer generador Coloradas. ............................................................ 88
Gráfico 22.- Conexión Portuguesa 400 kV. .......................................................... 89
Gráfico 23.- Sensibilidad Importación Suroccidente (año 2015). ......................... 98
Gráfico 24.- Sensibilidad Importación Suroccidente por variación de demanda
(año 2019). .......................................................................................................... 100
Gráfico 25.- Sensibilidad Importación Suroccidente por variación de generación
(año 2019). .......................................................................................................... 101
xi
4 ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1.- Sistema Eléctrico Nacional (año 2013). ............................................... 18
Figura 2.- Nexos de intercambio del Sistema Occidental (año 2013)................... 19
Figura 3.- Límites de transmisión. ........................................................................ 25
Figura 4.- Clasificación de estabilidad de sistemas de potencia. .......................... 27
Figura 5.- Respuesta del ángulo del rotor ante perturbación. ............................... 28
Figura 6.- Curva de capacidad de reactivos de un generador sincrónico. ............. 33
Figura 7.- Diagrama funcional sistema de excitación. .......................................... 34
Figura 8.- Transformador con cambio de tomas. .................................................. 36
Figura 9.-SVC. ...................................................................................................... 37
Figura 10.- Curva característica SVC. .................................................................. 38
Figura 11.- SVS ..................................................................................................... 38
Figura 12.- Diagrama funcional gobernador. ........................................................ 39
Figura 13.- Respuesta de un generador con gobernador. ...................................... 40
Figura 14.- Flujograma de cálculo de limite de transmisión por variación de
demanda. ............................................................................................................... 47
Figura 15.- Flujograma de cálculo límite de transmisión por variación de
generación. ............................................................................................................ 49
Figura 17.- Topología Sistema Occidental (año 2015). ........................................ 50
Figura 18.- Topología Sistema Occidental (año 2019). ........................................ 51
Figura 19.- Nexo Importación Suroccidente. ........................................................ 59
Figura 20.- Nexo Exportación Yaracuy. ............................................................... 59
Figura 21.- Medición Importación Suroccidente mediante subrutina. .................. 60
Figura 22.- Niveles iniciales de intercambio (año 2015). ..................................... 61
Figura 23.- Niveles iniciales de intercambio (año 2019). ..................................... 62
Figura 24.- Intercambio variación de demanda (año 2015). ................................. 64
Figura 25.- Intercambio variación de demanda (año 2015). ................................. 66
Figura 26.- Intercambio variación de demanda (año 2019). ................................. 69
Figura 27.- Intercambio por variación de demanda (año 2019). ........................... 71
Figura 28.- Intercambio por variación de generación (año 2015). ........................ 74
xii
Figura 29.- Intercambio por variación de generación (año 2015). ........................ 76
Figura 30.- Intercambio por variación de generación (año 2019). ........................ 79
Figura 31.- Intercambio por variación de generación (año 2019). ........................ 82
Figura 32.- Flujograma para ajustar el caso en condiciones normales de operación.
............................................................................................................................... 90
xiii
5 ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1.- Obras sensibilidad año 2015. ................................................................. 50
Tabla 2.- Obras sensibilidad año 2019. ................................................................. 51
Tabla 3.- Generación y demanda estimadas (año 2015). ...................................... 54
Tabla 4.- Generación y demanda estimadas (año 2019). ...................................... 55
Tabla 5.- Niveles iniciales de intercambio SEN (año 2015). ................................ 60
Tabla 6.- Niveles iniciales de intercambio SEN año 2019.................................... 61
Tabla 7.- Máxima demanda año 2015. .................................................................. 63
Tabla 8.- Intercambio variación demanda año 2015. ............................................ 64
Tabla 9.- Intercambio variación de demanda (año 2015). .................................... 66
Tabla 10.- Máxima demanda (año 2019). ............................................................. 67
Tabla 11.- Intercambio por variación de demanda (año 2019). ............................ 68
Tabla 12.- Intercambio por variación de demanda (año 2019). ............................ 70
Tabla 13.- Despacho de generación año 2015. ..................................................... 71
Tabla 14.- Variación despacho generación térmica año 2015. ............................. 73
Tabla 15.-Intercambio por variación de generación año 2015. ............................. 73
Tabla 16.- Variación de generación (año 2015). ................................................... 75
Tabla 17.- Intercambio por variación de generación (año 2015). ......................... 76
Tabla 18.- Despacho de generación (año 2019). ................................................... 77
Tabla 19.- Variación de generación hidráulica (año 2019). .................................. 78
Tabla 20.- Intercambio por variación de generación (año 2019). ......................... 79
Tabla 21.- Variación de generación (año 2019). ................................................... 81
Tabla 22.- Intercambio por variación de generación (año 2019). ......................... 81
Tabla 23.- Límites de transmisión. ........................................................................ 96
xiv
6 ACRÓNIMOS
CND: Centro Nacional de Despacho.
SEN: Sistema Eléctrico Nacional.
SIPDE: Sistema de Información de Pronóstico de Demanda Eléctrica.
DPDT: Departamento de Planificación de Transmisión.
CADAFE: Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico.
15
1 INTRODUCCIÓN
El presente trabajo está dividido en cinco capítulos. El primero de ellos,
plantea el problema vinculado a la transferencia de potencia de forma confiable
entre las distintas áreas que conforman un sistema eléctrico, además de dar
justificación a la necesidad de determinar los límites de transmisión entre áreas.
Todo ello se realiza bajo el contexto del sistema eléctrico venezolano.
En el segundo capítulo se expone la base teórica sobre la que se
fundamenta el estudio. Esta abarca principalmente los temas referentes a límites
de transmisión; estabilidad de voltaje, angular y de frecuencia y control de
frecuencia y de voltaje del sistema de potencia.
El tercer capítulo comprende el marco metodológico de la investigación,
en el cual quedan asentados los pasos seguidos para el cumplimiento de los
objetivos planteados. Se señala el tipo de investigación, los criterios y premisas de
simulación, el procedimiento para el cálculo de límites de transmisión y el uso de
la subrutina desarrollada.
Los capítulos cuarto y quinto, presentan los resultados obtenidos luego de
la ejecución de la metodología y los análisis de los resultados respectivamente. Se
destacan las condiciones del sistema en condiciones normales de operación, los
valores de los límites de transmisión, las variables que limitan la transferencia de
potencia en los nexos de interés, y la sensibilidad de los límites de transmisión
calculados ante la entrada de las obras proyectadas.
16
1 CAPÍTULO I
1.1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El suministro de energía eléctrica hacia las distintas áreas que conforman
el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) es realizado a través del sistema de
transmisión. Este sistema interconecta las principales unidades de generación del
país con los grandes centros de consumo. Generalmente la totalidad de la
demanda de un área no puede ser cubierta con su generación propia, por lo que es
indispensable la transferencia de potencia desde otras áreas. Para que esta
transferencia sea realizada de manera confiable el sistema debe operar por debajo
de sus límites de transmisión, de manera tal que los mecanismos de control
disponibles doten al sistema de la capacidad de alcanzar un nuevo punto de
equilibrio luego de la ocurrencia de perturbaciones.
La capacidad de transmisión entre áreas varía con el tiempo debido a los
cambios en la topología del sistema, la instalación de nueva generación y el
crecimiento de la demanda. Como las condiciones del sistema varían, el cálculo
de los límites de transmisión debe realizarse regularmente, por lo que el problema
sería: ¿Cómo determinar la variación en los límites de transmisión previamente
definidos?
1.1.1 Descripción del sistema de transmisión venezolano.
El sistema de transmisión venezolano (año 2013) está compuesto por
líneas y subestaciones de alta y extra alta tensión cuya principal finalidad es
transportar la energía generada en los centros de generación a los centros de carga
del país. Las centrales hidroeléctricas localizadas en la región de Guayana generan
en promedio el 70% de la energía que consume el país, la cual es llevada a los
centros de distribución regionales mediante la red de transmisión en los niveles de
765 kV, 400 kV y 230 kV.
17
El sistema a 765 kV tiene su origen en la subestación Guri “B”, ubicada
en el estado Bolívar, y se extiende hacia el centro del país mediante tres líneas de
transmisión que llegan a la subestación San Gerónimo “B” pasando por la
subestación de corte Malena. A partir de San Gerónimo “B” se enlaza con las
subestaciones en la región Centro Norte del país: Sur 765/230 kV, La Horqueta
765/400/230 kV y La Arenosa 765/400/230 kV, y desde ésta última continúa
hacia el centro occidente del país con dos líneas hasta la subestación Yaracuy
765/400/230 kV.
A nivel de 400 kV, existen dos grandes sistemas: el primero de ellos
parte del patio Guri “A” y se extiende hacia la región Centro – Oriental del país
con tres líneas de transmisión. Dos llegan hasta la subestación Santa Teresa,
ubicada en el centro y continúa con una línea a la subestación Ciudad Lozada,
ambas pasando previamente por las subestaciones El Tigre y San Gerónimo “A”,
mientras que la tercera llega hasta la subestación El Tigre pasando por la
subestación La Canoa. Conectado a este primer sistema está el Bajo Caroní
compuesto por la red de transmisión a nivel de 400 kV que conduce la energía
eléctrica desde las plantas hidroeléctricas de Guri, Macagua II y Caruachi hasta la
subestación Guayana B y Palital, desde donde se entrega potencia eléctrica a la
red. En la subestación Palital salen dos líneas hacia la subestación El Furrial, en la
red Oriental y desde donde se da suministro a los desarrollos petroleros
establecidos en la zona.
El segundo sistema a 400 kV conecta el centro del país desde la
subestación La Horqueta con el occidente del país hasta la subestación
Cuatricentenario en el estado Zulia, pasando previamente a través de dos circuitos
por la subestación La Arenosa, desde donde se conecta la subestación Planta
Centro, punto de conexión de la planta termoeléctrica Planta Centro y la
subestación Yaracuy, desde esta ultima parten tres líneas hacia la subestación El
Tablazo ubicada en el estado Zulia, finalizando con dos líneas que cruzan el lago
de Maracaibo y se conecta con la subestación Cuatricentenario.
18
Por otra parte, el sistema de transmisión a 230 kV viene a ser el más
extenso cubriendo todo el territorio nacional desde el oriente hasta el occidente
del país. La región Suroccidente es alimentada desde la subestación Morochas en
la Costa Oriental del Lago de Maracaibo y desde el sistema a 230 kV que sale de
la subestación Yaracuy; pasando por las subestaciones Acarigua II, Las Flores,
Barinas IV y Planta Páez, y que llega posteriormente a la subestación Buena Vista
desde donde se dirige al sur a través de una línea aislada a 400 kV y operando a
230 kV.
EL CALLAO II
HACIA
BOA VISTA(BRASIL)
GURIMALENA
EL TIGRE
SANTA
TERESA
SAN
GERONIMO
EL TABLAZO
PLANTAPAEZ
BARBACOA II
CASANAY
INDIOSUR
URIBANTEEL
COROZO
SAN AGATON
BUENAVISTA
EL VIGIA
LA ARENOSA
JOSE
*
*BOLIVAR
HACIA
SAN MATEO(COLOMBIA)
MACAGUA
LASCLARITAS
SANTA
ELENA
PALITAL
EL FURRIAL
HACIA
CUESTECITAS(COLOMBIA)
PLANTA
CENTRO
PUNTA
PIEDRAS
TRINIDAD
ACARIGUA II
ELRINCON
D. LOZADA
LACANOA
GUAYANA B
CARUACHI
MOROCHAS II
CABUDARECUATRICENTENARIOBARQUISIMETO
YARACUY
BARINAS IV
LAS FLORES
Red a230 kVCentro
HORQUETAMANZANO
SAN FERNANDO II
CALABOZO
BARBACOA I
RIOCHICO
GUANTA II
*
TERMOBARRANCA
TIARA
Red a230 kVCapital
400 kV
230 kV
765 kV
Subestación existente
EL CALLAO II
HACIA
BOA VISTA(BRASIL)
GURIMALENA
EL TIGRE
SANTA
TERESA
SAN
GERONIMO
EL TABLAZO
PLANTAPAEZ
BARBACOA II
CASANAY
INDIOSUR
URIBANTEEL
COROZO
SAN AGATON
BUENAVISTA
EL VIGIA
LA ARENOSA
JOSE
*
*BOLIVAR
HACIA
SAN MATEO(COLOMBIA)
MACAGUA
LASCLARITAS
SANTA
ELENA
PALITAL
EL FURRIAL
HACIA
CUESTECITAS(COLOMBIA)
PLANTA
CENTRO
PUNTA
PIEDRAS
TRINIDAD
ACARIGUA II
ELRINCON
D. LOZADA
LACANOA
GUAYANA B
CARUACHI
MOROCHAS II
CABUDARECUATRICENTENARIOBARQUISIMETO
YARACUY
BARINAS IV
LAS FLORES
Red a230 kVCentro
HORQUETAMANZANO
SAN FERNANDO II
CALABOZO
BARBACOA I
RIOCHICO
GUANTA II
*
TERMOBARRANCA
TIARA
Red a230 kVCapital
400 kV
230 kV
765 kV
Subestación existente
400 kV
230 kV
765 kV
Subestación existente
Figura 1.- Sistema Eléctrico Nacional (año 2013).
Fuente: Departamento de Planificación de Transmisión.
1.2.- JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
Actualmente (año 2013), se están presentando transferencias de potencia
entre áreas por encima de los límites de transmisión previamente definidos, las
cuales someten al sistema de potencia a condiciones de operación riesgosas. Por
tal motivo, es necesaria la definición rigurosa de dichos límites y el conocimiento
19
de los fenómenos asociados a la estabilidad para permitir la correcta operación del
sistema.
Desde el punto de vista de la planificación de la transmisión, se deben
conocer los límites de transmisión entre cada una de las áreas que componen el
SEN, con la finalidad de proyectar obras que permitan incrementar la magnitud de
los límites de transmisión y garantizar la operación en condiciones seguras. La
operación en condiciones seguras, le brinda al SEN la capacidad de tolerar una
amplia gama de perturbaciones; mientras que una operación en condiciones bajo
riesgo, implica la pérdida de grandes bloques de carga ante la ocurrencia de
perturbaciones. En tal sentido, el SEN debe garantizar el servicio a la totalidad de
su demanda.
Los nexos de intercambio de potencia del SEN, definidos por el Centro
Nacional de Despacho (CND) están definidos de manera general como:
Exportación Guayana, Importación Centroccidente, Exportación Yaracuy e
Importación Suroccidente, estos últimos, de especial interés para el análisis de
este trabajo.
Figura 2.- Nexos de intercambio del Sistema Occidental (año 2013).
Fuente: Elaboración propia.
20
El Sistema Occidental presenta a la fecha ciertas limitaciones operativas
como lo son:
Capacidad de transformación de la S/E Yaracuy saturada.
El nexo de Exportación Yaracuy opera sobre el límite.
El nexo de Importación Suroccidente opera sobre el límite.
Limitaciones en la generación.
Adicionalmente, es de interés analizar la sensibilidad que tendrán los
límites de transmisión de los nexos Importación Suroccidente y Exportación
Yaracuy ante la entrada de nuevas obras de generación y transmisión en los años
2015 y 2019.
1.3.- OBJETIVO GENERAL
Estudiar la sensibilidad de los límites de transmisión del sistema
occidental a la entrada en servicio de las principales obras de generación y
transmisión, para los años 2015 y 2019.
1.4.- OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Actualizar los parámetros de las unidades de generación en la
herramienta de simulación DIgSILENT Power Factory.
Definir los límites de transmisión por estabilidad en el nexo de
exportación Yaracuy.
Definir los límites de transmisión por estabilidad en el nexo de
importación Occidente.
Desarrollar la sensibilidad ante entrada de obras, a corto y mediano
plazo, años 2015 y 2019 respectivamente.
21
Documentación del procedimiento para el desarrollo de simulaciones de
estabilidad transitoria para el cálculo de límites de transmisión con el
programa DigSILENT Power Factory.
Definir subrutinas para el cálculo de respuestas de estabilidad transitoria.
22
2 CAPÍTULO II
2.1.- MARCO REFERENCIAL TEÓRICO
2.1.1 Capacidad de transmisión de un sistema eléctrico de potencia.
Se refiere a la cantidad de potencia eléctrica que puede ser transportada
de manera confiable a través de un sistema de transmisión desde un área a otra
bajo condiciones específicas de operación. El término “área” puede entenderse
como un sistema eléctrico, una empresa eléctrica, una región, una subregión o una
porción de cualquiera de estas. La capacidad de transmisión es unidireccional por
naturaleza, es decir, la capacidad de transmisión desde el área A hacia el área B no
es necesariamente igual a la capacidad de transmisión desde el área B hacia el
área A [1].
Para que la transmisión de potencia se realice de forma confiable, se
deben cumplir en su totalidad las siguientes condiciones:
1. En condiciones de operación normal (pre-falla), todos los niveles de
carga y tensiones de los equipos que forman parte del sistema eléctrico
deben estar dentro de ciertos límites establecidos.
2. El sistema eléctrico debe ser capaz de soportar las oscilaciones dinámicas
resultantes de la pérdida de cualquier elemento del sistema (línea de
transmisión, transformador, unidad de generación, etc.), permaneciendo
estable.
3. Después del despeje de una perturbación, y antes de que cualquier
operación de post-falla sea ejecutada, todos los valores de carga y tensión
de los equipos del sistema deben estar dentro de los límites de
emergencia establecidos.
Dentro de la industria eléctrica, el uso del término “capacidad”,
generalmente alude al límite térmico de un determinado elemento de transmisión.
23
Los límites térmicos individuales de las líneas de transmisión no pueden ser
sumados para definir la capacidad de transmisión entre dos áreas. El resultado de
la suma puede diferir en gran medida del correcto valor de la capacidad de
transmisión del nexo definido entre las dos áreas.
2.1.1.1 Determinación de la capacidad de transmisión.
El cálculo de la capacidad de transmisión entre áreas de un sistema
eléctrico de potencia se basa en una serie de simulaciones computarizadas de la
operación del sistema interconectado de transmisión bajo una serie de criterios
técnicos y premisas asumidas. Algunos de los factores considerados son [1]:
Demanda proyectada: los niveles de demanda del caso base deben ser
representativos del período de tiempo bajo estudio.
Despacho de generación: las unidades de generación en servicio y sus
correspondientes despachos deben simular una condición de operación
realista.
Topología del sistema: la configuración del sistema interconectado debe
incluir las nuevas obras de generación y transmisión cuya entrada en
servicio se espera dentro del período de tiempo a ser analizado.
Transferencias base: los intercambios entre las distintas áreas que
conforman el sistema eléctrico deben ser consecuentes con el histórico de
intercambios entre las áreas involucradas.
Contingencias: un significativo número de fallas en la generación y
transmisión deben ser simuladas con el propósito de evaluar el
comportamiento del sistema e identificar la contingencia más restrictiva
para la capacidad de transmisión entre las distintas áreas del sistema
eléctrico. En algunos casos, pueden ser consideradas contingencias
simultáneas.
24
2.1.1.2 Límites de la capacidad de transmisión.
La capacidad del sistema interconectado de transmisión para transferir
potencia de manera confiable está limitada por las características físicas y
eléctricas propias del sistema, entre las que se incluyen [1]:
Límites térmicos: están asociados a la máxima cantidad de corriente
eléctrica que un elemento del sistema puede soportar durante un período
específico de tiempo, antes de que se produzca en el mismo un daño
permanente por sobrecalentamiento o antes de que sea excedido algún
requerimiento de seguridad que garantice la operación del sistema bajo
condiciones confiables.
Límites por voltaje: las tensiones del sistema eléctrico deben permanecer
dentro de un rango aceptable. Por ejemplo, los límites mínimos de voltaje
pueden establecer la máxima cantidad de potencia que puede ser
transferida sin causar daños al sistema eléctrico o a los consumidores
finales. Un grave colapso en las tensiones del sistema puede resultar en
una pérdida parcial o total del sistema interconectado.
Límites por estabilidad: el sistema eléctrico debe ser capaz de soportar
las oscilaciones dinámicas seguidas a la ocurrencia de una perturbación,
por períodos de tiempo que van desde pocos milisegundos hasta algunos
minutos. Todos los generadores conectados al sistema eléctrico
interconectado, operan en sincronismo a la frecuencia nominal de la red.
Inmediatamente después de producirse una perturbación, el ángulo del
rotor de cada uno de los generadores comienza a oscilar con respecto a
los restantes causando variaciones en la frecuencia, flujos de potencia y
tensiones del sistema. Para que el sistema permanezca estable, las
oscilaciones deben amortiguarse, y el sistema alcanzar un nuevo punto de
equilibrio. Si lo anterior no sucede, los generadores pierden el
sincronismo y el sistema, o partes de este, se hacen inestables. La
inestabilidad puede causar daños en los equipos del sistema e
interrupciones incontrolables de electricidad a los consumidores.
