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Energía que Humaniza el Desarrollo Carrera 22 No. 22-46 PBX (097) 8852495 - 8853174 Fax (097) 8856329 Arauca – Arauca

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ESTUDIO TÉCNICO DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL

DEPARTAMENTO DE ARAUCA

AÑO 2017

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TABLA DE CONTENIDO

1. INTRODUCCIÓN ....................................................................................................... 5

2. DEFINICIONES ......................................................................................................... 5 3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO ............................................................ 7 4. CRITERIOS TÉCNICOS ............................................................................................ 9

4.1. LÍMITE DE CARGA PARA MIGRAR DE NIVEL DE TENSIÓN ........................... 9 4.2. CAPACIDAD DE LOS CIRCUITOS................................................................... 11 4.3. REGULACIÓN DE TENSIÓN ............................................................................ 12

4.4. PÉRDIDAS TÉCNICAS ..................................................................................... 13 5. RESULTADOS DE SIMULACIÓN ........................................................................ 13 5.1. CIRCUITOS NIVEL 2 ........................................................................................ 13

5.2. CONEXIÓN EN SUBESTACIONES NIVEL 3 ................................................... 29 5.3. CONEXIÓN EN SUBESTACIONES NIVEL 4 ................................................... 38

5.4. CARGABILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA ................................ 38 5.5. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO .............................................................. 40

6. CALIDAD DEL SERVICIO ....................................................................................... 41

7. CONCLUSIONES .................................................................................................... 42

8. REFERENCIAS ....................................................................................................... 43

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Resumen subestaciones sistema de Enelar E.S.P............................................. 9

Tabla 2. Límites de carga para migrar de nivel de tensión ............................................. 10

Tabla 3. Capacidad máxima circuitos de distribución. .................................................... 11 Tabla 4. Clasificación circuitos rurales ........................................................................... 12 Tabla 5. Simulaciones realizadas. .................................................................................. 13

Tabla 6 Corrientes de cortocircuito. ................................................................................ 41 Tabla 7. Indicadores calidad del servicio. ....................................................................... 42

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Diagrama unifilar sistema Enelar E.S.P. año 2017. .......................................... 7 Figura 2. Vista del sistema de Enelar E.S.P. en Spard® Distribution .............................. 8 Figura 3. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Arauca. ........................ 14 Figura 4. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Arauca. ............ 14




Figura 5. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Arauca. ........................ 15 Figura 6. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Arauca. ............ 15 Figura 7. Resultados de regulación alimentador 3 subestación Arauca. ........................ 16 Figura 8. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 3 subestación Arauca. ............ 16

Figura 9. Resultados de regulación alimentador 4 subestación Arauca. ........................ 17 Figura 10. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 4 subestación Arauca............ 17 Figura 11. Resultados de regulación alimentador 5 subestación Arauca. ...................... 18

Figura 12. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 5 subestación Arauca............ 18 Figura 13. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Saravena. .................. 19 Figura 14. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Saravena. ....... 19

Figura 15. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Saravena. .................. 20 Figura 16. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Saravena. ....... 20

Figura 17. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Tame. ........................ 21 Figura 18. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Tame. ............. 21 Figura 19. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Tame. ........................ 22

Figura 20. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Tame. ............. 22 Figura 21. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Fortul. ........................ 23

Figura 22. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Fortul. ............. 23

Figura 23. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Fortul. ........................ 24

Figura 24. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Fortul. ............. 24 Figura 25. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Arauquita. .................. 25

Figura 26. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Arauquita. ....... 25 Figura 27. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Arauquita. .................. 26 Figura 28. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Arauquita. ....... 26

Figura 29. Resultados de regulación alimentador subestación Cravo Norte. ................ 27 Figura 30. Resultados de pérdidas técnicas alimentador subestación Cravo Norte. ..... 27

Figura 31. Resultados de regulación circuito rural tipo 1. ............................................... 28 Figura 32. Resultados de pérdidas técnicas circuito rural tipo 1. ................................... 28

Figura 33. Resultados de regulación circuito rural tipo 2. ............................................... 29 Figura 34. Resultados de pérdidas técnicas circuito rural tipo 2. ................................... 29

Figura 35. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Fortul. ......................................................................................................... 30 Figura 36. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Saravena. ................................................................................................... 30 Figura 37. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación la Esmeralda. ............................................................................................. 31 Figura 38. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Arauquita. ................................................................................................... 31 Figura 39. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación la Pesquera. ............................................................................................... 32




Figura 40. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Panamá. ..................................................................................................... 32 Figura 41. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Rosario. ...................................................................................................... 33