25
El mínimo valor de los límites define la capacidad de transmisión del
nexo asociado. Por tal motivo, es práctica común referirse a la capacidad de
trasmisión entre dos áreas como el límite de transmisión. Como las condiciones
del sistema varían (por cambios en la topología de la red, instalación de nueva
generación, crecimientos no uniformes de la demanda del sistema), el límite más
restrictivo puede cambiar a lo largo del tiempo, como se muestra en la figura 1.
Potencia
Tiempo
Límite térmico
Límite por estabilidad
Límite por voltaje
Límite de
transmisión
Figura 3.- Límites de transmisión.
Fuente: North American Electric Reliability Council.
2.1.2 Estabilidad de sistemas de potencia.
Es la habilidad que tiene el sistema eléctrico, bajo un conjunto de
condiciones iniciales, de recuperar un estado de equilibrio de operación tras ser
sujeto a una perturbación; de manera tal que prácticamente la totalidad del sistema
permanezca intacto [2].
Los sistemas de potencia son sistemas de naturaleza sumamente no lineal
que operan en un entorno en donde las condiciones cambian constantemente.
Además de las condiciones iniciales, la estabilidad del sistema depende de la
naturaleza de la perturbación.
Los sistemas de potencia son sometidos a una amplia gama de
perturbaciones. Pequeñas perturbaciones como por ejemplo, cambios en la carga,
26
suceden continuamente y el sistema debe ser capaz de operar satisfactoriamente.
De igual forma, el sistema debe soportar perturbaciones de naturaleza más severa;
entre ellas se encuentran, cortocircuitos en las líneas de transmisión y la pérdida
de grandes unidades de generación. La respuesta del sistema ante una
perturbación puede involucrar a una gran variedad de los equipos que conforman
al sistema, los cuales poseen distintos tiempos de actuación [3].
Si seguidamente a la ocurrencia de una perturbación el sistema
permanece estable, se alcanzará un nuevo punto de equilibrio con casi toda la
generación y la carga conectada al sistema interconectado. Sin embargo, algunas
unidades de generación, cargas u otros elementos pueden ser desconectados del
sistema tras el despeje de fallas.
Por otro lado, si el sistema se hace inestable, puede conducir a un
progresivo incremento de la separación angular de los rotores de los generadores,
caída en las tensiones y fuertes variaciones en la frecuencia de la red. Dicha
situación sobreviene en salidas en cascada de equipos y pérdidas de grandes
porciones del sistema.
La comprensión de los problemas de estabilidad es facilitada mediante su
clasificación en varias categorías.
2.1.2.1 Clasificación de la estabilidad de sistemas de potencia.
La tipificación de la estabilidad de sistemas de potencia es basada en las
siguientes consideraciones [3]:
La naturaleza física del fenómeno, indicada por la principal variable del
sistema en la cual la inestabilidad es observada.
La magnitud de la perturbación, que influye en el procedimiento
mediante el cual se analiza la estabilidad.
27
Los equipos, procesos, y el período de tiempo a ser considerado para
evaluar la estabilidad.
La figura 2 brinda una visión general del problema de estabilidad,
dividiéndolo en categorías y subcategorías.
Estabilidad de Sistemas de
Potencia
Estabilidad Angular Estabilidad de
Frecuencia
Estabilidad de
Voltaje
Pequeña
Señal
Gran
Perturbación
Transitoria Pequeña
Señal
Corto Plazo
Corto Plazo Largo Plazo
Corto Plazo Largo Plazo
Figura 4.- Clasificación de estabilidad de sistemas de potencia.
Fuente: Power System Stability and Control – P. Kundur.
2.1.2.1.1 Estabilidad angular.
Se refiere a la capacidad que poseen las máquinas sincrónicas conectadas
al sistema de potencia de permanecer en sincronismo después de haber ocurrido
una perturbación [2]. Depende de que sea posible mantener o restaurar el
equilibrio entre la potencia mecánica de entrada y la potencia eléctrica de salida
de cada una de las máquinas sincrónicas del sistema.
Un factor importante en este problema de estabilidad es la forma en la
que la potencia de salida de las máquinas sincrónicas varía en función del ángulo
de los rotores.
Bajo condiciones estables de operación, existe el citado equilibrio entre
las potencias de cada generador, permitiendo así que sus respectivas velocidades
permanezcan constantes. Si el sistema es perturbado, el equilibrio se rompe
28
trayendo como resultado la aceleración o desaceleración de los rotores de las
máquinas de acuerdo a las leyes de movimiento de los cuerpos en rotación. Si un
generador temporalmente gira más rápido que otro, la posición angular de este
avanzará más rápido con respecto al generador más lento. La diferencia angular
resultará en que se transfiera parte de la carga de la máquina más lenta hacia la
máquina que gira más rápido, lo cual tiende a reducir la diferencia de velocidad y
por lo tanto, la diferencia angular [2].
La inestabilidad angular se manifiesta tanto en el aumento de las
oscilaciones angulares de los generadores como en la pérdida de sincronismo de
estos con el resto del sistema. Cuando una máquina sincrónica sale de
sincronismo, significa que gira a una velocidad distinta a la necesaria para generar
voltajes a la frecuencia nominal de la red provocando que los sistemas de
protecciones desconecten dicha máquina del sistema. La pérdida de sincronismo
puede ocurrir entre una máquina y el resto del sistema o entre grupos de máquinas
[3].
La inestabilidad angular puede ser aperiódica u oscilatoria, tal como se
observa en la figura 3. El caso 1 muestra una condición de inestabilidad
aperiódica, en el caso 2 se tiene una situación de inestabilidad oscilatoria,
mientras que el caso 3 es estable.
Ángulo
del
rotor
Caso 1
Caso 2
Caso 3
Tiempo
Figura 5.- Respuesta del ángulo del rotor ante perturbación.
Fuente: Power System Stability and Control – P. Kundur
29
Por conveniencia en el análisis es útil clasificar los problemas de
estabilidad en dos subcategorías:
a) Estabilidad angular a pequeña señal: está referida a la capacidad del
sistema de potencia de mantener el sincronismo ante pequeñas
perturbaciones. Las perturbaciones consideras deben ser lo
suficientemente pequeñas como para permitir linealizar, para propósitos
de análisis, el sistema de ecuaciones que describe el comportamiento del
sistema [2]. Este tipo de estabilidad está fuertemente vinculado a las
condiciones iniciales del sistema.
b) Estabilidad angular transitoria: es concerniente a la habilidad del sistema
de potencia de permanecer en sincronismo bajo una perturbación severa
como por ejemplo, cortocircuitos en líneas de transmisión. La respuesta
resultante implica grandes excursiones en las posiciones angulares de los
generadores y se encuentra influenciada por la naturaleza no lineal de la
relación entre potencia y ángulo. La estabilidad angular transitoria
depende tanto de las condiciones iniciales como de la severidad de la
perturbación [2].
Tanto la estabilidad angular de pequeña señal como la estabilidad angular
transitoria son categorizadas como fenómenos de corto plazo. Por lo tanto, el
período de tiempo de interés para los estudios de estabilidad angular va
usualmente desde 3 hasta los 5 segundos seguidos a la ocurrencia de la
perturbación [3].
2.1.2.1.2 Estabilidad de frecuencia.
La estabilidad de frecuencia se refiere la capacidad del sistema de
mantener la frecuencia en estado estable luego de una contingencia que resulte en
un significativo desbalance entre generación y demanda. La inestabilidad causa
oscilaciones significativas en la frecuencia, seguidas de desconexiones de
unidades de generación y cargas [2]. En sistemas fuertemente interconectados, la
inestabilidad de frecuencia se presenta comúnmente luego de la aplicación de
30
esquemas de separación de áreas. Para estos casos, la estabilidad consiste en que
cada área alcance individualmente un estado de equilibrio con la menor pérdida de
carga posible.
Generalmente, los problemas de estabilidad de frecuencia están asociados
con respuestas inadecuadas de equipos, pobre coordinación de sistemas de
protección e insuficiencia de generación de reserva. Cuando existe inestabilidad
de frecuencia, las magnitudes de voltaje de las barras pueden variar
considerablemente, especialmente en áreas aisladas del resto del sistema. En
sistemas sobrecargados, bajas tensiones pueden ocasionar operaciones indeseadas
de relés de impedancia [2].
El tiempo de actuación de los equipos que operan durante variaciones
importantes de frecuencia va desde las fracciones de segundos, para protecciones
de baja frecuencia y sistemas de control, hasta varios minutos si se toman en
cuenta la actuación de las turbinas de las unidades de generación. Por lo tanto, la
estabilidad de frecuencia puede ser estudiada como un fenómeno de corto o de
largo plazo.
2.1.2.1.3 Estabilidad de voltaje.
Es la capacidad que posee el sistema de mantener los voltajes de todas
sus barras dentro de un rango aceptable bajo condiciones normales de operación y
después de haber sido sujeto a una perturbación. El factor principal causante de la
inestabilidad de tensión es la imposibilidad del sistema de satisfacer la demanda
de reactivos [3]. En respuesta a una perturbación, la potencia consumida por las
cargas tiende a ser restaurada por el ajuste en el deslizamiento de los motores,
reguladores de tensión en distribución, cambio de tomas de transformadores y
termostatos [2]; generando un incremento en el consumo de potencia reactiva que
causa caídas de tensión a nivel del sistema de transmisión. Se presenta una
situación de inestabilidad de voltaje cuando la carga dinámica trata de restaurar la
demanda de potencia más allá de la capacidad del sistema de transmisión y la
generación despachada.
31
Otro elemento a considerar en los problemas de inestabilidad de voltaje
es la caía de tensión asociada a la reactancia de las líneas de transmisión, la cual
limita la capacidad del sistema de transmisión para transferir potencia y sostener
el nivel de tensión. La transferencia de potencia y el soporte del voltaje del
sistema son restringidas además por la capacidad de los generadores para entregar
reactivos a la red. La estabilidad de voltaje se pierde cuando una perturbación
incrementa la demanda por encima de las fuentes de reactivos disponibles en el
sistema.
Entre las consecuencias de la inestabilidad de voltaje se tiene la pérdida
de la demanda de un área y el disparo de líneas de transmisión y otros equipos del
sistema por sus respectivos sistemas de protecciones que conducen a una situación
de salida en cascada [2].
El término “colapso de tensión” es también empleado en los temas de
estabilidad. Sin embargo, el colapso de tensión involucra una secuencia de
eventos, entre ellos la inestabilidad de tensión, que conducen a grandes apagones
y a un bajo perfil de voltaje en partes significativas del sistema. La inestabilidad
de voltaje no suele presentarse de forma aislada, y puede ir acompañada de la
inestabilidad angular [3].
Como en el caso anterior, el problema de estabilidad se clasifica en dos
subcategorías:
a) Estabilidad de voltaje a pequeña señal: se refiere a la capacidad del
sistema para mantener las tensiones estables cuando es sometido a
pequeñas perturbaciones. Esta forma de estabilidad es influenciada por
las características de la carga y de los sistemas de control para un
determinado instante de tiempo [2].
b) Estabilidad de voltaje ante gran perturbación: trata sobre la habilidad del
sistema para mantener las tensiones estables ante la ocurrencia de
32
grandes perturbaciones como cortocircuitos y pérdidas de importantes
bloques de generación. A diferencia del caso anterior, la estabilidad es
determinada por las características de la carga y la interacción de los
sistemas de control a lo largo del tiempo. El estudio de estabilidad
requiere el análisis, por un período suficiente de tiempo, de la respuesta
no lineal de equipos como motores, cambiadores de tomas de
transformadores y el soporte de reactivos de los generadores
La estabilidad de voltaje puede ser considera tanto como un problema de
corto plazo como de largo plazo. El análisis de corto plazo considera dominante el
comportamiento de equipos de rápida actuación como los motores de inducción.
Un estudio de largo plazo envuelve la dinámica de equipos considerados de
actuación lenta. Por lo tanto, el período de tiempo de interés puede extenderse
desde pocos segundos hasta 10 minutos [3].
2.1.3 Control de voltaje del sistema de potencia.
El control de voltaje tiene por objeto mantener un adecuado perfil de
tensiones en el sistema de potencia. Para ello, es indispensable conservar el
balance de potencia reactiva del sistema (relación QV). La relación tiene un
carácter marcadamente local; pues un incremento en la producción de potencia
reactiva resulta en un aumento de tensión en las barras cercanas, mientras que un
mayor consumo de potencia reactiva produce una disminución en el voltaje de las
barras.
El control de tensión es efectuado por medio de equipos instalados a lo
largo del sistema. Por otra parte, el flujo de potencia reactiva en las líneas de
transmisión tiene un gran impacto en los niveles de tensión de la red. Líneas
cargadas por debajo de su SIL (Surge Impedance Load) entregan reactivos al
sistema, mientras que las líneas que operan por encima del SIL, consumen
reactivos del sistema [3].
33
Existen diversos equipos que permiten controlar el suministro y la
absorción de potencia reactiva en el sistema. Las variaciones de potencia reactiva
pueden realizarse continuamente o de forma discreta (por escalones). Algunos de
los equipos para el control del voltaje del sistema de potencia son detallados en las
siguientes subsecciones.
2.1.3.1 Sistema de excitación del generador sincrónico.
La entrega de potencia reactiva por parte de los generadores sincrónicos
al sistema puede ser ajustada por sus respectivos sistemas de excitación sin alterar
el despacho de potencia activa. La curva de capacidad de reactivos del generador
(ver figura 4) determina los límites dentro de los cuales el sistema de excitación
puede operar.
Figura 6.- Curva de capacidad de reactivos de un generador sincrónico.
Fuente: Power System Stability and Control – P. Kundur
El propósito principal del sistema de excitación es alimentar al arrollado
de campo de la máquina con corriente continua. Dicho sistema ofrece una forma
rápida y eficiente para controlar la tensión en los terminales de los generadores
34
sincrónicos y, a su vez, la entrega de potencia reactiva por parte de la máquina. En
la gran mayoría de los sistemas de potencia, es el proceso más importante de
control de voltaje [4].
La figura 5 muestra un diagrama funcional de un sistema de excitación
típico.
Regulador
Protecciones
Transductor de
voltaje
Generador
PSS
Excitador Ref.
Sistema
de
potencia
Figura 7.- Diagrama funcional sistema de excitación.
Fuente: Power System Stability and Control – P. Kundur.
Una breve descripción del funcionamiento de cada bloque se presenta a
continuación [3]:
Excitador: proporciona la corriente directa para el arrollado de
campo del generador.
Regulador: procesa y amplifica las señales de entrada en una
forma apropiada para el excitador.
Transductor de voltaje: censa y rectifica el voltaje en los
terminales del generador a un nivel DC para poder realizar una
comparación con la señal de referencia.
Estabilizador de potencia (PSS): suministra una señal adicional
al regulador que permite amortiguar las oscilaciones del rotor, de forma
de mejorar la respuesta dinámica del sistema de potencia.
35
Protecciones: comprende un conjunto de equipos de protección
y control que aseguran que las capacidades del excitador y el generador
no sean excedidas.
2.1.3.2 Equipos de compensación shunt.
En muchos sistemas, las capacidades de reactivos de los generadores
sincrónicos no son suficientes para mantener los niveles de voltaje dentro de los
límites en todas las condiciones de carga. Los requerimientos de potencia reactiva
del sistema varían significativamente entre las condiciones de máxima y mínima
demanda. Los generadores sincrónicos no son empleados para compensar estas
diferencias pues en el proceso muchos de ellos podrían alcanzar los límites de su
curva de capacidad de reactivos. Además, puede perderse la disponibilidad del
control continuo que ofrecen estas máquinas. En su lugar, se instalan bancos de
condensadores y reactores que son accionados para un control grueso de reactivos
[4].
Los bancos de condensadores son requeridos en situaciones de alta
demanda, cuando el consumo de reactivos por parte de las cargas y las reactancias
de las líneas es máximo. Como los cambios en la carga son lentos y predecibles,
no es necesario un control rápido y los bancos de condensadores pueden ser
conectados y desconectados por medio de interruptores. Las líneas de transmisión
muy largas generan grandes cantidades de reactivos en condiciones de baja carga
[4]. En este caso, podría necesitarse la conexión de reactores para disminuir los
niveles de tensión.
Los bancos de condensadores son accionados generalmente en pequeñas
unidades mientras que los reactores suelen instalarse en una única unidad debido a
los costos. Los transitorios ocurridos luego de la operación de estos elementos de
compensación limitan el tamaño de los mismos.
36
2.1.3.3 Cambio de tomas de transformadores.
Un método importante para el control de voltaje en sistemas de potencia
es mediante la modificación de la relación de transformación de los
transformadores. Ciertos transformadores disponen de varias tomas (taps) en uno
de sus devanados que corresponden a distintos números de espiras, tal como se
muestra en la figura 6. Normalmente las tomas están ubicadas en el devanado del
lado de alta del transformador.
Figura 8.- Transformador con cambio de tomas.
Fuente: Swiss Federal Institute of Technology Zurich.
Al seleccionar entre las distintas tomas, el transformador puede variar la
magnitud del voltaje de baja U2 (suponiendo fijo el voltaje de alta U1) al cambiar
el número de espiras N1 y, en consecuencia, la relación de transformación N1/N2.
Transformadores con cambio de tomas bajo carga (ULTC), son usados cuando la
relación de transformación debe ser modificada frecuentemente, como es el caso
de las redes de distribución. El tiempo de actuación de estos transformadores
suele estar en el orden de las decenas de segundos [4].
Otros transformadores, únicamente permiten cambios de tomas de forma
manual y cuando no están bajo carga.
2.1.3.4 Compensador estático de potencia.
El SVC (Static Var Compensator) puede estar compuesto de los dos
siguientes tipos de elementos shunt: reactancia controlada por tiristores (TCR) y
37
condensador conmutado por tiristores (TSC). En el caso del TCR, una reactancia
fija está conectada en serie a una válvula de tiristores bidireccional. La corriente
de frecuencia fundamental es variada mediante el control de la fase de la válvula
de los tiristores [5]. El consumo de reactivos varía entre 0 y V2/X, donde X es la
reactancia del reactor. Un TSC comprende un condensador serie con una válvula
de tiristores bidireccional, la cual permite conectar o desconectar el condensador
para un número entero de semiciclos de la tensión aplicada [4].
Combinando el TCR con un número determinado de condensadores, se
logra un control continuo del flujo de reactivos. Usualmente el TCR y el TSC
están conectados a la red por medio de un transformador elevador, como se
observa en la figura 7. El sistema de control del SVC regula la entrega de
reactivos al sistema de manera tal que la magnitud del voltaje del nodo de control
permanezca constante e igual a la tensión de referencia.
Figura 9.-SVC.
Fuente: ABB Power Technologies.
Dentro del rango de control del SVC, la tensión es controlada con una
precisión que viene dada por la pendiente de la curva que se observa en la figura 8
[4]. Cuando el SVC alcanza los extremos de potencia reactiva de la curva, el
38
voltaje deja de ser controlado y el SVC se comporta como una capacitancia pura o
un reactor puro.
Figura 10.- Curva característica SVC.
Fuente: Swiss Federal Institute of Technology Zurich.
Un SVC puede ser agrupado junto a un banco de reactores o capacitores
en lo que es conocido como SVS (Static Var System). De esta forma, el SVS
puede coordinar la conexión de bancos en otras ubicaciones del sistema eléctrico.
Estos están diseñados para ser conmutados sólo unas pocas veces al día, ya que la
conmutación se realiza por interruptores [5]. La figura 9 muestra una
configuración de SVS.
Figura 11.- SVS
Fuente: ABB Power Technologies
39
2.1.4 Control de la frecuencia del sistema de potencia.
Para una operación satisfactoria del sistema de potencia, la frecuencia
debe permanecer constante. La frecuencia del sistema es fuertemente dependiente
del balance de potencia activa (relación Pf). Dado que la frecuencia es un
parámetro común a la totalidad del sistema, los cambios en la demanda de
potencia activa en un punto se reflejan en el resto del sistema como una variación
en la frecuencia [3]. Para compensar los cambios, es necesario que las máquinas
sincrónicas modifiquen la generación de potencia en función de la demanda. El
control de la velocidad de cada unidad de generación es realizado por los
gobernadores.
Las fuentes primarias para la generación de energía eléctrica son la
energía cinética del agua y la energía térmica de los combustibles fósiles. Las
turbinas (hidráulicas o de vapor) convierten estas fuentes de energía en energía
mecánica. Puesto que la velocidad de giro del rotor de los generadores está
directamente relacionada con la frecuencia, los gobernadores deben reaccionar
frente a una desviación de la velocidad (con respecto a la velocidad de
sincronismo) modificando la potencia mecánica que se transmite al generador [6].
Los conceptos básicos que intervienen en el funcionamiento del
gobernador de velocidad son ilustrados en la figura 10.
Turbina
Gobernador
Válvula/Compuerta
Vapor o
agua
G
Pm Pe
Figura 12.- Diagrama funcional gobernador.
Fuente: Power System Stability and Control – P. Kundur.
40
Cuando se presenta un cambio en la carga, este se manifiesta como una
variación en la potencia eléctrica consumida. El desbalance entre la potencia
mecánica de entrada y la potencia eléctrica de salida del generador produce un
incremento o disminución, según sea el caso, en la velocidad del rotor. El
gobernador ajusta el caudal de vapor o de agua que la turbina recibe con el fin de
que la máquina regrese a la velocidad de sincronismo.
La figura 11 muestra la respuesta de un generador con gobernador en el
tiempo cuando es sujeto a un aumento en la demanda. La disminución en la
velocidad del rotor del generador (determinada por su constante de inercia [3])
ocasiona un incremento en la potencia mecánica suministrada por la turbina al
generador debido a la actuación del gobernador. Luego de un tiempo, la velocidad
del generador regresa a la velocidad de sincronismo (ω0). Ya en régimen
permanente, el aumento en la potencia mecánica inicial (Pm0) es igual al
incremento en la demanda.
Figura 13.- Respuesta de un generador con gobernador.
Fuente: Power System Stability and Control – P. Kundur.
41
3 CAPÍTULO III
3.1.- MARCO METODOLÓGICO
Este capítulo describe la metodología empleada para el cumplimiento de
los objetivos planteados y, de esta manera, la obtención de los resultados de la
investigación.
3.1.1 Tipo de investigación.
En lo relativo al alcance del trabajo y a los objetivos planteados, se puede
considerar a esta investigación de tipo descriptiva. “La investigación descriptiva
busca especificar propiedades, características y rasgos importantes de cualquier
fenómeno que se analice” [7]. Este es el caso de la definición de los límites de
transmisión de un sistema de potencia, característica que determina el nivel de
intercambio confiable entre las distintas áreas que forman parte de éste; con el
propósito de cubrir la totalidad de la demanda de aquellas áreas que no pueden ser
suplidas únicamente con su generación propia. Dado que los límites de
transmisión varían en el tiempo, en función de los cambios en la topología y la
entrada de nuevas obras, las investigaciones que especifican las máximas
magnitudes de intercambio deben elaborarse con regularidad.
3.1.2 Procedimiento.
Para lograr el cumplimiento de los objetivos planteados, se realizaron las
actividades que se explican a continuación.
3.1.2.1 Inducción.
La primera actividad llevada a cabo fue la búsqueda de información
especializada, relacionada principalmente a la estabilidad de los sistemas de
potencia y a la modelación y comportamiento de los equipos que permiten el
control de voltaje y frecuencia del sistema.
42
Posteriormente, se inició una etapa de familiarización del SEN. Dicha
etapa comprende un reconocimiento de la topología del sistema, con énfasis en las
principales líneas de transmisión, unidades de generación y grandes centros de
consumo. En mayor detalle, se abordaron las características y propiedades del
sistema occidental. Además, se realizó una revisión del Portafolio de Inversiones
de Expansión de Transmisión, el cual incluye el listado de obras de transmisión
proyectadas por el DPDT con su respectiva fecha estimada de puesta en servicio.
Adicionalmente, se procedió a emplear la plataforma de simulación DIgSILENT
PowerFactory con el objeto de aprender el correcto uso de las herramientas del
programa necesarias para el cumplimiento de los objetivos.
Finalmente, se recopiló la información disponible en el DPDT
(Departamento de Planificación de Transmisión) referente a los criterios técnicos
empleados en sus estudios tanto en régimen permanente como en régimen
transitorio.
3.1.2.1.1 Criterios y premisas de simulación.
Para la simulación de régimen permanente el DPDT considera los
siguientes criterios técnicos en condiciones normales de operación:
Las tensiones de todas las barras deben permanecer entre 0,95 y 1,05 p.u.
sobre la tensión nominal de las mismas.
No se permite sobrecarga de ningún elemento del sistema de potencia.
Los criterios técnicos que se deben cumplir luego de la ocurrencia de una
perturbación son:
Las tensiones de todas las barras deben permanecer entre 0,95 y 1,05 p.u.
sobre la tensión nominal de las mismas, exceptuando las subestaciones
que atienden circuitos radiales a nivel de subtransmisión. (138 kV, 115
43
kV y 69 kV) para las cuales se permitirá un valor mínimo de 0,90 p.u.
sobre la tensión nominal.
No se permite sobrecarga de los equipos de transformación por encima
del 20% de su capacidad térmica nominal.
Las líneas de transmisión no deben sobrepasar su capacidad de
emergencia (120 % capacidad térmica nominal).
En régimen transitorio, los criterios técnicos empleados son los
siguientes:
La tensión post-falla instantánea no debe ser menor a 0,8 p.u. en barras
cuyo nivel de tensión sea mayor o igual a 230 kV.
La tensión post-falla no debe ser menor 0,9 p.u. durante un intervalo
mayor a 1 segundo en barras cuyo nivel de tensión sea mayor o igual a
230 kV.
Las diferencias en los ángulos de los rotores entre generadores no deben
aumentar con el tiempo.
Estos criterios técnicos obedecen a prácticas corporativas que provienen
de las antiguas filiales. La referencia sobre criterios de planificación de sistemas
eléctricos que se expone en este trabajo proviene de la filial CADAFE.
3.1.2.2 Ajuste del caso de estudio.
A partir del caso base de estudio existente en el DPDT, se efectuó una
revisión de la topología modelada, en lo concerniente a las unidades de generación
y el sistema de transmisión en los niveles de tensión de 765, 400, 230, 138 y 115
kV; con el fin de simular la totalidad del sistema y las obras previstas dentro del
Portafolio de Inversiones de Expansión de Transmisión, para los años 2015 y
2019 en la herramienta de simulación DIgSILENT PowerFactory.
44
Se plantearon escenarios de generación factibles para cada año de estudio
de acuerdo a la información publicada por el CND, referida al desempeño de los
generadores del SEN (Sistema Eléctrico Nacional). En lo relativo a la demanda, se
consideraron las estimaciones dadas por el SIPDE, tanto a nivel nacional como
estadal.
Para obtener un adecuado perfil de tensiones que permita cumplir con los
criterios expuestos, se hizo uso de los elementos de control de voltaje del sistema.
Éstos incluyen cambio de tomas de transformadores, modificación de la referencia
de tensión de generadores, conexión de equipos de compensación shunt y ajuste
de los compensadores estáticos de potencia. Este análisis es realizado por medio
de los estudios de flujo de carga.
Para garantizar una adecuada respuesta transitoria del sistema, se ejecutó
una revisión y actualización de los sistemas de control de las unidades de
generación del SEN, que incluye los sistemas de excitación, gobernadores,
modelos de turbina y estabilizadores de potencia. A fin de detectar problemas en
los mismos, se realizaron una serie de pruebas de tipo escalón las cuales permiten
visualizar la respuesta de las unidades de generación ante contingencias. Para
realizar estas pruebas, se modifica la referencia de tensión o de potencia activa de
la unidad según sea el caso. Luego; es monitoreada la acción del sistema de
excitación para llevar la tensión de los terminales de la armadura del generador a
la referencia indicada y, el control del gobernador sobre la turbina para alcanzar
un nuevo punto de equilibrio entre la potencia mecánica suministrada y la
potencia eléctrica demandada manteniendo la velocidad de sincronismo.
A su vez, se monitoreó la respuesta de los compensadores estáticos de
potencia instalados en el SEN dada su importancia en la recuperación del sistema
luego de la ocurrencia de perturbaciones en la red.
La modelación de la carga también fue objeto de verificación dada su
influencia en la respuesta transitoria del SEN. Para ello, se realizó una
45
comparación con los modelos trabajados por el CND (Centro Nacional de
Despacho).
3.1.2.3 Elaboración de subrutina para cálculo de respuesta transitoria.
En primera instancia, se procedió a estudiar el lenguaje de programación
propio de la plataforma de simulación, conocido como DIgSILENT Programming
Language (DPL). Por medio del lenguaje DPL se desarrolló una subrutina que
permite: automatizar la medición del flujo de potencia en los nexos de interés,
escalar adecuadamente la demanda de determinadas áreas y, seguidamente,
realizar simulaciones de régimen transitorio de las variables requeridas por el
usuario, con el fin de optimizar los procesos de cálculo de límites de transmisión
expuestos a continuación.
3.1.2.4 Cálculo de los límites de transmisión.
El cálculo de los límites de transmisión Importación Suroccidente y
Exportación Yaracuy con las obras de ampliación previstas por el DPDT para los
años 2015 y 2019 se realizó siguiendo la metodología aquí presentada.
Las contingencias consideras para el cálculo de los límites de transmisión
según el DPDT son:
Falla monofásica a tierra de cero impedancia para el nivel de tensión de
765 kV con un tiempo de despeje de 4 ciclos.
Falla bifásica a tierra de cero impedancia para el nivel de tensión de 400
kV con un tiempo de despeje de 4 ciclos.
Falla bifásica a tierra de cero impedancia para el nivel de tensión de 230
kV con un tiempo de despeje de 6 ciclos.
Se asumió que las fallas en las líneas de transmisión son lo
suficientemente cercanas a la barra como para considerar su ocurrencia en éstas.
Las fallas fueron simuladas en su localización más severa. Únicamente se
46
considera la falla y desconexión de un único elemento del sistema de potencia, lo
cual es conocido como el criterio N-1.
En este punto, se definen los valores de transferencia iniciales de los
principales nexos del SEN a través de la aplicación de la subrutina.
3.1.2.4.1 Cálculo de los límites de transmisión por variación de demanda.
Partiendo del caso previamente ajustado, se establece el despacho
esperado en el área debido a la entrada en servicio de las principales obras de
generación para el año de estudio. Esta generación propia del área analizada
permanece fija durante las sucesivas iteraciones en la demanda, las cuales tienen
como objeto aumentar el flujo de potencia activa en los nexos de interés.
La herramienta de simulación DIgSILENT PowerFactory dispone de dos
criterios para evaluar la severidad de las contingencias simuladas. Uno de ellos
trabaja con las variaciones en los niveles de tensión de las barras producto de la
ocurrencia de la contingencia y el otro, con los aumentos en la carga de los
equipos. Debido a que la mayoría de las contingencias simples (un elemento
fallado por vez) no ocasionan sobrecargas en los equipos de transformación y
transmisión del sistema, se emplea el criterio de variaciones de tensión para
determinan la contingencia crítica para cada nexo de estudio.
Por medio de simulaciones de flujo de carga, se determinó la variación de
tensión producto de la salida de los principales equipos de transmisión del Sistema
Occidental y de la red troncal del SEN. Se simuló la respuesta transitoria ante
contingencia de los elementos que presentaron una mayor variación de tensión,
con el fin de determinar la contingencia crítica para la Importación Suroccidente y
la Exportación Yaracuy. El sistema debe cumplir con los criterios técnicos
referentes al régimen transitorio.
Luego de haberse obtenido la contingencia crítica para ambos casos, se
realizó una simulación durante el tiempo necesario para que las oscilaciones en la
47
respuesta transitoria del sistema sean amortiguadas y se pueda considerar que el
sistema alcanzó el régimen permanente de operación. Se verifica que el sistema
cumpla con los criterios técnicos post-falla.
Si el sistema cumple con los criterios, se procede a incrementar
adecuadamente la demanda del área (mantenido fija la demanda del resto del
SEN) y a reportar los nuevos valores de transferencia de potencia mediante la
subrutina desarrollada. Se continúa incrementando la demanda hasta sobrepasar el
valor para el cual se cumplen los distintos tipos de criterios técnicos.
Finalmente, se modifica la demanda del área asociada al valor presentado
en la iteración inmediatamente anterior y que garantizó el cumplimiento de los
criterios. El valor anteriormente reportado por la subrutina es el límite de
transmisión por variación de demanda.
Figura 14.- Flujograma de cálculo de limite de transmisión por variación de
demanda.
48
3.1.2.4.2 Cálculo de los límites de transmisión por variación de generación.
Al igual que la metodología anterior, se trabaja con el caso de estudio ya
ajustado. Como punto inicial se toma la máxima generación, técnicamente viable,
para el año de estudio luego de la entrada en servicio de las principales obras de
generación. La demanda de la totalidad del SEN se mantiene invariable bajo esta
metodología.
En esta condición, se realiza el análisis de contingencias de manera de
obtener la contingencia crítica del área, por medio de simulaciones dinámicas de
de duración tal que se obtengan respuestas con oscilaciones amortiguadas. Una
vez obtenida la contingencia crítica se procede a verificar el cumplimiento de los
criterios técnicos.
Si el sistema cumple con los criterios, se comienza a disminuir el
despacho de las unidades de generación de naturaleza térmica ubicadas en el área
de estudio. Esto con el objetivo de maximizar el despacho de los generadores
hidráulicos del área, con el fin de disminuir los costos asociados al uso de
combustibles fósiles.
La disminución del despacho trae como consecuencia un aumento en la
transmisión de potencia de la Importación Suroccidente o de la Exportación
Yaracuy según sea el caso trabajado. La disminución en la generación continúa
hasta llegar al punto en el cual se dejan de cumplir los criterios técnicos. Se
regresa al nivel de generación previo, y mediante la subrutina se reporta la
magnitud del intercambio en dichas condiciones, el cual es el límite de trasmisión
por variación de generación.
49
Figura 15.- Flujograma de cálculo límite de transmisión por variación de
generación.
3.1.2.5 Desarrollo de la sensibilidad en los límites de transmisión.
Esta actividad tiene como finalidad determinar el impacto que tienen las
principales obras de generación y transmisión previstas para los años 2015 y
2019, en la magnitud de los límites de transmisión previamente definidos. Para
determinar dicho impacto, se retiran del caso de estudio las obras proyectadas por
el DPDT para el año en el cual se esté realizando el estudio de sensibilidad, de
manera de trabajar con la topología previa del Sistema Occidental.
50
Posteriormente, a medida que son ingresadas las nuevas obras, son
calculados nuevamente los límites de transmisión por medio de metodología de
variación de demanda. El incremento en la magnitud de los mismos estará
asociado a la obra en cuestión.
3.1.2.5.1 Importación Suroccidente.
Para el escenario del año 2015, se consideró la entrada en servicio de las
siguientes obras:
Tabla 1.- Obras sensibilidad año 2015.
Obras
Segunda línea Uribante – El Vigía II aislada a 400 kV operando en 230 kV
Segunda línea El Vigía II – Buena Vista aislada a 400 kV operando en 230 kV
Conexión a 400 kV Misoa – Buena Vista
Conexión a 400 kV Yaracuy - Portuguesa
Figura 16.- Topología Sistema Occidental (año 2015).
51
Para el año 2019, las obras estimadas por el DPDT fueron las mostradas
a continuación:
Tabla 2.- Obras sensibilidad año 2019.
Obras
Segunda unidad de generación en Vueltosa
Primera unidad de generación en Colorada
Conexión a 400 kV Buena Vista - Uribante
Figura 17.- Topología Sistema Occidental (año 2019).
3.1.2.5.2 Exportación Yaracuy.
La topología asociada al nexo Exportación Yaracuy no presenta obras
estructurales para los años en los que se realiza el estudio del Sistema Occidental.
Sin embargo, el desvío de una de las línea Arenosa – Yaracuy a 400 kV para
posteriormente realizar la conexión a la subestación Portuguesa, previamente
estudiado en la sensibilidad de la Importación Suroccidente, tiene un impacto en
la transferencia de potencia del nexo Exportación Yaracuy. Por lo tanto, esta obra
es analizada para realizar el estudio de la sensibilidad del nexo para el año 2015.
52
3.1.2.6 Documentación del procedimiento.
Dada la regularidad con la que deben efectuarse los estudios referentes a
la actualización de las magnitudes de los límites de transmisión del SEN, se
realizó un diagrama de flujo que representa el procedimiento seguido para ajustar
el caso de estudio y cumplir con los criterios del DPDT en condiciones normales
de operación. El uso de la subrutina desarrollada; la cual se puede encontrar en los
servidores del DPDT, y el posterior proceso para calcular los límites de
transmisión, se encuentran contenidos en la metodología de este trabajo.
53
4 CAPÍTULO IV
4.1.- RESULTADOS
En este capítulo se presentan los resultados obtenidos luego del
cumplimiento de las etapas presentadas en el desarrollo metodológico de la
investigación.
4.1.1 Inducción.
En la etapa de inducción se revisó la información disponible en el DPDT
referente a la estabilidad de los sistemas de potencia y la metodología de cálculo
de los límites de transmisión. Además, se recopiló la data de los generadores
existentes, en conjunto con sus respectivos sistemas de control, a fin de actualizar
la modelación de los mismos en los casos en los cuales fuese necesario.
Por otra parte, la familiarización con el SEN fue fundamental para el
correcto cumplimiento de las etapas siguientes en la metodología. La revisión del
Portafolio de Inversiones de Expansión proporcionó las obras de generación y
transmisión que fueron agregadas al caso de estudio y que influyen en las
condiciones de operación del sistema y los niveles de intercambio entre áreas.
4.1.2 Ajuste del caso de estudio.
Tras haberse realizado una revisión de la topología montada en el caso
base de estudio, se identificaron las obras proyectadas en el Portafolio de
Inversiones de Expansión y que aún no se encontraban dentro de la herramienta
de simulación para los respectivos años de estudio.
La información recabada sobre el historial de despacho de potencia de las
distintas unidades de generación que forman parte del SEN (principalmente
54
termoeléctricas), permitió establecer un esquema de generación factible para
satisfacer la demanda proyectada para los años 2015 y 2019 respectivamente.
La generación y la demanda estimada a nivel nacional y, de los estados
que son de interés para la Importación Suroccidente y Exportación Yaracuy,
poseen los siguientes valores.
Tabla 3.- Generación y demanda estimadas (año 2015).
2015
Nacional Estados
Generación
[MW]
22.254
Barinas 425
Mérida 240
Portuguesa 0
Táchira 485
Trujillo 0
Zulia 2367
Demanda
[MW[
21.405
Barinas 360
Mérida 212
Portuguesa 289
Táchira 460
Trujillo 271
Zulia 3474
55
Tabla 4.- Generación y demanda estimadas (año 2019).
2019
Nacional Estados
Generación
[MW]
27.452
Barinas 425
Mérida 300
Portuguesa 0
Táchira 940
Trujillo 0
Zulia 2911
Demanda
[MW[
26.592
Barinas 381
Mérida 212
Portuguesa 315
Táchira 479
Trujillo 271
Zulia 4430
A continuación, para el año 2015 se muestra el perfil de tensiones
obtenido para ambos años de estudio en las barras cuya magnitud de tensión
nominal es mayor o igual a 230 kV de los estados Barinas, Mérida, Táchira y
Trujillo.
56
Tensiones (p.u.)
0,97
0,98
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
Po
rtu
gu
esa
40
0
Co
jed
es 4
00
Sa
n A
ga
tón
I 2
30
Sa
n A
ga
tón
II 2
30
Ba
rin
as IV
_2
30
TB
arr
an
ca
sII 2
30
Pla
nta
Pá
ez 2
30
Uri
ba
nte
23
0
La
Vu
elto
sa
23
0
P V
igia
23
0
El V
igía
II 2
30
Bu
en
a V
ista
23
0
La
s F
lore
s 2
30
Aca
rig
ua
II 2
30
Mé
rid
a N
ue
va
23
0
Sa
n M
ate
o 2
30
El C
oro
zo
23
0
Va
lera
IV
23
0
Tá
ch
ira
23
0
Bu
en
a V
ista
40
0
Gráfico 1.- Perfil de tensión Importación Suroccidente (año 2015).
Las tensiones en las barras pertenecientes al estado Zulia son expuestas
en un gráfico separado debido a que las condiciones de operatividad de dicho
estado poseen una fuerte dependencia con respecto al nivel de intercambio de
potencia entre los nexos que componen la Exportación Yaracuy.
Tensión (p.u.)
0,975
0,98
0,985
0,99
0,995
1
1,005
1,01
1,015
1,02
1,025
Cueste
citas 2
30
El T
abla
zo 4
00
El T
abla
zo 2
30
Zulia
230
Cuatr
icente
nario
230
P.B
lanco 2
30
Cuatr
icente
nario
400
Punta
de
Pie
dra
s 2
30
El R
incón 2
30
Trinid
ad 2
30
Gráfico 2.- Perfil de tensión Exportación Yaracuy (año 2015).
57
Mientras que para el año 2019, el perfil de tensión obtenido fue el
siguiente:
Tensión (p.u.)
0,97
0,98
0,99
1
1,01
1,02
1,03
1,04
1,05
Port
uguesa 4
00
Coje
des 4
00
Barinas I
V_230
TB
arr
ancasII
230
Pla
nta
Páez 2
30
Buena V
ista
400
San A
gató
n I
230
San A
gató
n I
I 230
La V
ueltosa 2
30
El V
igia
II
400
La C
olo
rada I
400
La C
olo
rada I
I 400
Uribante
400
Buena V
ista
230
Uribante
230
Las F
lore
s 2
30
Acarigua I
I 230
El V
igía
II
230
P V
igia
230
Vale
ra I
V 2
30
Mérida N
ueva 2
30
San M
ate
o 2
30
Pera
cal 230
El C
oro
zo 2
30
Táchira 2
30
Gráfico 3.- Perfil de tensión Importación Suroccidente (año 2019).
Tensión (p.u.)
0,92
0,94
0,96
0,98
1
1,02
1,04
1,06
Carb
o Z
ulia
230
Cuatr
icente
nario
230
Trinid
ad 2
30
El T
abla
zo 2
30
Zulia
230
P.B
lanco 2
30
El T
abla
zo 4
00
Punta
de
Pie
dra
s 2
30
Machiq
ues 2
30
R.L
eoni 230
El R
incon 4
00
Carb
ozulia
400
El R
incón 2
30
Cuatr
icente
nario
400
Cueste
citas 2
30
Cata
neja
230
Gráfico 4.- Perfil de tensión Exportación Yaracuy (año 2019).
Se observó que se cumplieran la totalidad de los criterios técnicos
referentes a las condiciones normales de operación en cuanto a la sobrecarga de
los equipos del sistema eléctrico y los perfiles de tensión requeridos.
58
Por otra parte, los problemas detectados en los sistemas de control de las
unidades de generación, a través de las pruebas de escalón realizadas, fueron
solucionados ajustando convenientemente los valores de los parámetros de los
diagramas de bloques de los sistemas modelados.
A modo de ejemplo, se muestra la actuación del gobernador sobre la
turbina de la unidad 1 de la Planta Termozulia II ante un escalón de potencia
activa de 30 MW. Como es de esperar, la disminución en la velocidad del rotor
del generador ocasiona un incremento de la potencia mecánica suministrada por la
turbina. Luego de 8 segundos, la potencia mecánica de la turbina se equilibra con
la potencia demandada (150 MW).
20,0016,0012,008,004,000,00 [s]
160,00
150,00
140,00
130,00
120,00
110,00
TZII_GAS1: Active Power in MW
20,0016,0012,008,004,000,00 [s]
1,004
1,000
0,996
0,992
0,988
0,984
TZII_GAS1: Speed in p.u.
20,0016,0012,008,004,000,00 [s]
0,86
0,81
0,76
0,71
0,66
0,61
TZII_GAS1: Turbine Power in p.u.
Plots
Date: 5/12/2014
Annex: /1
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 5.- Prueba de escalón al gobernador de Termozulia II G1.
4.1.3 Elaboración de subrutina cálculo de respuesta transitoria.
La subrutina diseñada permitió determinar de manera sencilla el flujo de
potencia de los nexos de interés; además de escalar la demanda y generación de la
zona de estudio e iniciar las simulaciones en régimen transitorio. Los elementos
de transmisión del SEN que conforman los nexos Importación Suroccidente y
Exportación Yaracuy son:
59
Figura 18.- Nexo Importación Suroccidente.
Figura 19.- Nexo Exportación Yaracuy.
La figura 20 muestra un reporte de la subrutina referente a una medición
sobre el nexo Importación Suroccidente.
60
Figura 20.- Medición Importación Suroccidente mediante subrutina.
4.1.4 Cálculo de los límites de transmisión.
Una vez aplicada la subrutina desarrollada, fue posible determinar los
niveles de intercambio de potencia base entre las distintas áreas que conforman al
SEN; es decir, los valores de intercambio con la generación y demanda que fue
estimada para cada año de estudio. Estos valores son mostrados en las siguientes
tablas:
Tabla 5.- Niveles iniciales de intercambio SEN (año 2015).
Nexos Intercambio [MW]
Exportación Guayana 8353
Importación Centro-Occidente 2444
Exportación Yaracuy 1450
Importación Sur-Occidente 269
61
Figura 21.- Niveles iniciales de intercambio (año 2015).
Para el año 2019, los niveles de transferencia registrados presentaron las
siguientes magnitudes:
Tabla 6.- Niveles iniciales de intercambio SEN año 2019.
Nexos Intercambio [MW]
Exportación Guayana 6184
Importación Centro-Occidente 1956
Exportación Yaracuy 1386
Importación Suroccidente -130
62
Figura 22.- Niveles iniciales de intercambio (año 2019).
Posteriormente, se procedió a incrementar la transferencia en los nexos
Importación Suroccidente y Exportación Yaracuy hasta determinar los límites de
transferencia según la metodología propuesta.
4.1.4.1 Por variación de demanda.
4.1.4.1.1 Escenario año 2015.
Los resultados obtenidos del estudio realizado para el año 2015 son los
siguientes:
4.1.4.1.1.1 Importación Suroccidente.
Del conjunto de contingencias consideradas, se determinó que la
contingencia crítica para determinar la capacidad de Importación del área
Suroccidente viene dada por una falla monofásica a tierra de cero impedancia de
la línea a 765 kV San Gerónimo – Arenosa. El despeje de la línea es realizado 4
ciclos después de la ocurrencia del cortocircuito.
63
Tras esta contingencia se presentan las mayores oscilaciones en las
variables del sistema que están siendo monitoreadas (tensión de las barras, ángulo
de rotor de generadores y frecuencia de los generadores).
La demanda del área a estudiar fue incrementada, siguiendo la
metodología propuesta, hasta obtener los siguientes valores:
Tabla 7.- Máxima demanda año 2015.
Estados Demanda (MW)
Barinas 418
Mérida 246
Táchira 534
Trujillo 314
La respuesta transitoria obtenida por parte del SEN tras la ocurrencia de
la contingencia crítica, en condición de máxima demanda, se muestra a
continuación:
16,0013,0010,007,004,001,00 [s]
1,325
1,200
1,075
0,950
0,825
0,700
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
E l Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Acarigua II 230: Line-Ground Pos itive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
E l Vigía II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Morochas 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magni tude in p.u.
Uribante 230: Line-Ground Positive-Sequenc e Voltage, Magnitude in p.u.
Valera IV 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
T ension barras OCC
Date: 3/24/2014
Annex: /10
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 6.- Tensiones barras de interés (año 2015).
64
La transferencia es limitada por la tensión, en régimen transitorio, de la
barra a 230 kV de Acarigua II. Los valores de intercambio obtenidos para la
condición de máxima variación de demanda de potencia del nexo Suroccidente
son presentados en la Tabla 8.
Tabla 8.- Intercambio variación demanda año 2015.
Nexos Intercambio (MW)
Exportación Guayana 8610
Importación Centro-Occidente 2639
Exportación Yaracuy 1540
Importación Suroccidente 462
Figura 23.- Intercambio variación de demanda (año 2015).
El límite de transmisión resultante para el nexo Importación Suroccidente
en el año 2015 es de 462 MW.
4.1.4.1.1.2 Exportación Yaracuy.
65
Para el nexo de intercambio Exportación Yaracuy, se determinó que la
contingencia crítica viene dada por una falla bifásica a tierra de cero impedancia
de la línea de menor longitud entre las subestaciones Yaracuy – Tablazo de 400
kV de tensión. El despeje de la línea es realizado 4 ciclos después de la ocurrencia
de la falla. Para esta falla, se detectaron las mayores caídas de tensión en las
barras de las subestaciones localizadas en el estado Zulia.
Operando el sistema con un valor de Importación Suroccidente cercano
al límite de transmisión, se pudo incrementar la demanda del estado Zulia hasta
llegar a los 3530 MW. Bajo estas condiciones, se obtuvo el límite de transmisión
de la Exportación Yaracuy.
La respuesta transitoria del SEN para este punto de operación y, tras la
ocurrencia de la contingencia crítica, fue la siguiente:
21,0017,0013,009,005,001,00 [s]
1,20
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
Cuatricentenario 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cuatricentenario 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Rincón 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Tablazo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Tablazo 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Machiques 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
P.Blanco 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Paraíso 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Puerto Rosa 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Trinidad 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Tule 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Yaracuy 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Zulia 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Barras ENELVEN
Date: 5/5/2014
Annex: /11
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 7.- Tensión barras de interés (año 2015).
66
La transferencia de potencia activa en el nexo de Exportación Yaracuy,
es limitada por el criterio de mínima tensión en régimen permanente para la barra
Trinidad de 230 kV.
Tabla 9.- Intercambio variación de demanda (año 2015).
Nexos Intercambio (MW)
Exportación Guayana 8436
Importación Centro-Occidente 2576
Exportación Yaracuy 1977
Importación Suroccidente 432
Figura 24.- Intercambio variación de demanda (año 2015).
El límite de transmisión del nexo Exportación Yaracuy obtenido fue de
1977 MW:
4.1.4.1.2 Escenario año 2019.
Para el año 2019, la metodología utilizada permitió obtener los resultados
presentados a continuación:
67
4.1.4.1.2.1 Importación Suroccidente.
De igual forma, el estudio realizado muestra que la contingencia crítica
para la Importación Suroccidente continúa siendo una falla monofásica a tierra de
cero impedancia de la línea San Gerónimo – Arenosa de 765 kV, con el despeje
asociado ocurriendo 4 ciclos después de la falla.
La demanda del área fue aumentada hasta alcanzar los siguientes valores:
Tabla 10.- Máxima demanda (año 2019).
Estados Demanda (MW)
Barinas 553
Mérida 308
Táchira 696
Trujillo 393
Bajo esta condición de demanda especificada, la respuesta del SEN ante
la contingencia mencionada fue:
68
19,99915,97911,9597,93953,9198-0,1000 [s]
1,20
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
Acarigua II 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Barinas IV_230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Caño Chirgua 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cojedes 400: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Vigia II 400: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
La Carolina 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Mérida Nuev a 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
P Vigia 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Peracal 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Planta Páez 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Portuguesa 400: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
San Mateo 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Táchira 230: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 400: Line-Ground Positiv e-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 0,900 p.u. 0.021 s
Tensiones Occidente
Date: 4/10/2014
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 8.- Tensiones barras de interés (año 2019).
El intercambio de potencia activa en el área de estudio es limitado por la
tensión en régimen permanente de las barra Táchira de 230 kV de tensión
nominal.
Tabla 11.- Intercambio por variación de demanda (año 2019).
Nexos Intercambio (MW)
Exportación Guayana 6735
Importación Centro-Occidente 2356
Exportación Yaracuy 1562
Importación Suroccidente 277
69
Figura 25.- Intercambio variación de demanda (año 2019).
El intercambio obtenido para la región Suroccidente luego de la
aplicación de la metodología por variación de demanda, fue de 277 MW.
4.1.4.1.2.2 Exportación Yaracuy.
Para el escenario del año 2019, la contingencia crítica del nexo
Exportación Yaracuy continúa siendo la falla bifásica a tierra de cero impedancia
de la línea Yaracuy – Tablazo (400 kV) de menor longitud, con un despeje
asociado de 4 ciclos.
Tras incrementar la demanda del Estado Zulia, se monitorea la respuesta
del sistema ante la contingencia crítica estando en la condición límite de la
Exportación Yaracuy.
70
14,99411,9768,95665,93782,9189-0,1000 [s]
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
0,60
Cuatricentenario 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cuatricentenario 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Rincon 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Rincón 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Tablazo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Tablazo 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Paso diablo 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Puerto Rosa 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Trinidad 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Tule 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Zulia 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Barras Enelven
Date: 5/6/2014
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 9.- Tensión barras de interés (año 2019).
El intercambio de potencia es limitado por el criterio de la mínima
tensión en régimen permanece de la subestación Paso Diablo, la cual opera a 138
kV de tensión nominal.
Tabla 12.- Intercambio por variación de demanda (año 2019).
Nexos Intercambio (MW)
Exportación Guayana 6616
Importación Centro-Occidente 2537
Exportación Yaracuy 2127
Importación Suroccidente 273
71
Figura 26.- Intercambio por variación de demanda (año 2019).
Finalmente, el límite de transmisión de Exportación Yaracuy obtenido
para el año 2019 fue de 2127 MW.
4.1.4.2 Por variación de generación.
4.1.4.2.1 Escenario año 2015.
Mediante el esquema de variación de generación, se obtuvieron los
resultados que se muestran a continuación para el año 2015:
4.1.4.2.1.1 Importación Suroccidente.
La siguiente tabla indica los niveles de generación de las unidades que se
encuentra en la región Suroccidente del SEN.
Tabla 13.- Despacho de generación año 2015.
Generadores Despacho inicial (MW)
Fabricio Ojeda G1 200
Termobarrancas G1 150
San Agatón G1 120
72
San Agatón G2 120
Termo Vigia G1 120
Termo Vigia G2 120
Gen Barinas I G1 50
Gen Barinas I G2 50
Táchira G 15 45
P.Páez 1 40
P.Páez 2 40
P.Larga G1 35
P.Larga G2 35
Gen Masparro 1 12,5
Gen Masparro 2 12,5
Se llevó a la generación térmica propia del área al nivel mínimo para el
cual el sistema puede recuperarse de los efectos de la contingencia crítica. La
respuesta del SEN registrada fue:
Gráfico 10.- Tensiones barras de interés (año 2015).
73
La transferencia de potencia fue limitada por la tensión, en régimen
transitorio, presentada por la barra en 230 kV de Acarigua II. Para la condición
límite, la máxima variación de generación térmica soportada por la región
Suroccidente fue:
Tabla 14.- Variación despacho generación térmica año 2015.
Generadores Despacho inicial (MW) Despacho final (MW)
Termobarrancas G1 150 82,6
Termo Vigia G 1 120 66,1
Termo Vigia G 2 120 66,1
Gen Barinas I G1 50 27,5
Gen Barinas I G2 50 27,5
Táchira G 15 45 24,8
Para la condición de despacho final, los intercambios de potencia entre
los nexos del SEN fueron los siguientes:
Tabla 15.-Intercambio por variación de generación año 2015.
Nexos Intercambio (MW)
Exportación Guayana 8640
Importación Centro-Occidente 2660
Exportación Yaracuy 1551
Importación Suroccidente 486
74
Figura 27.- Intercambio por variación de generación (año 2015).
Se tiene que el límite de transmisión por variación de generación
determinado para la Importación Suroccidente fue de 486 MW.
4.1.4.2.1.2 Exportación Yaracuy.
Para obtener el límite del nexo, se procedió a disminuir el despacho de
las principales unidades termoeléctricas localizadas en el estado Zulia, hasta
alcanzar el despacho mínimo necesario para que el SEN pueda recuperarse luego
de la contingencia crítica de la Exportación Yaracuy (falla bifásica a tierra línea
Yaracuy – Tablazo de menor longitud).
La respuesta medida para este punto de operación se muestra a
continuación:
75
16,0013,0010,007,004,001,00 [s]
1,20
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
Cuatricentenario 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cuatricentenario 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Rincón 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Tablazo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Tablazo 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Machiques 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
P.Blanco 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Paraíso 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Puerto Rosa 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Trinidad 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Tule 138: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Yaracuy 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Zulia 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Barras ENELVEN
Date: 5/8/2014
Annex: /12
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 11.- Tensión barras de interés (año 2015).
La tensión en la barra Trinidad de 230 kV, limitó la transferencia del
nexo estudiado. La disminución en la generación permitida se muestra en la Tabla
16.
Tabla 16.- Variación de generación (año 2015).
Generadores Despacho inicial [MW] Despacho final [MW]
Ramón Laguna 15 100 81
Ramón Laguna 16 100 81
Termozulia III GAS1 150 121,5
Termozulia III GAS2 150 121,5
Termozulia II GAS1 150 121,5
Termozulia II GAS2 150 121,5
Termozulia II VAP1 150 121,5
Termozulia GAS1 130 105,3
Termozulia GAS2 130 105,3
Termozulia VAP1 130 105,3
Bajo esta condición en la generación del estado Zulia, la transferencia de
potencia activa medida en los nexos de intercambio del SEN fue la siguiente:
76
Tabla 17.- Intercambio por variación de generación (año 2015).
Nexos Intercambio (MW)
Exportación Guayana 8523
Importación Centro-Occidente 2816
Exportación Yaracuy 2248
Importación Suroccidente 464
Figura 28.- Intercambio por variación de generación (año 2015).
El límite de transmisión por variación de generación de la Exportación
Yaracuy es de 2248 MW.
4.1.4.2.2 Escenario año 2019.
La metodología por variación de generación empleada para el año de
estudio 2019 presentó los siguientes resultados:
4.1.4.2.2.1 Exportación Suroccidente.
77
La tabla 18 muestra la totalidad de los generadores sincronizados a la red
en el área de estudio, junto con su despacho.
Tabla 18.- Despacho de generación (año 2019).
Generadores Despacho inicial (MW)
Fabricio Ojeda G1 220
Fabricio Ojeda G2 220
La Colorada G1 200
San Agatón G1 150
San Agatón G2 150
Termo Vigia G1 150
Termo Vigia G2 150
Termobarrancas G1 150
Gen Barinas I G1 50
Gen Barinas I G2 50
P.Páez 1 40
P.Páez 2 40
P.Larga G1 35
P.Larga G2 35
Gen Masparro 1 12,5
Gen Masparro 2 12,5
Se comenzó a disminuir el despacho de las unidades térmicas hasta
alcanzar el despacho mínimo necesario para que el sistema se mantenga estable
tras la contingencia crítica. Sin embargo, dicho punto no se obtuvo tras
desconectar las unidades térmicas por lo que se procedió a variar la generación de
los principales generadores hidráulicos del Suroccidente del país.
78
19,99915,97911,9597,93953,9198-0,1000 [s]
1,20
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Caño Chirgua 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cojedes 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Vigia II 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
La Carolina 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Mérida Nueva 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
P Vigia 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Peracal 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Planta Páez 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Portuguesa 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
San Mateo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Táchira 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Tensiones Occidente
Date: 4/21/2014
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 12.- Tensión barras de interés (año 2019).
El límite de transmisión de la Importación Suroccidente es limitado por
la tensión en la barra Acarigua II de 230 kV. La variación en el despacho de las
unidades hidráulicas fue el mostrado a continuación:
Tabla 19.- Variación de generación hidráulica (año 2019).
Generadores Despacho inicial (MW) Despacho final (MW)
Fabricio Ojeda G1 220 166,6
Fabricio Ojeda G2 200 166,6
La Colorada G1 200 151,4
San Agatón G1 150 113,6
San Agatón G2 150 113,6
Para el mínimo despacho de generación, el flujo de potencia activa
registrado en los nexos del SEN fue
79
Tabla 20.- Intercambio por variación de generación (año 2019).
Nexos Intercambio (MW)
Exportación Guayana 6705
Importación Centro-Occidente 2642
Exportación Yaracuy 1667
Importación Suroccidente 563
Figura 29.- Intercambio por variación de generación (año 2019).
El límite de transmisión por variación de generación (año 2019) para el
área Suroccidente fue de 563 MW.
4.1.4.2.2.2 Exportación Yaracuy.
Se precedió a incrementar los niveles de intercambio de potencia activa
del nexo Exportación Yaracuy por medio de la disminución en la generación de
las principales unidades termoeléctricas del estado Zulia hasta alcanzar el límite
de transmisión del nexo.
80
La respuesta del SEN para la contingencia crítica en dicha condición de
intercambio fue la mostrada a continuación.
Gráfico 13.- Tensión barras de interés (año 2019).
Bajo la condición de límite de transmisión, la tensión de la barra Paso
Diablo que opera a 138 kV alcanza su mínimo técnico. El despacho final de las
unidades de generación que fueran puestas a variaciones de potencia se muestra
en la Tabla 21:
81
Tabla 21.- Variación de generación (año 2019).
Generadores Despacho inicial [MW] Despacho final [MW]
Ramón Laguna 15 150 120
Ramón Laguna 16 150 120
Termozulia III GAS1 150 120
Termozulia III GAS2 150 120
Termozulia II GAS1 150 120
Termozulia II GAS2 150 120
Termozulia II VAP1 150 120
Termozulia GAS1 130 104
Termozulia GAS2 130 104
Termozulia VAP1 130 104
El flujo de potencia dentro del SEN fue el siguiente:
Tabla 22.- Intercambio por variación de generación (año 2019).
Nexos Intercambio (MW)
Exportación Guayana 6596
Importación Centro-Occidente 2593
Exportación Yaracuy 2190
Importación Suroccidente 274
82
Figura 30.- Intercambio por variación de generación (año 2019).
Finalmente, el límite de transmisión Exportación Yaracuy por variación
de generación es de 2190 MW.
4.1.5 Desarrollo de la sensibilidad.
4.1.5.1 Importación Suroccidente.
En lo que respecta a la sensibilidad, los resultados presentados son los
correspondientes a la respuesta en tensión de las barras pertenecientes a la red de
Suroccidente a medida que las obras previstas son ejecutadas. Las variables de
ángulo de rotor de generadores y frecuencia del sistema fueron monitoreadas y se
encuentran contenidas en los anexos del trabajo.
4.1.5.1.1 Escenario año 2015.
Para iniciar el desarrollo de la sensibilidad se partió de la topología
presentada por el SEN en el año 2013. Con esta configuración se determinó el
límite de transmisión por variación de demanda.
83
16,0013,0010,007,004,001,00 [s]
1,325
1,200
1,075
0,950
0,825
0,700
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: m:u1
El Vigía II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Morochas 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Valera IV 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Tension barras OCC
Date: 4/8/2014
Annex: /10
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 14.- Tensiones topología año 2013.
Luego, fueron puestos en servicio los tramos de líneas que componen la
segunda línea a 230 kV del sistema Suroccidente entre las subestaciones Buena
Vista y Uribante. Para el tramo Buena Vista – Vigía II se obtuvo la siguiente
respuesta:
84
16,0013,0010,007,004,001,00 [s]
1,325
1,200
1,075
0,950
0,825
0,700
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: m:u1
El Vigía II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Morochas 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Valera IV 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Tension barras OCC
Date: 3/26/2014
Annex: /10
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 15.- Tensiones tramo Buena Vista – Vigía II.
Seguidamente se monitorearon las tensiones en las barras con la entrada
dentro del caso de estudio del tramo Vigía II – Uribante.
16,0013,0010,007,004,001,00 [s]
1,325
1,200
1,075
0,950
0,825
0,700
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: m:u1
El Vigía II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Morochas 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Valera IV 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Tension barras OCC
Date: 3/26/2014
Annex: /10
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 16.- Tensiones tramo Vigía II – Uribante.
85
Posteriormente fue analizada la conexión a 400 kV a través de la
subestación Portuguesa. Esta subestación es alimentada por un desvío de una de
las líneas Arenosa – Yaracuy a nivel de 400 kV.
Gráfico 17.- Conexión Portuguesa 400 kV.
Finalmente al anexar la conexión a 400 kV que parte de la subestación
Yaracuy y llega a Buena Vista, tras pasar por la subestación Misoa, se incrementa
el límite de transmisión hasta la magnitud determinada por la metodología por
variación de demanda aplicada en el escenario del año 2015.
4.1.5.1.2 Escenario año 2019.
Partiendo de la topología presentada por el SEN en el año 2015, se
calcula el límite de transmisión de la Importación Suroccidente. Este valor es
posteriormente incrementado a medida que se agregan las obras previstas para el
año 2019 por el DPDT.
86
14,99411,9768,95665,93782,9189-0,1000 [s]
1,20
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: m:u1
Caño Chirgua 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cojedes 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Vigia II 400: m:u1
La Carolina 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Mérida Nueva 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
P Vigia 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Peracal 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Planta Páez 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Portuguesa 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
San Mateo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Táchira 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 400: m:u1
Y = 0,800 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Tensiones Occidente
Date: 4/23/2014
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 18.- Doble conexión a 230 kV Buena Vista - Vueltosa.
Luego, la conexión Buena Vista – Vueltosa pasa de operar en 230 kV a
400 kV de tensión nominal. El sistema presentó la siguiente respuesta:
14,99411,9768,95665,93782,9189-0,1000 [s]
1,20
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Caño Chirgua 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cojedes 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Vigia II 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
La Carolina 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Mérida Nueva 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
P Vigia 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Peracal 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Planta Páez 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Portuguesa 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
San Mateo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Táchira 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Tensiones Occidente
Date: 4/23/2014
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 19.- Conexión a 400 kV Buena Vista – Vueltosa.
87
Las tensiones en las barras de la región Suroccidente luego de la entrada
en servicio de la segunda unidad de generación en Vueltosa, son presentas en el
siguiente gráfico.
19,99915,97911,9597,93953,9198-0,1000 [s]
1,20
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Caño Chirgua 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cojedes 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Vigia II 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
La Carolina 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Mérida Nueva 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
P Vigia 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Peracal 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Planta Páez 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Portuguesa 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
San Mateo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Táchira 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Tensiones Occidente
Date: 4/23/2014
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 20.- Segundo generador Vueltosa
Finalmente, se estudió el impacto en el límite de transmisión
Suroccidente tras sincronizar a la red la primera unidad de generación en
Coloradas.
88
14,99411,9768,95665,93782,9189-0,1000 [s]
1,20
1,10
1,00
0,90
0,80
0,70
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: m:u1
Caño Chirgua 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Cojedes 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Vigia II 400: m:u1
La Carolina 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Mérida Nueva 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
P Vigia 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Peracal 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Planta Páez 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Portuguesa 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
San Mateo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Táchira 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 400: m:u1
Y = 0,800 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Tensiones Occidente
Date: 4/23/2014
Annex: /2
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 21.- Primer generador Coloradas.
4.1.5.2 Exportación Yaracuy.
Una vez puesta en funcionamiento la subestación Portuguesa en 400 kV,
es incrementada la magnitud en el límite de transmisión del nexo Exportación
Yaracuy subiendo la demanda del estado Portuguesa. Las tensiones en las barras
de las subestaciones pertenecientes al estado Zulia tras este aumento en el límite
se muestran a continuación:
89
21,0017,0013,009,005,001,00 [s]
1,325
1,200
1,075
0,950
0,825
0,700
Barinas IV_230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Corozo 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Acarigua II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Buena Vista 400: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
El Vigía II 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Flores 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Las Morochas 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Uribante 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Valera IV 230: Line-Ground Positive-Sequence Voltage, Magnitude in p.u.
Y = 0,800 p.u.
Y = 0,900 p.u.
Y = 0,950 p.u.
Y = 1,050 p.u.
Tension barras OCC
Date: 5/8/2014
Annex: /10
DIg
SIL
EN
T
Gráfico 22.- Conexión Portuguesa 400 kV.
4.1.6 Documentación del procedimiento.
La Figura 31 muestra el flujograma que detalla el procedimiento seguido
para ajustar el caso en condiciones normales de operación para posteriormente
realizar los estudios en régimen transitorio que conllevan al cálculo de los límites
de transmisión según la metodología planteada.
90
Figura 31.- Flujograma para ajustar el caso en condiciones normales de operación.
91
5 CAPÍTULO V
5.1.- ANÁLISIS DE RESULTADOS
5.1.1 Importación Suroccidente
5.1.1.1 Escenario año 2015.
Los ángulos de los rotores de los generadores monitoreados presentaron
un comportamiento del tipo oscilatorio amortiguado para ambas metodologías de
cálculo de los límites de transmisión propuestas. Las excursiones angulares
resultaron mayores para las máquinas localizadas dentro del área Suroccidente;
dichas unidades experimentaron una fuerte variación de aproximadamente 40
grados con respecto a sus ángulos iniciales tras la ocurrencia de la falla crítica del
área. Debido a que la región occidental del SEN se encuentra alejada de la
principal fuente de generación del país (Bajo Caroní), los generadores son muy
exigidos para que el sistema pueda satisfacer la demanda propia del área cuando
existen contingencias de gran magnitud en la red de transmisión de 765 kV. Por lo
tanto, el aumento de la diferencia angular con respecto al generador de referencia
(unidad 11 de Guri II) indica que las máquinas deben aumentar considerablemente
su torque mecánico para, de esta manera, incrementar la potencia eléctrica
entregada en reemplazo del flujo de potencia que era suministrado desde otras
áreas del SEN. Esta respuesta se incrementa por las condiciones de aumento de
demanda o disminución de generación empleadas para subir los niveles de
intercambio de potencia y determinar así los límites de transmisión.
Posteriormente, las oscilaciones angulares comienzan a disminuir ya que parte de
la potencia eléctrica de los generadores cuya posición angular avanza más lento se
transfiere hacia los que lo hacen más rápido, lo cual tiende a reducir las
diferencias angulares y a que se alcance un punto de estabilidad.
92
En cuanto al comportamiento de la frecuencia de los generadores, se
observa que las mayores desviaciones de frecuencia las presentan las unidades de
la región Suroccidente del SEN, dado que en esta área el desbalance entre
generación y demanda es más elevado luego de la ocurrencia de la llamada
contingencia crítica que indispone a la principal red de transmisión del sistema.
La máxima variación de frecuencia visualizada fue de ±0,15 Hz. Existe una
relación directa entre la respuesta angular de los generadores con el
comportamiento de la frecuencia de los mismos, ya que la derivada de la posición
angular de un generador es igual a la velocidad del rotor de la máquina, y esta
última a su vez, es función de la frecuencia. La fuerte variación en los ángulos de
los rotores previamente comentada, implica una disminución de la frecuencia de
los generadores en cuestión. Con la metodología por variación de demanda, la
generación de Termobarrancas muestra una caída en la frecuencia mayor que la
observada por la metodología por variación de generación. Esto se debe a que el
incremento de la demanda del estado Barinas es soportado principalmente por la
planta de Termobarrancas, la cual tiene los generadores de mayor capacidad (202
MVA) del estado. Obedeciendo a un comportamiento oscilatorio amortiguado, las
oscilaciones en la frecuencia van disminuyendo con el tiempo hasta que el sistema
opera nuevamente a la frecuencia nominal del SEN (60 Hz).
Los criterios que limitan el intercambio de potencia de los nexos de
interés y definen el límite de transmisión del área Suroccidente, son los
establecidos para los niveles de tensión de las barras de transmisión en régimen
transitorio; específicamente el relativo a la mínima tensión post-falla instantánea.
En tal sentido, la tensión de la barra Acarigua II cuyo nivel de tensión nominal es
de 230 kV fija el límite de transmisión para ambas metodologías de cálculo
efectuadas.
Los límites de transmisión encontrados a través de la metodología por
variación de demanda y la metodología por variación de generación son 462 MW
y 486 MW respectivamente. La diferencia de 24 MW señala la factibilidad de la
realización de estudios de límites de transmisión por cualquiera de las dos vías
93
para áreas del SEN de carácter importador. En el caso del área Suroccidente,
recibe en condiciones normales de operación 269 MW del SEN.
De la metodología por variación de generación se deduce que el
despacho de las unidades térmicas puede disminuir (con el ahorro de combustible
asociado) hasta en un 45 % antes de que sea alcanzado el límite de transmisión de
la región. Esta disminución representa el 20 % del total (1150 MW) de la
generación sincronizada del área Suroccidente. Mientras que la metodología por
variación de demanda muestra que la demanda propia de la zona puede aumentar
hasta un 16 % sobre la demanda estimada para el año 2015 (1303 MW), sin que
ello implique operar por encima del límite de transmisión.
5.1.1.2 Escenario año 2019.
Para este escenario se estima un incremento en el despacho de generación
de la región Suroccidente del sistema en el orden de los 500 MW en comparación
con el año 2015. Esta nueva generación es proporcionada principalmente por la
entrada en servicio de la segunda unidad de generación de Vueltosa y al proyecto
hidroeléctrico de Coloradas. En lo que respecta a la demanda de la zona, se espera
un pequeño crecimiento motivado por los sectores residencial y comercial de los
estados Barinas, Mérida, Táchira y Trujillo.
El intercambio en condiciones normales de operación es de -130 MW
para el año 2019; es decir, la región Suroccidente pasa de ser un área importadora
(año 2015) a ser un área exportadora de potencia dentro del SEN como
consecuencia de los proyectos hidroeléctricos (900 MVA de capacidad instalada).
El límite de transmisión obtenido por la metodología de variación de
demanda fue de 277 MW, cifra que queda fuera del rango esperado. Lo anterior
nos advierte que la metodología por variación de demanda propuesta no puede ser
aplicada para regiones del SEN exportadoras de potencia. Como el aumento de la
demanda debe ser de grandes proporciones para que sea posible cambiar la
tendencia de la región hacia la importación de potencia (en el caso comentado se
94
llegó a un incremento de 45 %) y debido a que la modelación de las cargas dentro
de los casos de estudio manejados se realiza fijando las mismas a las barras cuyo
nivel de tensión es de 115 kV; se alcanza la condición de mínima tensión post-
falla de las barras de transmisión en régimen permanente permitida por los
criterios del DPDT, una vez ocurrida la contingencia crítica del área. Lo anterior
expuesto define el límite de transmisión en una magnitud más baja que la real.
Sin embargo, la metodología por variación de demanda sí puede ser
utilizada para áreas exportadoras de potencia del SEN. El límite de transmisión
hallado por esta vía fue de 536 MW, el cual es definido por el criterio de mínima
tensión post-falla instantánea presentado por las barra Acarigua II de 230 kV.
De igual forma que en el escenario del año 2015, la respuesta angular
obtenida es de tipo oscilatorio amortiguado, lo cual permite afirmar que las
diferencias angulares no aumentan con el tiempo. Según lo esperado, las mayores
variaciones en los ángulos de los rotores se observan en los generadores ubicados
en la región Suroccidente. Por otra parte, la máxima desviación de frecuencia
registrada fue de 0,075 Hz, bastante inferior a la obtenida en el escenario anterior.
Además, dicha desviación fue observada por los generadores de Guri II. La
sincronización de dos nuevas unidades de generación (en Vueltosa y Colorada
respectivamente) permite soportar de mejor forma los efectos de la contingencia
crítica a los generadores localizados en la zona de estudio.
Para poder llegar a la condición de límite de transmisión, no fue
suficiente desconectar a las máquinas de generación térmica de la región
Suroccidente del sistema, por lo que se procedió a modificar el despacho de las
principales unidades hidroeléctricas del área (Vueltosa, Coloradas y San Agatón).
El límite de transmisión fue obtenido con una reducción del 25% de la generación
hidroeléctrica junto con la desconexión de las unidades térmicas de la zona. La
región Suroccidente puede operar por debajo del límite de transmisión con una
generación propia alrededor de los 890 MW en el año 2019, lo cual representa el
53 % del despacho esperado.
95
5.1.2 Exportación Yaracuy.
5.1.2.1 Escenario año 2015.
La respuesta angular de los generadores fue de tipo oscilatorio
amortiguado. Los generadores localizados en el estado Zulia y la región
suroccidental presentaron las mayores oscilaciones angulares dada la ubicación de
la contingencia crítica (línea Yaracuy – Tablazo). La máxima desviación angular
medida fue de 0,3 Hz, la cual fue observada por los generadores de San Agatón al
ejecutar la metodología por variación de generación. Es importante señalar que el
cálculo del límite de transmisión del nexo Exportación Yaracuy fue realizado
operando cerca del límite del nexo Importación Suroccidente, por lo que la
disminución en el despacho de las unidades de Termozulia y Ramón Laguna exige
a las unidades de generación de Suroccidente.
La transferencia de potencia activa del nexo Exportación Yaracuy es
limitada por el criterio de mínima tensión post-falla aplicado sobre la barra
Trinidad de 230 kV de tensión nominal. Dicha condición fue presentada al
ejecutar ambas metodologías de cálculo de los límites de transmisión expuestas.
Los valores límites determinados fueron de 1.977 MW y 2.248 MW por variación
de demanda y de generación respectivamente. La diferencia de 277 MW muestra
que el nexo Exportación Yaracuy, para el año 2015, depende en gran medida de la
demanda del estado Zulia.
La metodología por variación de generación muestra que los despachos
de las plantas térmicas Termozulia y Ramón Laguna pueden disminuir en un 19 %
antes de alcanzar el límite de transmisión del nexo.
5.1.2.2 Escenario año 2019.
Para el año 2019 se estima un incremento de 28 % en la demanda del estado
Zulia y un aumento de cerca de 550 MW en la generación propia. El límite de
96
transmisión determinado para el nexo Exportación Yaracuy fue de 2.127 MW por
variación de demanda y de 2.190 por variación de generación.
El intercambio del nexo fue limitado por las tensiones post-falla de la barra
Paso Diablo de 138 kV. Es importante señalar que esta subestación es alimentada
de forma radial y; por ende, existe la posibilidad de aumentar la magnitud del
límite de transmisión mejorando los niveles locales de tensión.
La Tabla 23 muestra los valores de los límites de transmisión calculados
para los nexos Importación Suroccidente y Exportación Yaracuy en los años de
estudio 2015 y 2019.
Tabla 23.- Límites de transmisión.
Importación Suroccidente
[MW]
Exportación Yaracuy
[MW]
Metodología 2015 2019 2015 2019
Variación
de
demanda
462
277
1.977
2.127
Variación
de
generación
486
563
2.248
2.190
5.1.3 Sensibilidad
La sensibilidad de los límites de transmisión a la entrada de las
principales obras de generación y transmisión es analizada para cada año de
estudio.
5.1.3.1 Escenario año 2015.
Como primera etapa en el desarrollo de la sensibilidad, se modificó la
topología simulada en el caso de estudio de manera de representar el SEN bajo las
condiciones que presentó durante el año 2013. Bajo estas condiciones se
97
determinó el límite de transmisión por la metodología de variación de generación
para la Importación Suroccidente, el cual sirvió de valor inicial para la variación
de límite en función de las obras previstas. Es importante resaltar que con las
nuevas obras de transmisión planteadas, la contingencia crítica para la
importación Suroccidente continúa siendo la falla monofásica a tierra con cero
impedancia de una línea de 765 kV San Gerónimo – Arenosa.
Posteriormente, se precedió a ingresar cada una de las nuevas obras
previstas en el Portafolio de Inversiones de Expansión de Transmisión del DPDT.
Fue planificado reforzar la red de transmisión a 230 kV desde la subestación
Buena Vista hasta la subestación Vueltosa por medio de la construcción de una
segunda línea en paralelo a la ya existente, compuesta por los siguientes tramos:
Buena Vista – Vigía II, Vigía II – Uribante y Uribante – Vueltosa. La instalación
de una segunda línea permite, además de descargar la línea original, disminuir a la
mitad (suponiendo iguales las características eléctricas de las mismas) la
impedancia vista entre las barras en cuestión y con ello, se posibilita transmitir
mayores bloques de potencia. La entrada en operación de cada tramo de la
mencionada línea, conlleva un aumento en el límite transmisión de
aproximadamente 5 % sobre la magnitud inmediatamente anterior.
Por otro lado, el DPDT previó reforzar el sistema eléctrico del estado
Portuguesa a través de una conexión a 400 kV resultante de la apertura de una de
las líneas Arenosa – Yaracuy. Este nuevo nivel de tensión permitió mejorar el
perfil de tensiones del sistema de transmisión que opera simultáneamente al nivel
de 230 kV. Dado que la interconexión entre los estados Portuguesa y Barinas
permanece inalterada, esta obra únicamente representa un incremento del límite de
transmisión del 3 %.
Finalmente se analizó el impacto del sistema de trasmisión a 400 kV
entre Yaracuy y Buena Vista. Dicho sistema requiera la construcción de la
subestación Misoa y un patio en 400 kV en la subestación Buena Vista. Para este
conjunto de obras, el límite de transmisión es incrementado en un 38 %, lo cual
98
representa la mayor variación identificada en el estudio debido a que se establece
un nuevo nexo de intercambio entre el área Suroccidente y el resto del SEN.
Desde el punto de vista de operatividad del SEN, la conexión actúa como respaldo
del sistema en 230 kV ante la ocurrencia de contingencias.
Para este punto, la topología simulada es la que se tuvo en la
determinación del límite de transmisión por la metodología de variación de
demanda del año 2015.
Sensibilidad año 2015
276291
309335
462
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
Topología 2013 Tramo Buena Vista -
Vigía II
TramoVigía II -
Uribante
Conexión Portuguesa
400 kV
Conexión 400 kV
Misoa - Buena Vista
Lím
ite d
e t
ran
sm
isió
n [
MW
]
Gráfico 23.- Sensibilidad Importación Suroccidente (año 2015).
La subestación Portuguesa, cuyo impacto fue analizado previamente para
el nexo Importación Suroccidente, también afecta el intercambio del nexo
Exportación Yaracuy. Al incrementar la demanda del estado Portuguesa, fue
posible aumentar la transferencia de potencia hasta fijar un nuevo límite de
transmisión de 2.276 MW, magnitud 15 % mayor a la anteriormente determinada
(1.977 MW). Para este punto de operación, la transferencia es limitada por la
tensión post-falla de la barra Las Flores que opera a 230 kV:
99
5.1.3.2 Escenario año 2019.
Para el año 2019 se estima que el área Suroccidente cuente con la
generación proveniente del desarrollo de la tercera etapa del complejo
hidroeléctrico Uribante-Caparo por lo cual la sensibilidad trabajada contempló
principalmente el impacto de los generadores de las plantas de Vueltosa y
Colorada junto con la conexión a nivel de 400 kV desde la subestación Buena
Vista hasta la subestación Uribante.
A pesar que la metodología por variación de demanda no otorgó
resultados deseables en cuanto a la magnitud del límite de transmisión
Suroccidente, se desarrolla la sensibilidad para este escenario pues se tiene como
objeto determinar las variaciones en el intercambio de potencia producto de la
puesta en servicio de las principales obras de transmisión y generación previstas.
Inicialmente, se consideró que todos los tramos de la segunda línea a
nivel de 230 kV desde Buena Vista a Vueltosa se encuentran culminados. A partir
de esta condición, se simuló la conexión a 400 kV, la cual continúa desde Buena
Vista hasta Uribante. Esta obra de transmisión conlleva el mayor aumento
registrado en el límite de transmisión Suroccidente para el escenario del año 2019
ya que admite que se manejen mayores bloques de energía para el nivel de 400
kV.
100
Sensibilidad año 2019
257
271272
277
245
250
255
260
265
270
275
280
Doble conexión a 230
kV Buena Vista -
Uribante
Conexión a 400 kV
Buena Vista -
Uribante
Segundo generador
Vueltosa
Primer generador
Colorada
Lím
ite d
e t
ran
sm
isió
n [
MW
]
Gráfico 24.- Sensibilidad Importación Suroccidente por variación de demanda
(año 2019).
La sensibilidad muestra que la entrada en servicio del segundo generador
de Vueltosa no impacta en la magnitud del límite de transmisión. Sin embargo,
como la metodología por variación de demanda no es adecuada para determinar
los valores de los límites de transmisión cuando la región suroccidental se
convierte en una región exportadora de potencia, no es válido afirmar que dicha
obra de generación no modifica el límite de transmisión del nexo Importación
Suroccidente.
Adicionalmente, se realizó la sensibilidad del nexo en función de la
metodología por variación de generación dado que esta metodología sí permite
determinar efectivamente la magnitud del nexo. Por medio de esta metodología se
pudo evaluar el impacto de las obras de transmisión. El incremento en el límite de
transmisión desde 431 MW de magnitud hasta 563 MW, se debe a la puesta en
servicio de la segunda unidad de generación de Vueltosa y al primer generador de
Coloradas. Por lo tanto, la entrada en servicio de las obras de generación sí
modifican significativamente los valores de los límites de transmisión.
101
Sensibilidad año 2019
394
431
563
0
100
200
300
400
500
600
Doble conexión a 230 kV
Buena Vista - Uribante
Conexión a 400 kV Buena
Vista - Uribante
Topología año 2019
Lím
ite d
e t
ran
sm
isió
n [
MW
]
Gráfico 25.- Sensibilidad Importación Suroccidente por variación de generación
(año 2019).
Para el año 2019, el DPDT no tiene proyectadas obras estructurales que
impacten en la topología asociada al nexo Exportación Yaracuy.
102
CONCLUSIONES
El estudio muestra que la metodología por variación de demanda reporta
valores para los límites de transmisión de los nexos Importación Suroccidente y
Exportación Yaracuy de menor magnitud que los que se obtienen por variación de
generación.
La topología prevista en el Portafolio de Inversiones de Expansión de
Transmisión para los años 2015 y 2019 garantiza que las barras de transmisión
asociadas a los nexos Importación Suroccidente y Exportación Yaracuy operen
bajo un perfil de tensiones que garantice el cumplimiento de los criterios técnicos
en condiciones normales de operación.
Del conjunto de contingencias analizadas, se determinó que para el nexo
de Importación Suroccidente la contingencia crítica se da por una falla monofásica
a tierra de cero impedancia de la línea a 765 kV San Gerónimo – Arenosa. Para la
Exportación Yaracuy la contingencia crítica resulta ser la falla bifásica a tierra de
cero impedancia de la línea de menor longitud entre las subestaciones Yaracuy –
Tablazo de 400 kV de tensión nominal.
El límite de transmisión calculado del nexo Importación Suroccidente
para el año 2015 es de 462 MW y, para el 2019, es de 563 MW. Para el nexo de
Exportación Yaracuy los límites de transmisión calculados son de 1.977 MW y
2.127 MW, para los años 2015 y 2019 respectivamente. Los límites de
transmisión están definidos en todos los casos estudiados por el criterio de mínima
tensión post-falla, a excepción del nexo de Importación Suroccidente para el
escenario del año 2015. Debido a que el cálculo del límite de transmisión del nexo
de Exportación Yaracuy fue realizado en un punto de operación del sistema
cercano al valor del límite de Importación Suroccidente, se puede afirmar que el
límite de transmisión del nexo Exportación Yaracuy no es limitado por el
correspondiente límite del nexo Importación Suroccidente.
103
El límite de transmisión del nexo Importación Suroccidente es limitado
para el año 2015 por la tensión en régimen transitorio en Acarigua II, subestación
que opera a 230 kV; mientras que para el año 2019 la transferencia máxima es
alcanzada por la tensión post – falla en la subestación Acarigua II. Para el nexo de
Exportación Yaracuy, el límite de transmisión es limitado por la tensión post –
falla en la subestación Trinidad a 230 kV en el año 2015; mientras que para el año
2019 la transferencia máxima se alcanza por la tensión post – falla en la
subestación Paso Diablo de 138 kV de tensión nominal.
El comportamiento del ángulo de rotor y de la frecuencia de los
generadores del SEN es de tipo oscilatorio amortiguado para todos los niveles de
intercambio analizados incluyendo la operación en los límites de transmisión.
Del desarrollo de la sensibilidad de los límites de transmisión debido a la
puesta en servicio de las principales obras de generación y transmisión estimadas
por el DPDT, se concluye que para el nexo de Importación Suroccidente las obras
que poseen un mayor impacto sobre los mismos son: la línea a 400 kV Misoa –
Buena Vista para el año 2015 y el cambio de la tensión nominal a 400 kV de las
líneas Buena Vista – El Vigía II y El Vigía II – Uribante para el año 2019. Para el
nexo de Exportación Yaracuy se determina que el límite de transmisión puede
alcanzar los 2.276 MW en virtud de la puesta en servicio de la subestación
Portuguesa. Es importante señalar que la gran mayoría de las obras de generación
y transmisión no son proyectadas por el DPDT con el objeto de aumentar los
límites de transmisión de los nexos del SEN sino que atienden a criterios como lo
son la mejora de perfiles de tensión y la sobrecarga de equipos. El impacto en la
magnitud de los límites de transmisión en esos casos debe entenderse como un
beneficio asociado a la obra en cuestión.
104
6 RECOMENDACIONES
Los resultados de la investigación muestran que la metodología por
variación de demanda es la más adecuada para el cálculo de límites de transmisión
de nexos importadores de potencia del SEN. Para nexos exportadores de potencia,
se recomienda evaluar el uso de la metodología por variación de generación.
Debido a que la región suroccidental modifica su tendencia importadora
para convertirse en una región exportadora de potencia dentro del SEN, se
recomienda realizar el cálculo del límite de transmisión del futuro nexo
Exportación Suroccidente.
Se recomienda para futuros estudios que impliquen el cálculo de límites
de transmisión, realizar una comparación de las magnitudes de los límites de
transmisión que se pudieran determinar en función de la metodología presentada
en este trabajo y los correspondientes valores que se pudieran obtener por la
metodología de cálculo asociada a las curvas P-V y V-Q.
Se recomienda emplear la subrutina empleada para futuros estudios que
involucren el cálculo de los límites de transmisión de los nexos trabajados. La
programación de la subrutina puede fácilmente extrapolarse para trabajar los
restantes nexos del SEN.
105
7 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] North American Electric Reliability Council. Available Transfer Capability
Definitions and Determination. 1996.
[2] Kundur, Prabha. Definition and Classification of Power System Stability. –
EN: IEEE Trans. Power Systems. – Vol. 19, N°3 (2004), p.p. 1387-1401.
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Ed. McGraw-Hill, Inc.
[4] Swiss Federal Institute of Technology Zurich. Dynamics and Control of
Electric Power System. 2012.
[5] ABB Review. FACTS, Soluciones y Casos de Estudio. 2003.
[6] Expósito, Antonio. Análisis y operación de sistemas de energía eléctrica.
España: Ed. McGraw-Hill, Inc. 2002.
[7] Hernández Sampieri, R. Metodología de la Investigación. México: Ed.
McGraw-Hill, Inc. 2006.
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8 BIBLIOGRAFÍAS
North American Electric Reliability Council. Available Transfer Capability
Definitions and Determination. 1996
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IEEE Trans. Power Systems. – Vol. 19, N°3 (2004), p.p. 1387-1401.
Kundur, Prabha. Power System Stability and Control. Palo Alto: California: Ed.
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108
ANEXOS
[ANEXO N° 1] [SEN en la plataforma de simulación DIgSILENT PowerFactory]
..............................................................109
[ANEXO N° 2] [Tabla de carga de líneas de transmisión en condiciones normales
de operación año 2015] ............................................................. 110
[ANEXO N° 3] [Tabla de carga de equipos de transformación en condiciones
normales de operación año 2015] ............................................................ 111
[ANEXO N° 4] [Tabla de carga de líneas de transmisión en condiciones normales
de operación año 2019] ............................................................. 112
[ANEXO N° 5] [Tabla de carga equipos de transformación en condiciones
normales de operación año 2019] ............................................................. 113
[ANEXO N° 6] [Líneas de código de la subrutina desarrollada] ....................... 114
[ANEXO N° 7] [Respuesta de ángulo de rotor y frecuencia del SEN en el límite
de transmisión Importación Suroccidente año 2015] ......................................... 120
[ANEXO N° 8] [Respuesta de ángulo de rotor y frecuencia del SEN en el límite
de transmisión Importación Suroccidente año 2019] ......................................... 121
[ANEXO N° 9] [Respuesta de ángulo de rotor y frecuencia del SEN en el límite
de transmisión Exportación Yaracuy año 2015] ................................................ 122
[ANEXO N° 10] [Respuesta de ángulo de rotor y frecuencia del SEN en el límite
de transmisión Exportación Yaracuy año 2019] ................................................ 123
109
1 [ANEXO N° 1]
[SEN en la plataforma de simulación DIgSILENT PowerFactory]
Region 5
Region 5
( 2014)
( 2014)
( 2013)
( 2010)
( 2011)
( 2011)
( 2014)
CENTRAL OAM
PLANTA TÁCHIRA
PLANTA
Peña Larga
C. Bolivar 1..1 1 2 , 7 3
0 , 9 8
Angostura 40..4 0 0 , 9 7
1 , 0 0
Mérida Nueva..1 1 7 , 6 21 , 0 2
Valera IV 11..1 1 8 , 1 71 , 0 3
Vigí a II 1151 1 7 , 0 81 , 0 2
Portuguesa 230
Puerto Nutria 230
S. In es 230
Táchir a 230
2 2 9 , 0 51 , 0 0
Mérida Nueva..
2 3 2 , 2 61 , 0 1
Vale ra IV 230
2 3 3 , 6 31 , 0 2
Buena Vist a 400
4 0 3 , 5 71 , 0 1
gen_
P. C
uman
..
18
,3
61
,0
2
C Alian za 2302 2 8 , 4 30 , 9 9
Flo r Am a ril lo II 23 0
2 2 7 , 6 8
0 , 9 9
An ac o 23 0
2 3 2 , 0 81 , 0 1
Planta Barba..3 9 2 , 6 8
0 , 9 8
Carip it o II 2 3 02 3 1 , 7 61 , 0 1
El Ti gre N 2302 3 5 , 2 21 , 0 2
Clar ines Nueva 230
San Juan Nueva 230
23
0,
09
1,
00
Muelle Cariaco 230
2 3 2 , 3 51 , 0 1
V ic to ri a II 2 3 0
2 2 2 , 4 80 , 9 7
Tucacas 230
2 2 7 , 8 60 , 9 9
La Horqueta ..1 9 , 7 00 , 9 9
Curupao 2302 2 7 , 0 3
0 , 9 9
Castaño 2302 2 8 , 6 0
0 , 9 9
Tamare 2302 3 2 , 3 8
1 , 0 1
Carab obo I I 230
2 3 1 , 3 21 , 0 1
Planta El Pa..
4 1 1 , 1 41 , 0 3
San Carlos Nueva 230
San Gerónimo 230
2 3 6 , 8 71 , 0 3
San Gerónimo 115
1 1 8 , 5 81 , 0 3
Cabruta 2302 3 2 , 0 01 , 0 1
PAL 2302 3 1 , 3 01 , 0 1
Portuguesa 400
4 1 7 , 7 21 , 0 4
El Sit io 230
2 3 0 , 4 31 , 0 0
Tocoma 4004 1 5 , 9 51 , 0 4
P.Ayacucho 1..1 1 5 , 0 0
1 , 0 0
Biruaca 230
2 2 6 , 4 4
0 , 9 8
Calabozo 230
2 2 9 , 1 71 , 0 0
Caruachi_400
4 1 1 , 3 41 , 0 3
San Agat ón II 230
2 3 6 , 3 21 , 0 3
Tacoa 230
2 2 9 , 4 61 , 0 0
San Gerónimo 400
4 2 0 , 4 91 , 0 5
Planta Páez 2302 3 6 , 9 2
1 , 0 3
El Furrial 2..2 3 7 , 7 51 , 0 3
Gu ri A 4 0 0
4 0 8 , 0 01 , 0 2
El Ind io 23 02 3 3 , 1 9
1 , 0 1
El T ig re 2 30
2 3 7 , 8 61 , 0 3
Barbacoa 2302 3 0 , 1 0
1 , 0 0
Guayana A 230
2 3 4 , 5 21 , 0 2
El Tigr e 4004 0 5 , 6 0
1 , 0 1
La Canoa 400
40
1,
70
1,
00
El C
allao
II..
11
8,
71
1,
03
TBarrancasII 230
2 3 6 , 7 41 , 0 3
Planta Cumaná ..
2 3 2 , 9 81 , 0 1
Sur 765
7 8 4 , 5 01 , 0 3
Gua nta II 2 30
2 3 0 , 8 21 , 0 0
P Táchira 11..1 1 5 , 5 71 , 0 0
Uriba nte 230
2 3 4 , 9 11 , 0 2
San Agat ón I 230
2 3 6 , 3 21 , 0 3
Yar acuy 230
2 4 0 , 3 21 , 0 4
Peña Larga 1151 1 7 , 1 0
1 , 0 2
Cabimas 230
2 3 3 , 5 61 , 0 2
Bar inas I V_2302 3 6 , 9 01 , 0 3
Punt a de Piedr as 1381 3 6 , 8 40 , 9 9
Gu ri 2 30
2 3 0 , 0 01 , 0 0
Va le ra I I 11 51 1 7 , 1 71 , 0 2
La Arenosa 400
4 1 0 , 1 41 , 0 3
G uri g10 G uri g09
Yar acuy 7657 7 4 , 7 91 , 0 1
G uri g08
Ca
ron
í 1
15 1 1 4 , 1 2
0 , 9 9
Maca gua II I 115
1 1 4 , 9 51 , 0 0
G uri g07
El Tablazo 4004 1 1 , 2 4
1 , 0 3
G uri g06
Las Flo res 230
2 3 3 , 4 6
1 , 0 2
G uri g05 G uri g04
Buena Vist a 230
2 3 5 , 9 31 , 0 3
G uri g03 G uri g02 G uri g01
La Arenosa 7657 7 6 , 4 41 , 0 1
Cuatric entena rio 2302 3 4 , 9 3
1 , 0 2
Punt a de Piedr as 230
2 3 1 , 9 61 , 0 1
El Tablazo 2302 3 6 , 0 2
1 , 0 3
Casanay 115
1 2 0 , 5 41 , 0 5
M isoa 400
4 1 1 , 1 71 , 0 3
Casanay 230
2 3 2 , 0 91 , 0 1
Cuatric entena rio 400
4 0 6 , 8 11 , 0 2
El V ig ía I I 2 3 02 3 4 , 6 01 , 0 2
Buena Vist a 115
1 1 9 , 0 61 , 0 4
C.B olívar 2 30
2 3 6 , 3 71 , 0 3
Chivaco a II 400
4 1 8 , 7 91 , 0 5
San Lor enzo 115
1 1 4 , 6 81 , 0 0
El Furrial 4..4 0 5 , 2 31 , 0 1
Planta Páez 115
1 1 8 , 0 61 , 0 3
Manzano_230
2 3 8 , 7 61 , 0 4
Macagua I Nueva 115
1 1 6 , 8 71 , 0 2
Barba coa I I 230
23
1,
56
1,
01
G uri g20
La Horqueta 7657 8 2 , 5 4
1 , 0 2
La Horqueta 230
2 3 2 , 3 01 , 0 1
Aragua 2302 2 5 , 4 7
0 , 9 8
G uri g19 G uri g18
Barba coa I I 4003 9 1 , 6 5
0 , 9 8
G uri g17 G uri g16
Maca gua II 400
4 1 2 , 0 01 , 0 3
Guayana B 400
4 1 3 , 1 31 , 0 3
El Macaro 230
2 2 2 , 4 90 , 9 7
G uri g15
Caña de Azúcar 2302 2 3 , 6 30 , 9 7San Diego 230
2 2 6 , 9 40 , 9 9
Urdaneta 1381 3 8 , 8 7
1 , 0 1
G uri g14
SP_2302 3 1 , 7 1
1 , 0 1
G uri g13
Las Morochas 115
1 1 6 , 5 5
1 , 0 1
Jose 400
3 9 6 , 2 60 , 9 9
G uri g12 G uri g11
Pa lit al 40 0
4 0 9 , 3 7
1 , 0 2
Aca rig ua II 2 302 3 3 , 2 9
1 , 0 1
L. Cácer es 115
1 1 4 , 9 21 , 0 0
San Gerónimo 7657 9 4 , 5 31 , 0 4
Planta Ce ntro 230
2 3 4 , 9 51 , 0 2
Yar acuy 400
4 1 5 , 8 71 , 0 4
Las Morochas 230
2 3 1 , 6 91 , 0 1
Gu ri B 4 0 0
4 1 5 , 3 11 , 0 4
Cabudare 2302 3 6 , 4 3
1 , 0 3Valencia 230
2 2 7 , 0 00 , 9 9
La Arenosa 230
2 3 5 , 9 71 , 0 3
Rí o Chico I I . .
2 2 9 , 4 81 , 0 0
Diego de Losada 2..2 3 1 , 2 8
1 , 0 1
La Horqueta 400
4 0 2 , 1 51 , 0 1
Tiar a 230
2 2 9 , 6 3
1 , 0 0
Diego de Losada 4..
4 0 4 , 8 1
1 , 0 1
Santa Teresa 230
2 3 0 , 7 11 , 0 0
Planta Ce ntro 400
4 1 1 , 7 61 , 0 3
Barquisimeto_230
2 3 3 , 7 01 , 0 2
O.M.Z. 2 30
2 3 5 , 2 41 , 0 2
Co nve n to 2 3 0
2 2 5 , 5 50 , 9 8
Papelón 230
2 2 7 , 4 90 , 9 9
J u n q u i to 2 3 0
22
8,
59
0,
99
Boyac á 2302 2 6 , 2 40 , 9 8
Santa Teresa 400
4 0 5 , 4 71 , 0 1
M alena 7657 9 5 , 4 91 , 0 4
G uri 7657 9 5 , 6 01 , 0 4
-2 6 6, 0 ..-1 1 6, 9 ..
2 2 , 9 1
2 6 8 , 5 52 0 , 3 62 2 , 9 1
-2 6 6, 0 ..-1 1 6, 9 ..
2 2 , 9 1
-2 7 5, 4 ..-1 1 7, 4 ..2 4 , 1 2
2 7 7 , 8 92 8 , 7 42 4 , 1 2
-2 7 5, 4 ..-1 1 7, 4 ..
2 4 , 1 2
Gu
ri
-
Ti.
.
.
Ma
c-
Ca
llao
2 5 5 , 0 4- 6 9 , 3 81 0 , 4 7
-
-1 9 3, 0 ..- 5 8 , 0 21 5 , 9 9
..
-1 5 75 , ..1 8 7 , 2 92 9 , 4 0
Lin
ea
M
ale
na
-
G
er
on
imo
3
15 88 ,4 ..-2 5 3, 6 ..2 9 , 7 8
-1 5 75 , ..-1 3 6, 3 ..
2 9 , 3 1
Lin
ea
M
ale
na
-
G
er
on
imo
2
15 88 ,4 ..-2 5 3, 6 ..
2 9 , 7 8
-1 5 75 , ..-1 3 6, 3 ..2 9 , 3 1
Lin
ea
M
ale
na
-
G
er
on
imo
1
15 88 ,4 ..-2 5 3, 6 ..2 9 , 7 8
Gu
ri-
Ma
len
a
3
-1 5 88 , ..2 5 3 , 6 02 9 , 7 8
15 97 ,8 ..-2 0 2, 9 ..2 9 , 8 2
-
-2 6 9, 6 ..9 3 , 9 42 2 , 6 6
.
-1 4 69 , ..-3 2 2, 3 ..2 8 , 5 5
L ine Rou t e
14 83 ,3 ..-1 6 0, 1 ..2 8 , 5 5
-1 4 69 , ..-3 2 2, 2 ..2 8 , 5 5
-4 0 7, 1 ..- 7 5 , 8 83 3 , 2 3
Ya
ra
cu
y-
Ta
bla
zo
3
4 1 7 , 6 5- 5 8 , 2 83 3 , 4 5
-1 8 3, 7 ..- 7 7 , 0 01 5 , 9 8
3 5 5 , 8 4- 7 2 , 9 12 8 , 8 2
-1 5 88 , ..2 5 3 , 6 02 9 , 7 8
15 97 ,8 ..-2 0 2, 9 ..
2 9 , 8 2
Gu
ri-
Ma
len
a
2
-3 7 0, 8 ..- 9 0 , 2 43 0 , 6 2
Ya
ra
cu
y-
Ta
bla
zo
1
3 8 0 , 2 1- 6 8 , 6 43 0 , 6 5
Gu
ri-
Ma
len
a
1
-1 5 88 , ..2 5 3 , 6 02 9 , 7 8
15 97 ,8 ..-2 0 2, 9 ..2 9 , 8 2
G e ne r a l L . .
0 , 0 0- 0 , 0 0
AT
A
ng
os
tu
r.
.
1 2 0 , 5 06 3 , 3 04 5 , 2 6
-1 2 0, 5 ..- 5 6 , 5 44 5 , 2 6
- 5
AT
A
ng
os
tu
r.
.
1 2 0 , 5 06 3 , 3 04 5 , 2 6
-1 2 0, 5 ..- 5 6 , 5 44 5 , 2 6
- 5
Gu
ri
-
An
go
st
ur
a
40
0
6 1 0 , 2 34 9 , 3 54 9 , 3 2
-6 0 4, 5 ..- 3 4 , 2 44 9 , 3 2
An
go
st
ur
a
-
Tig
re
3 6 3 , 5 8- 9 2 , 3 53 0 , 5 5
-3 6 0, 8 ..5 2 , 8 13 0 , 5 5
AT
2
30
/1
15
M
or
oc
ha
s
4
1 3 3 , 7 8
3 6 , 9 46 8 , 8 9
-1 3 3, 7 ..- 2 8 , 7 76 8 , 8 9
- 2
T ac oa - J un qu it o L 2
2 0 9 , 4 91 , 6 44 9 , 7 3
-20
8,7
..0
,9
14
9,
73
AT
2
30
/1
15
M
or
oc
ha
s
3
1 3 3 , 7 8
3 6 , 9 46 8 , 8 9
-1 3 3, 7 ..- 2 8 , 7 76 8 , 8 9
- 2
AT
2
30
/1
15
M
or
oc
ha
s
2
1 3 3 , 7 8
3 6 , 9 46 8 , 8 9
-1 3 3, 7 ..- 2 8 , 7 76 8 , 8 9
- 2
AT
2
30
/1
15
M
or
oc
ha
s
1
1 3 3 , 7 8
3 6 , 9 46 8 , 8 9
-1 3 3, 7 ..- 2 8 , 7 76 8 , 8 9
- 2
G~
G 1 E l S it io
1 1 0 , 0 00 , 2 35 3 , 6 6
Y ar ac uy - P or t u gu e sa 4 00
- 2 4 , 8 5- 5 1 , 5 2
4 , 5 4
24
,8
71
,7
54
,5
4
Gu
ri
Re
ac
to
r
Se
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tr
ele
v2
E
l S
itio
1 1 0 , 0 0
0 , 2 34 2 , 3 1
-1 1 0, 0 ..6 , 7 54 2 , 3 1
0
AT
_B
.
Vis
ta
2
30
/1
15
_3
- 4 2 , 7 2- 1 3 , 8 84 4 , 2 8
4 2 , 7 21 5 , 4 14 4 , 2 8
- 2
AT
_B
.
Vis
ta
2
30
/1
15
_2
- 4 2 , 7 2- 1 3 , 8 84 4 , 2 8
4 2 , 7 21 5 , 4 14 4 , 2 8
- 2
AT
_P
.P
áe
z
23
0/
11
5_
2
1 7 , 0 54 , 4 61 7 , 1 1
- 1 7 , 0 5- 4 , 2 2
1 7 , 1 1
0
T oc om a - G u ay an a B 4 00
3 9 7 , 0 82 9 , 8 91 5 , 8 4
-3 9 6, 2 ..- 6 0 , 3 01 5 , 8 4
Mé
rid
a
N
23
0/
11
5_
2
2 3 , 4 41 6 , 6 51 4 , 2 4
- 2 3 , 4 4- 1 6 , 3 71 4 , 2 4
- 2
Mé
rid
a
N
23
0/
11
5_
1
2 3 , 4 41 6 , 6 51 4 , 2 4
- 2 3 , 4 4- 1 6 , 3 71 4 , 2 4
- 2
Va
ler
a
IV
2
30
/1
15
_2
5 8 , 5 02 0 , 8 23 0 , 5 7
- 5 8 , 5 0- 1 9 , 4 93 0 , 5 7
- 2
Va
ler
a
IV
2
30
/1
15
_1
5 8 , 5 02 0 , 8 23 0 , 5 7
- 5 8 , 5 0- 1 9 , 4 93 0 , 5 7
- 2
AT
_V
igia
I
I
23
0/
11
5_
3
0
AT
_V
igia
I
I
23
0/
11
5_
2
6 5 , 0 35 , 9 73 2 , 0 1
- 6 5 , 0 3- 4 , 4 53 2 , 0 1
0
AT
_V
igia
I
I
23
0/
11
5_
1
6 5 , 0 35 , 9 73 2 , 0 1
- 6 5 , 0 3- 4 , 4 53 2 , 0 1
0
AT
_U
rib
an
te
_2
2 5 , 0 54 , 5 54 9 , 8 6
- 2 5 , 0 5- 3 , 6 64 9 , 8 6
0
AT
_U
rib
an
te
_
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9 0 , 6 4- 4 4 , 8 24 , 0 1
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-1 2 99 , ..-2 1 3, 8 ..2 5 , 0 1
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-1 0 64 , ..-1 1 0, 0 ..2 0 , 1 6
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1 9 , 4 9
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- 6 4 , 1 2-1 8 2, 6 ..
1 9 , 4 9
1
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1 6 0 , 0 04 2 , 9 27 2 , 0 2
1 6 0 , 0 04 2 , 9 27 2 , 0 2
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- 8 1 , 8 64 3 , 3 13 0 , 5 7
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- 8 1 , 8 64 3 , 3 13 0 , 5 7
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- 4 5 , 0 0- 1 6 , 5 83 5 , 0 9
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11
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P lan t a Cen t r o - Tu c ac as L 1
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1 2 0 , 7 42 9 , 7 83 1 , 3 6
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- 5 5 , 7 5- 3 6 , 2 61 6 , 9 2
5 5 , 9 72 9 , 6 61 6 , 9 2
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1 3 , 4 60 , 2 52 3 , 3 1
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1
5 5 , 9 72 9 , 6 61 6 , 9 2
- 5 5 , 7 5- 3 6 , 2 61 6 , 9 2
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77
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- 3 4 , 2 0- 5 4 , 1 51 6 , 5 3
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5 0 4 , 2 97 , 0 51 9 , 8 1
Cañ a de A zú ca r - E l M a ca r o L 1
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1 , 0 7- 1 7 , 8 1
4 , 6 3
0 , 0 06 8 , 0 92 1 , 2 1
0
0
S an G e r ó nim o lin A T 2
-2 7 9, 0 ..-1 1 6, 6 ..2 3 , 0 0
S an G e r ó nim o lin A T 1
-2 7 9, 0 ..-1 1 6, 6 ..2 3 , 0 0
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2 7 9 , 1 31 2 3 , 2 91 9 , 5 9
1
AT_Sa n Ge..
2 7 9 , 1 31 2 3 , 2 91 9 , 5 9
1
-1 3 4, 4 ..- 6 4 , 5 73 3 , 3 8
1 3 4 , 4 36 7 , 0 13 3 , 3 8
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9 8 , 0 05 9 , 3 62 5 , 1 1
- 9 8 , 0 0- 5 7 , 9 02 5 , 1 1
2
A T_ El Tig r e 40 0/ 23 0_ 19 8 , 0 05 9 , 3 62 5 , 1 1
- 9 8 , 0 0- 5 7 , 9 02 5 , 1 1
2
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8
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0
Macag ua E..
-3 6 0, 0 ..3 , 2 06 5 , 9 5
0
Macag ua E..
-3 6 0, 0 ..3 , 2 06 5 , 9 5
0
Macag ua E..
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0
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-5 1 8, 1 ..6 2 , 4 12 0 , 7 7
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-
Gu
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-5 8 9, 5 ..7 4 , 7 22 3 , 6 2
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P . Cen t r o 2
3 0 0 , 0 01 5 8 , 6 37 2 , 2 0
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Ca
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1 7 0 , 0 0- 4 2 , 5 27 9 , 6 5
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2 2 2 , 6 9- 2 8 , 9 45 2 , 9 4
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2 2 2 , 6 9- 2 8 , 9 45 2 , 9 4
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1 3 , 4 60 , 2 52 3 , 3 1
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1 0 0 , 0 03 3 , 2 53 1 , 3 2
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O A M _1 1
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G~
O A M _1 0
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-1 9 6, 8 ..-1 2 0, 5 ..
2 9 , 7 8
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1 7 0 , 0 0- 4 2 , 5 27 9 , 6 5
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-3 0 4, 2 ..8 , 2 71 2 , 4 6
G~
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P alit al - G ua ya na B
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-1 3 33 , ..- 4 1 , 7 65 3 , 2 1
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3
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0
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-2 2 4, 2 ..- 6 6 , 9 25 0 , 9 1
2 2 4 , 2 47 2 , 9 85 0 , 9 1
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-2 0 5, 4 ..1 9 , 1 71 3 , 2 3
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L1
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1 8 , 9 5
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L2
4 2 , 4 3- 3 4 , 0 91 8 , 9 5
- 4 2 , 3 2- 4 8 , 8 2
1 8 , 9 5
Cua t r ice nt en ar io 40 0 / 2 30 A T3
-1 3 1, 1 ..- 7 7 , 7 93 3 , 6 2
1 3 1 , 2 38 0 , 3 53 3 , 6 2
1
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4 2 , 7 95 , 1 43 4 , 0 8
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0
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1 1 6 , 5 67 5 , 9 11 2 , 5 8
-1 1 6, 3 ..-1 0 2, 2 ..
1 2 , 5 8
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2
Cua t r ice nt en ar io - T r in ida d
3 1 2 , 0 41 1 0 , 9 58 1 , 5 6
-3 1 0, 6 ..-1 0 1, 2 ..8 1 , 5 6
Cua t r ice nt en ar io 40 0 / 2 30 A T 1- 2
-2 6 2, 3 ..-1 5 5, 5 ..
3 3 , 6 2
2 6 2 , 4 61 6 0 , 7 0
3 3 , 6 21
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7 2 9 , 0 7
1 2 , 6 64 8 , 0 0
-7 2 9, 0 ..4 1 , 9 44 8 , 0 0
1
Y ar ac uy - M a nz an o_ 1
9 8 , 6 22 4 , 6 91 1 , 3 3
- 9 8 , 4 4- 3 0 , 4 71 1 , 3 3
Y ar ac uy - M a nz an o_ 2
9 8 , 6 22 4 , 6 91 1 , 3 3
- 9 8 , 4 4- 3 0 , 4 71 1 , 3 3
La
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no
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4
00
/2
30
A
T2
7 3 , 8 1- 5 , 4 41 6 , 0 4
- 7 3 , 8 16 , 0 21 6 , 0 4
0
B ar qu is im e t o - Y ar a cu y
- 9 7 , 1 8- 5 6 , 4 22 7 , 7 6
9 7 , 7 65 3 , 1 12 7 , 7 6 C
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7 6 , 7 73 7 , 2 12 1 , 3 7
- 7 6 , 5 7- 4 0 , 2 32 1 , 3 7
La
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00
/2
30
A
T1
7 3 , 8 1- 5 , 4 41 6 , 0 4
- 7 3 , 8 16 , 0 21 6 , 0 4
0
S an G e r ó nim o - O M Z
-1 1 95 , ..-2 7 6, 0 ..2 3 , 0 5
12 01 ,7 ..-1 2 8, 6 ..2 3 , 0 5
SVS
S VS S an G e r o nim o
- 0 , 0 0- 6 8 , 0 9
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IV
P lan t a Cen t r o - Ca r ab ob o I I2 7 4 , 4 31 4 2 , 8 42 5 , 7 0
-2 7 3, 8 ..-1 5 8, 8 ..2 5 , 7 0
S an t a T er es a 40 0/ 2 30 A T2
2 0 0 , 3 09 0 , 7 94 8 , 2 1
-2 0 0, 3 ..- 8 5 , 0 84 8 , 2 1
0
L a Ho r q ue t a - L a A r e no sa L 2
2 9 1 , 9 1-1 6 2, 5 ..
2 7 , 4 1
-2 9 0, 4 ..1 3 0 , 7 92 7 , 4 1
SVS
S VS L a Ho r q ue t a
- 0 , 0 0- 1 4 , 7 6
L a Ho r q ue t a 4 00 / 2 3 0 AT 2
5 6 , 6 52 3 3 , 8 45 3 , 1 8
- 5 6 , 6 5-2 2 7, 4 ..
5 3 , 1 8
3
L a Ho r q ue t a 4 00 / 2 3 0 AT 1
5 6 , 6 52 3 3 , 8 45 3 , 1 8
- 5 6 , 6 5-2 2 7, 4 ..5 3 , 1 8
3
AT
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5/
40
0_
1
6 9 7 , 1 31 9 5 , 3 14 7 , 1 8
-6 9 7, 1 ..-1 4 2, 5 ..4 7 , 1 8
0
AT
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/2
30
_2
5 0 2 , 1 44 2 9 , 3 96 5 , 1 0
-5 0 2, 1 ..-3 6 4, 9 ..6 5 , 1 0
3
AT
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en
os
a
7
65
/2
30
_1
5 0 2 , 1 44 2 9 , 3 96 5 , 1 0
-5 0 2, 1 ..-3 6 4, 9 ..6 5 , 1 0
3S an t a T er es a 40 0/ 2 30 A T1
2 0 0 , 3 09 0 , 7 94 8 , 2 1
-2 0 0, 3 ..- 8 5 , 0 84 8 , 2 1
0
1
Sa
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1 4 0 , 8 75 2 , 8 11 2 , 4 6
-1 4 0, 8 ..- 5 9 , 4 11 2 , 4 6
Sa
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Te
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D
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Lo
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L
1
- 7 7 , 3 5- 2 2 , 5 12 5 , 8 1
7 7 , 4 32 1 , 7 12 5 , 8 1
AT
_L
a
Ho
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ta
76
5/
23
0_
2
5 3 6 , 0 71 0 9 , 0 85 3 , 4 8
-5 3 6, 0 ..- 6 5 , 1 65 3 , 4 8
0
L a Ho r q ue t a - L a A r e no sa L 1
2 9 1 , 9 2-1 6 2, 5 ..2 7 , 4 1
-2 9 0, 4 ..1 3 0 , 8 02 7 , 4 1
Ca
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-
Y
ar
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-1 1 6, 4 ..- 5 5 , 9 02 6 , 2 8
1 1 7 , 1 85 4 , 1 22 6 , 2 8
A r a gu a - La A r e no s a L1
- 1 1 , 6 1- 6 0 , 3 72 0 , 1 6
1 2 , 0 44 8 , 5 82 0 , 1 6
Ta
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-
Ju
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uit
o
L1
2 0 9 , 4 91 , 6 44 9 , 7 3
-20
8,7
..0
,9
1
49
,7
3
T ac oa - Con ve nt o
1 7 9 , 3 63 8 , 7 2
4 3 , 8 4
-1 7 8, 0 ..- 3 5 , 6 0
4 3 , 8 4
T ac oa - B oy ac á L2
1 7 1 , 4 35 1 , 6 6
4 2 , 7 8
-1 7 0, 6 ..- 4 9 , 5 2
4 2 , 7 8
T ac oa - B oy ac á L1
1 8 1 , 0 15 0 , 4 3
4 4 , 8 6
-1 8 0, 0 ..- 4 7 , 9 9
4 4 , 8 6
J un qu it o - P ap elo n_ L1
14
2,
20
9,
28
32
,6
3
-1 4 1, 7 ..- 9 , 2 83 2 , 6 3
B oy ac á - Co nv en t o
1 6 0 , 2 79 , 7 2
3 8 , 6 8
-1 5 9, 9 ..- 9 , 3 0
3 8 , 6 8
DIg
SIL
EN
T
Figura 1.- Vista general del SEN.
Interconexión
Internacional
(2013)
Estado Táchira
(2015)
(2014)
(2014)(2014)
(2013)
(2014)
(2013)
(2013)(2012)
(2012)
(2014)
P Tác hira 115115 ,571 ,00
San Antonio 115
114 ,721 ,00
San C ris tóba l II 115
114 ,300 ,99
San Mateo 230
231 ,361 ,01
Palo Grande 115
114 ,621 ,00
Uri
ba
nte
11
5 11
6,7
91
,02
C onc or dia 115
115 ,251 ,00
U reña 115
114 ,881 ,00
San C ris tóba ..115 ,091 ,00
La Grita 115115 ,431 ,00
San C ris toba l N 115114 ,911 ,00
Zorc a 115
115 ,351 ,00
R ubio 115
115 ,521 ,00
La Fría II 115
115 ,161 ,00
Peraca l 115
Peraca l 230
231 ,231 ,01
Michelena 115116 ,211 ,01
C oroz o 115
116 ,171 ,01
El Piña l 115
115 ,751 ,01
La Vueltos a 230
234 ,141 ,02La Tend ida 115
115 ,741 ,01
Arjona 115114 ,851 ,00
Tác hira 230229 ,051 ,00
N avay 230
232 ,621 ,01
U ribante 230
234 ,911 ,02
El C oroz o 230
230 ,851 ,00
Peracal - Corozo 230 L2
0 ,00-8 ,992 ,25
-0,0
04
,50
2,2
5
Peracal - Corozo 230
-0,0
04
,50
2,2
5
0 ,00-8 ,992 ,25
La
Gri
ta -
To
va
r L
2
-13 ,535 ,25
18 ,87
13 ,63-6 ,5718 ,87
La
Gri
ta -
To
va
r L
1
-18 ,225 ,6816 ,27
18 ,33-6 ,6016 ,27
Co
roz
o -
La
Co
nc
ord
ia 1
15
L2
-22 ,72-11 ,0121 ,04
22 ,8010 ,7321 ,04
Uri
ba
nte
- E
l V
igía
II
L1
30 ,29-15 ,244 ,61
-30
,24
-7,4
54
,61
La Gri ta - P. Tachi ra L2
5 ,66-3 ,546 ,65
-5 ,652 ,526 ,65
La Gri ta - P. Tachi ra L1
-5 ,652 ,526 ,65
5 ,66-3 ,546 ,65
AT_Uribante_2
25
,05
4,5
54
9,8
6
-25
,05
-3,6
64
9,8
6
AT_Uribante _1
25
,05
4,5
54
9,8
6
-25
,05
-3,6
64
9,8
6
AT
_C
oro
zo
23
0/1
15
_3
55 ,7019 ,9758 ,96
-55 ,70-17 ,4358 ,96
Uribante - San Agatón 1
120 ,0039 ,4931 ,04
-11
9,8
0-3
9,9
23
1,0
4
El Corozo - Uribante L2
-83 ,56-20 ,9721 ,55
84
,08
13
,31
21
,55
El Corozo - Uribante L1
-83 ,56-20 ,9721 ,55
84
,08
13
,31
21
,55
AT
_C
oro
zo
23
0/1
15
_2
55 ,7019 ,9758 ,96
-55 ,70-17 ,4358 ,96
Co
roz
o -
Sa
n C
ris
tób
al
-12 ,53-5 ,6317 ,19
12 ,594 ,6017 ,19
La Gri ta - Táchi ra N 115 L1
1 ,81-5 ,997 ,79
-1,7
94
,28
7,7
9
AT
_C
oro
zo
23
0/1
15
_1
55 ,7019 ,9758 ,96
-55 ,70-17 ,4358 ,96
Frí
a I
I- P
. T
ác
hir
a L
2
25 ,639 ,8334 ,29
-25 ,58-9 ,8934 ,29
Co
roz
o -
Zo
rca
11
5 L
1
Tachi ra N - San Cristobal N 115 L1
Zo
rca
- S
an
Cri
sto
ba
l N
L1
-6,7
4-2
,40
5,9
9
6 ,761 ,135 ,99
Frí
a I
I- P
. T
ác
hir
a L
1
-25 ,58-9 ,8934 ,29
25 ,639 ,83
34 ,29
Peracal - San Antonio 115 L1
Pe
rac
al
- U
reñ
a 1
15
L1
Peracal 230/115_2
Peracal 230/115_1
Tachi ra N - San Cristobal N 115 L2
25
,69
8,7
62
2,6
8
-25
,56
-9,1
12
2,6
8
Peracal - San Mateo 230 L2
0,0
0-4
,50
1,1
2
-0,0
00
,00
1,1
2
Peracal - San Mateo 230
0,0
0-4
,50
1,1
2
-0,0
00
,00
1,1
2
Arjona - Táchi ra N 115
22
,81
7,6
93
0,1
1
-22
,67
-8,1
33
0,1
1
San Cristóbal II 115 CSH
-0 ,00-8 ,89
Peracal - San Antonio 115 L2
Peracal - Rubio 115 L2
Co
roz
o -
El
Piñ
al
11
5 L
1
4 ,910 ,834 ,52
-4 ,90-2 ,384 ,52
Co
roz
o -
El
Piñ
al
11
5 L
2
4 ,910 ,834 ,52
-4 ,90-2 ,384 ,52
Peracal - Rubio 115 L1
Uribante - San Agatón 2
-11
9,8
0-3
9,9
23
1,0
4
1 20 ,0039 ,4931 ,04
Pe
rac
al
- U
reñ
a 1
15
L2
Táchi ra N- Uribante 230 L2
-74
,06
-23
,85
19
,61
74
,68
11
,42
19
,61
Frí
a I
I- U
reñ
a 1
15
22 ,17-6 ,6928 ,95
-21 ,885 ,5828 ,95
Uri
ba
nte
-La
Vu
elt
os
a 2
30
L1
-35
,91
19
,36
10
,49
3 5 ,95-22 ,7310 ,49
Uri
ba
nte
- E
l V
igía
II
L2
26 ,00-16 ,674 ,20
-25
,96
-9,9
94
,20
Uri
ba
nte
-La
Vu
elt
os
a 2
30
L2
-35
,91
19
,36
10
,49
3 5 ,95-22 ,7310 ,49
Táchi ra N 230/115_2
49
,37
15
,90
26
,04
-49
,37
-14
,94
26
,04
Táchi ra N 230/115_1
49
,37
15
,90
26
,04
-49
,37
-14
,94
26
,04 Táchi ra N- Uribante 230 L1
-74
,06
-23
,85
19
,61
74
,68
11
,42
19
,61
San Cristobal I - Táchi ra N 115
-20 ,59-4 ,0926 ,20
20
,73
3,4
42
6,2
0
La Gri ta - Táchi ra N 115 L2
1 ,81-5 ,997 ,79
-1,7
94
,28
7,7
9
Fria II - La Tendida 115
19
,31
-4,7
82
4,7
5
-19 ,073 ,20
24 ,75
El
Co
roz
o -
Arj
on
a
-9,9
8-7
,68
15
,74
1 0 ,036 ,59
15 ,74
Vig
ía I
- L
a T
en
did
a 1
15
22 ,34-4 ,8628 ,26
-22
,02
3,4
72
8,2
6
Uribante - La Pedrera 115
-29 ,73-5 ,0438 ,01
30
,19
4,7
73
8,0
1
Táchi ra N - P. Tachira 115 L2
2,2
22
,63
5,9
8
-2 ,21-4 ,265 ,98
Co
roz
o -
La
Co
nc
ord
ia 1
15
L1
-22 ,72-11 ,0121 ,04
22 ,8010 ,7321 ,04
Táchi ra N - P. Tachira 115 L1
P. Grande - Tachira N 115
28
,29
3,8
63
5,5
9
-28 ,01-4 ,2835 ,59
Co
roz
o -
Sa
n C
ris
tób
al
II
21 ,183 ,63
27 ,05
-20 ,95-4 ,7127 ,05
S.Cristóbal II- Táchira N 115
Uribante - Sta Barbara
-18 ,71-4 ,5924 ,56
19
,14
2,1
72
4,5
6
Pa
lo G
ran
de
- C
oro
zo
-15 ,43-4 ,8420 ,32
15 ,563 ,47
20 ,32
DIg
SIL
EN
T
Figura 2.- Sistema eléctrico estado Táchira,
110
2 [ANEXO N° 2]
[Tabla de carga de líneas de transmisión en condiciones normales de
operación año 2015]
Tabla 1.- Líneas de transmisión.
Líneas Porcentaje de carga (%)
P. Vigia - Vigia II 230 31,77402
Uribante - San Agatón 1 31,21606
Arenosa - San Carlos 400 26,36528
Acarigua II - Las Flores 230 22,63779
TBarrancasII-BarinasIV L1 21,71838
El Corozo - Uribante L1 21,57808
Táchira N- Uribante 230 L1 19,65362
Moralito- Vigia II 230 19,43889
Portuguesa - San Carlos 400 18,94839
P. Vigia - Moralito 18,08597
Buena Vista - Planta Páez 17,29023
Las Flores - Barinas IV 230 17,05099
Vueltosa - Navay 230 L1 15,93628
Buena Vista - Valera IV 230 L1 15,37012
B. Vista - Misoa 400 13,85483
Navay - Guasdualito 230 L1 12,41865
Termobarrancas - La Carolina 12,04366
Buena Vista - Vigía II 230 L1 11,66263
Barinas IV - La Carolina 230 kV 10,76589
Barinas IV - P.Páez 230_1 10,33603
Uribante-La Vueltosa 230 L1 10,24867
Mérida N- Vigia II 230 L1 7,120541
Las Morochas - Buena Vista 7,001493
Uribante - El Vigía II L1 4,862226
Peracal - Corozo 230 2,245702
Peracal - San Mateo 230 1,123472
3
111
4 [ANEXO N° 3]
[Tabla de carga de equipos de transformación en condiciones normales
de operación año 2015]
Tabla 2.- Equipos de transformación.
Equipos de transformación Porcentaje de carga (%)
AT 230/115 Morochas 1 70,66852
Las Flores230/115_1 38,99507
Portuguesa 400/115 AT1 34,11574
Acarigua 230/115 AT1 33,48899
AT_Barinas_IV230/115_200 23,01318
AT1_La_Carolina 230/115_200 22,10449
AT_P.Páez 230/115_1 17,38088
Cojedes 400/115 AT 1 12,6923
AT_Corozo 230/115_1 59,05109
AT_Uribante _1 49,85003
AT_B. Vista 230/115_1 44,56676
AT_Vigia II 230/115_1 31,96638
Valera IV 230/115_1 30,6151
Táchira N 230/115_1 26,09815
B.Vista 400/230 AT1 18,66454
Navay 230/115_1 16,9514
Mérida N 230/115_1 14,18311
112
5 [ANEXO N° 4]
[Tabla de carga de líneas de transmisión en condiciones normales de
operación año 2019]
Tabla 3.- Línea de transmisión.
Líneas Porcentaje de carga (%)
Uribante-La Vueltosa 230 L1 43,53806
P. Vigia - Vigia II 230 38,6552
Uribante - San Agatón 1 37,07235
Moralito- Vigia II 230 33,59692
El Corozo - Uribante L1 30,73965
P. Vigia - Moralito 27,40928
Táchira N- Uribante 230 L1 26,17396
Arenosa - San Carlos 400 24,09661
TBarrancasII-BarinasIV L1 20,17164
Buena Vista - Valera IV 230 L1 18,85694
Acarigua II - Las Flores 230 16,23005
Uribante - El Vigia II 400 L1 16,04045
Colorada I - Uribante 400 16,02543
Portuguesa - San Carlos 400 15,6861
Termobarrancas - La Carolina 230 12,43809
Barinas IV - La Carolina 230 kV 11,36584
Las Flores - Barinas IV 230 10,75696
Vueltosa - Guasdualito 230 L1 10,75532
Las Morochas - Buena Vista 9,937558
B.Vista - El Vigia II 400 L1 9,585844
Mérida N- Vigia II 230 L1 9,554262
B. Vista - Misoa 400 9,244534
Buena Vista - Planta Páez 7,03356
Yaracuy - Portuguesa 400 4,446978
Barinas IV - P.Páez 230_1 3,592063
Peracal - Corozo 230 2,23887
Colorada II - Uribante 400 1,302508
Peracal - San Mateo 230 1,120054
113
6 [ANEXO N° 5]
[Tabla de carga equipos de transformación en condiciones normales de
operación año 2019]
Tabla 4.- Equipos de transformación.
Equipos de transformación Porcentaje de carga (%)
AT_Corozo 230/115_1 62,49901
El Vigia II 400/230 AT1 52,35471
Las Flores230/115_1 47,64222
Valera IV 230/115_1 37,56036
Acarigua 230/115 AT1 36,46094
Táchira N 230/115_1 34,75655
AT_B. Vista 230/115_1 33,04945
AT_Vigia II 230/115_1 32,43133
Portuguesa 400/115 AT1 29,51525
AT1_La_Carolina 230/115_200 23,14835
AT_Barinas_IV230/115_200 20,79391
Uribante 400/230 AT1 20,24651
Mérida N 230/115_1 19,03074
AT_Uribante_3 18,09992
Cojedes 400/115 AT 1 13,77877
B.Vista 400/230 AT1 13,1433
AT_P.Páez 230/115_1 7,552419
114
7 [ANEXO N° 6]
[Líneas de código de la subrutina desarrollada]
8
set S;
object O;
double prc,Dm,inter;
!-----------------------------------------------------------------------
Dm=0;
prc=1+(Porcentaje/100);
S=CargaR7.Get();
O=S.First();
while (O) {if(O:outserv=0)
{O:scale0 = prc;
O=S.Next();}
else {O=S.Next();}
}
S=Barinas.Get();
O=S.First();
while (O) {if(O:outserv=0)
{O:scale0 = prc;
O=S.Next();}
115
else {O=S.Next();}
}
flujo.Execute(); !ESCALAR DEMANDA
printf(' DEMANDA OCCIDENTE ');
S=CargaR7.Get();
O=S.First();
while (O) {if(O:outserv=0)
{Dm = O:m:P:bus1 + Dm;
O=S.Next();}
else {O=S.Next();}
}
printf('\n %s %0.f MW','Los Andes = ',Dm);
S=Barinas.Get();
O=S.First();
Dm=0;
while (O) {if(O:outserv=0)
{Dm = O:m:P:bus1 + Dm;
O=S.Next();}
else {O=S.Next();}
}
printf(' %s %0.f MW','Barinas = ',Dm);
116
!-----------------------------------------------------------------------
S=ExpGuayana.All();
O=S.First();
inter=0;
printf('\n FLUJOS DE POTENCIA ');
printf('');
while (O)
{
printf('%s\n\t\t\t\t %0.f MW',O:loc_name,O:m:P:bus1);
if (O:outserv=0) {inter= inter + O:m:P:bus1;
O=S.Next();}
else {O=S.Next();}
} !EXPGUAYANA
if (inter > 0) {
printf('');
printf('-------------------------------------------');
printf('\t Exportación Guayana = \cm %0.f\ MW',inter);
printf('-------------------------------------------');
}
else {
printf('');
printf('-------------------------------------------');
printf('\t Exportación Guayana = \cc %0.f\ MW',inter);
printf('-------------------------------------------');
}
!-----------------------------------------------------------------------
117
S=ImpCentroOcc.All();
O=S.First();
inter=0;
printf(''); !IMPCENTRO
while (O)
{
printf('%s\n\t\t\t\t %0.f MW',O:loc_name,O:m:P:bus1);
if (O:outserv=0) {inter= inter + O:m:P:bus1;
O=S.Next();}
else {O=S.Next();}
}
if (inter > 0) {
printf('');
printf('-------------------------------------------');
printf('\t Importación Centroccidente = \cm %0.f\ MW',inter);
printf('-------------------------------------------');
}
else {
printf('');
printf('-------------------------------------------');
printf('\t Importación Centroccidente = \cc %0.f\ MW',inter);
printf('-------------------------------------------');
}
!-----------------------------------------------------------------------
S=ExpYaracuy.All();
118
O=S.First();
inter=0;
!EXPYARACUY
printf('');
while (O)
{
printf('%s\n\t\t\t\t %0.f MW',O:loc_name,O:m:P:bus1);
if (O:outserv=0) {inter= inter + O:m:P:bus1;
O=S.Next();}
else {O=S.Next();}
}
if (inter > 0) {
printf('');
printf('-------------------------------------------');
printf('\t Exportación Yaracuy = \cm %0.f\ MW',inter);
printf('-------------------------------------------');
}
else {
printf('');
printf('-------------------------------------------');
printf('\t Exportación Yaracuy = \cc %0.f\ MW',inter);
printf('-------------------------------------------');
}
!-----------------------------------------------------------------------
S=SurOccidente.All();
O=S.First();
119
inter=0;
printf(''); !SUROCCIDENTE
while (O)
{
!printf('%s\n\t\t\t\t %0.f MW',O:loc_name,O:m:P:bus1);
if (O:outserv=0) {
printf('%s\n\t\t\t\t %0.f MW',O:loc_name,O:m:P:bus1);
inter= inter + O:m:P:bus1;
O=S.Next();}
else {O=S.Next();}
}
if (inter > 0) {
printf('');
printf('-------------------------------------------');
printf('\t Importación Suroccidente = \cm %0.f\ MW',inter);
printf('-------------------------------------------');
}
else {
printf('');
printf('-------------------------------------------');
printf('\t Importación Suroccidente = \cc %0.f\ MW',inter);
printf('-------------------------------------------');
}
!-----------------------------------------------------------------------
!CondIniciales.Execute();
!Estabilidad.Execute();
120
9 [ANEXO N° 7]
[Respuesta de ángulo de rotor y frecuencia del SEN en el límite de
transmisión Importación Suroccidente año 2015]
16,0013,0010,007,004,001,00 [s]
40,00
0,00
-40,00
-80,00
-120,00
-160,00
CRZ_07: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Caruachi1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
San Agatón G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Fabricio Ojeda G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_01: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_10: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P. Cumaná_GAS1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_16: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Macagua_07: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P.Centro 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P.Centro 3: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
TBII_G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
TZII_GAS1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
TZ_GAS1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Termo Vigia G 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Tocoma 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Angulo respecto generador slack
Date: 3/24/2014
Annex: /11
DIg
SIL
EN
T
Figura 3.- Ángulo de rotor.
16,0013,0010,007,004,001,00 [s]
0,30
0,20
0,10
0,00
-0,10
-0,20
CRZ_07: Speed Deviation in Hz
Caruachi1: Speed Deviation in Hz
San Agatón G1: Speed Deviation in Hz
Fabricio Ojeda G1: Speed Deviation in Hz
Guri_01: Speed Deviation in Hz
Guri_10: Speed Deviation in Hz
P. Cumaná_GAS1: Speed Deviation in Hz
Guri_16: Speed Deviation in Hz
Macagua_07: Speed Deviation in Hz
P.Centro 1: Speed Deviation in Hz
P.Centro 3: Speed Deviation in Hz
TBII_G1: Speed Deviation in Hz
TZII_GAS1: Speed Deviation in Hz
TZ_GAS1: Speed Deviation in Hz
Termo Vigia G 1: Speed Deviation in Hz
Tocoma 1: Speed Deviation in Hz
Velocidad Hz
Date: 3/24/2014
Annex: /12
DIg
SIL
EN
T
Figura 4.- Frecuencia.
121
10 [ANEXO N° 8]
[Respuesta de ángulo de rotor y frecuencia del SEN en el límite de
transmisión Importación Suroccidente año 2019]
19,99915,97911,9597,93953,9198-0,1000 [s]
25,00
0,00
-25,00
-50,00
-75,00
-100,00
CRZ_07: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Caruachi1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Fabricio Ojeda G1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Guri_01: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Guri_10: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Guri_16: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
La Colorada G1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Macagua_07: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
P. Cumaná_GAS1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
P.Centro 1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
P.Centro 3: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
San Agatón G1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
TBII_G1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Termo Vigia G 1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Tocoma 1: Rotor angle with ref erence to ref erence machine angle in deg
Angulo SEN
Date: 4/15/2014
Annex: /3
DIg
SIL
EN
T
Figura 5.- Ángulo de rotor.
19,99915,97911,9597,93953,9198-0,1000 [s]
0,10
0,05
0,00
-0,05
-0,10
-0,15
CRZ_07: Speed Dev iation in Hz
Caruachi1: Speed Dev iation in Hz
Fabricio Ojeda G1: Speed Dev iation in Hz
Guri_01: Speed Dev iation in Hz
Guri_10: Speed Dev iation in Hz
Guri_16: Speed Dev iation in Hz
La Colorada G1: Speed Dev iation in Hz
Macagua_07: Speed Dev iation in Hz
P. Cumaná_GAS1: Speed Dev iation in Hz
P.Centro 1: Speed Dev iation in Hz
P.Centro 3: Speed Dev iation in Hz
San Agatón G1: Speed Dev iation in Hz
TBII_G1: Speed Dev iation in Hz
Termo Vigia G 1: Speed Dev iation in Hz
Tocoma 1: Speed Dev iation in Hz
Frecuencia SEN
Date: 4/15/2014
Annex: /4
DIg
SIL
EN
T
Figura 6.- Frecuencia.
122
11 [ANEXO N° 9]
[Respuesta de ángulo de rotor y frecuencia del SEN en el límite de
transmisión Exportación Yaracuy año 2015]
21,0017,0013,009,005,001,00 [s]
40,00
0,00
-40,00
-80,00
-120,00
-160,00
CRZ_07: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Caruachi1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
San Agatón G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Fabricio Ojeda G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_01: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_10: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P. Cumaná_GAS1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_16: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Macagua_07: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P.Centro 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P.Centro 3: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
TBII_G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
TZII_GAS1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
TZ_GAS1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Termo Vigia G 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Tocoma 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Angulo respecto generador slack
Date: 5/5/2014
Annex: /12
DIg
SIL
EN
T
Figura 7.- Ángulo de rotor.
21,0017,0013,009,005,001,00 [s]
0,375
0,250
0,125
0,000
-0,125
-0,250
CRZ_07: Speed Deviation in Hz
Caruachi1: Speed Deviation in Hz
San Agatón G1: Speed Deviation in Hz
Guri_01: Speed Deviation in Hz
Guri_10: Speed Deviation in Hz
P. Cumaná_GAS1: Speed Deviation in Hz
Guri_16: Speed Deviation in Hz
Macagua_07: Speed Deviation in Hz
P.Centro 1: Speed Deviation in Hz
P.Centro 3: Speed Deviation in Hz
TBII_G1: Speed Deviation in Hz
TZII_GAS1: Speed Deviation in Hz
TZ_GAS1: Speed Deviation in Hz
Termo Vigia G 1: Speed Deviation in Hz
Tocoma 1: Speed Deviation in Hz
Velocidad Hz
Date: 5/5/2014
Annex: /13
DIg
SIL
EN
T
Figura 8.- Frecuencia.
123
12 [ANEXO N° 10]
[Respuesta de ángulo de rotor y frecuencia del SEN en el límite de
transmisión Exportación Yaracuy año 2019]
14,99411,9768,95665,93782,9189-0,1000 [s]
25,00
0,00
-25,00
-50,00
-75,00
-100,00
CRZ_07: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Caruachi1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Fabricio Ojeda G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_01: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_10: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Guri_16: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
La Colorada G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Macagua_07: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P. Cumaná_GAS1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P.Centro 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
P.Centro 3: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
San Agatón G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
TBII_G1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Termo Vigia G 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Tocoma 1: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg
Angulo SEN
Date: 5/6/2014
Annex: /4
DIg
SIL
EN
T
Figura 9.- Ángulo de rotor.
14,99411,9768,95665,93782,9189-0,1000 [s]
0,375
0,250
0,125
0,000
-0,125
-0,250
CRZ_07: Speed Deviation in Hz
Caruachi1: Speed Deviation in Hz
Fabricio Ojeda G1: Speed Deviation in Hz
Guri_01: Speed Deviation in Hz
Guri_10: Speed Deviation in Hz
Guri_16: Speed Deviation in Hz
La Colorada G1: Speed Deviation in Hz
Macagua_07: Speed Deviation in Hz
P. Cumaná_GAS1: Speed Deviation in Hz
P.Centro 1: Speed Deviation in Hz
P.Centro 3: Speed Deviation in Hz
San Agatón G1: Speed Deviation in Hz
TBII_G1: Speed Deviation in Hz
Termo Vigia G 1: Speed Deviation in Hz
Tocoma 1: Speed Deviation in Hz
Frecuencia SEN
Date: 5/6/2014
Annex: /5
DIg
SIL
EN
T
Figura 10.- Frecuencia.