Figura 42. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Maporillal. ................................................................................................... 33 Figura 43. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Cravo Norte. ............................................................................................... 34 Figura 44. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Todos los Santos. ....................................................................................... 35

Figura 45. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la barra 1 de la subestación Playitas. .......................................................................................... 35

Figura 46. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la barra 1 de la subestación Arauca. ........................................................................................... 35 Figura 47. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la barra 2 de la subestación Playitas. .......................................................................................... 36 Figura 48. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la barra 2 de la subestación Arauca. ........................................................................................... 37

Figura 49. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Caracol. ...................................................................................................... 37 Figura 50. Variación de tensión en barras de 115 y 34,5 kV ante conexión de carga en la barra de 34,5 kV de la subestación Tame. ................................................................. 37 Figura 51. Tensión en barra de 115 kV subestación Tame. .......................................... 38 Figura 52. Cargabilidad en porcentaje de los transformadores de potencia. ................. 39

Figura 53. Cargabilidad en MVA de los transformadores de potencia ........................... 39 Figura 54. Resultado de corrientes de cortocircuito. ...................................................... 40




1. INTRODUCCIÓN

En el presente documento se expone un estudio técnico del sistema que opera la

Empresa de Energía de Arauca Enelar E.S.P. con el objetivo de cumplir con el

requisito establecido en el parágrafo 1 del artículo 13 de la resolución CREG 097

de 2008.

En el estudio se presentan las definiciones de los términos más comunes, se hace

una breve descripción del sistema eléctrico, se establecen criterios técnicos de

regulación de tensión, pérdidas técnicas, se presentan los resultados de las

simulaciones de conexión de nuevas cargas realizadas en los circuitos de nivel 2,

barras de subestaciones de nivel 3 y 4, cargabilidad de transformadores y

corrientes de cortocircuito. Así mismo, se muestran los indicadores consolidados

de calidad del servicio.

El estudio servirá de herramienta de consulta para determinar la viabilidad de

migrar un usuario a un nivel tensión superior, previa solicitud del usuario ante

ENELAR E.S.P., sin embargo, cada caso en particular se analizará y se realizarán

las respectivas simulaciones para validar los resultados.

El estudio se realiza con el sistema de Enelar con corte a diciembre del año 2017.

2. DEFINICIONES

Enelar E.S.P.: Empresa de Energía de Arauca E.S.P.

MUNTS –Migración de Usuarios a Nivel de Tensión Superior–: Es la conexión

de un usuario final al sistema de un OR en un nivel de tensión superior al que se

encontraba conectado.

Niveles de Tensión: Los sistemas de Transmisión Regional y/o Distribución Local

se clasifican por niveles, en función de la tensión nominal de operación, según la

siguiente definición:




Nivel 4: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 57,5 kV y menor a 220 kV.

Nivel 3: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 30 kV y menor de 57,5 kV.

Nivel 2: Sistemas con tensión nominal mayor o igual a 1 kV y menor de 30 kV.

Nivel 1: Sistemas con tensión nominal menor a 1 kV.

OR –Operador de Red–: persona encargada de la planeación de la expansión,

las inversiones, la operación y el mantenimiento de todo o parte de un STR o SDL,

incluidas sus conexiones al STN. Los activos pueden ser de su propiedad o de

terceros, Para todos los propósitos son las empresas que tienen Cargos por Uso

de los STR o SDL aprobados por la CREG. El OR siempre debe ser una Empresa

de Servicios Públicos Domiciliarios. La unidad mínima de un SDL para que un OR

solicite Cargos de Uso corresponde a un Municipio.

Sistema de Distribución Local (SDL): sistema de transporte de energía eléctrica

compuesto por el conjunto de líneas y subestaciones, con sus equipos asociados,

que operan a los niveles de tensión 3, 2 y 1 dedicados a la prestación del servicio

en un mercado de comercialización.

Sistema de Transmisión Regional (STR): sistema de transporte de energía

eléctrica compuesto por los activos de conexión del OR al STN y el conjunto de

líneas, equipos y subestaciones, con sus equipos asociados, que operan en el

Nivel de Tensión 4.

Sistema de Transmisión Nacional (STN): es el sistema interconectado de

transmisión de energía eléctrica compuesto por el conjunto de líneas, equipos de

compensación y subestaciones que operan a tensiones iguales o superiores a 220

kV, los transformadores con este nivel de tensión en el lado de baja y sus

correspondientes módulos de conexión.

Usuario: Persona natural o jurídica que se beneficia con la prestación de un

servicio público, bien como propietario del inmueble en donde éste se presta, o

como receptor directo del servicio. A este último usuario se le denomina también

consumidor.




3. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

El sistema eléctrico de Enelar E.S.P. se conecta al Sistema de Transmisión

Nacional en las subestaciones de Banadía y Caño Limón operadas por

Intercolombia (Ver Figura 1).

Figura 1. Diagrama unifilar sistema Enelar E.S.P. año 2017.

Enelar E.S.P. tiene modelado su sistema de distribución en el software Spard® Distribution. En la figura 2 se muestra una visión general del sistema.




Figura 2. Vista del sistema de Enelar E.S.P. en Spard® Distribution

En la tabla No. 1 se presenta un resumen de las subestaciones operadas por Enelar

E.S.P.




Tabla 1. Resumen subestaciones sistema de Enelar E.S.P.

4. CRITERIOS TÉCNICOS

Los criterios técnicos establecidos para realizar el proceso de migración de tensión

se describen a continuación:

4.1. LÍMITE DE CARGA PARA MIGRAR DE NIVEL DE TENSIÓN

Los límites de carga para migrar de un nivel de tensión a otro se presentan

en la tabla 2.

Nombre Tipo CódigoRelación de

transformación

Capacidad

(MVA) 2017

Tame 1 Urbano TA0101 115- 34,5-13,8 115/34,5 kV 5

Tame 2 Urbano TA0102 115/13,8 kV 20

Corocito Rural TA0104 34,5/13,8 kV 5

Betoyes Rural TA0105

Saravena 1 Urbano SA0101 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 12,5

Saravena 2 Urbano-rural SA0102

Fortul 1 Urbano FOR0101 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 12,5

Fortul 2 Urbano- rural FOR0102

La Esmeralda Esmeralda 1 Rural AQ0401 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 2

Arauquita 1 Urbano AQ0101 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 6,25

Arauquita 2 Urbano-rural AQ0102

Cravo Norte Cravo Norte 1 Urbano-rural CN0102 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 2

La Pesquera Pesquera 1 Rural AQ0201 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 2

Panamá de

AraucaPanamá 1 Rural

AQ0301 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 2

Maporillal Maporillal 1 Rural AR0501 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 1

Rosario Rosario 1 Rural AR0301 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 1

Todos los SantosTodos los

Santos 1Rural

AR0201 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 0,5

Playitas 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 12,5

Alimentador 1 Urbano AR0101 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 18

Alimnetador 2 Urbano AR0102 34,5/13,8 kV 12,5

Alimentador 3 Urbano AR0103

Alimnetador 4 Urbano AR0104

Alimentador 5 Urbano AR0105

Caracol Caracol 1 Rural AR0401 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 1,25

Puerto Rondón Rondón Urbano-rural TA0103 34,5-13,8 34,5/13,8 kV 2

Fortul

Arauquita

Arauca

Subestación

Circuitos disponibles

Niveles de

tensión

Transformación

Tame

Saravena




Tabla 2. Límites de carga para migrar de nivel de tensión

*Las solicitudes de migración a 115 kV deberán contar con aprobación de la UPME.

Así mismo se debe tener en cuenta lo siguiente:

El usuario debe presentar formalmente ante Enelar E.S.P. la solicitud de

migración de nivel tensión la cual debe ir respaldada de la justificación

técnica de la necesidad de migración.

Enelar E.S.P. realizará los análisis y simulaciones que se necesiten para

determinar la viabilidad de la migración de nivel de tensión.

En las migraciones a nivel de tensión 3 (34,5 kV) no se permitirá la conexión

en las líneas de interconexión entre subestaciones; se priorizará la conexión

directamente en subestaciones o circuitos de distribución disponibles. Lo

anterior, ya que las líneas existentes actualmente a 34,5 kV en el

departamento de Arauca son las que salen de las subestaciones

conectadas al sistema de transmisión nacional (STN) y llegan a las

subestaciones de Enelar.

En las migraciones a nivel de tensión 4 (115 kV) las conexiones deben

realizarse directamente en la subestación disponible. La solicitud de

conexión a este nivel requiere aprobación de la UPME.

Nivel de tensión

incial

Nivel de tensión a

migrar

Carga

mínima

(kVA)

1 (208 V - 440V) 2 (13,2 kV) 37,5

2 (13,2 Kv) 3 (34,5 kV) 3000

3 (34,5 kV) 4 (115 kV) * 8000




4.2. CAPACIDAD DE LOS CIRCUITOS

La capacidad máxima de los circuitos en las subestaciones urbanas está

limitada por la capacidad térmica de los conductores de las salidas o

afloramientos de la subestación y la capacidad de los transformadores de

corriente (CT’S). En el caso de las subestaciones rurales la capacidad está

limitada por la capacidad de transformación. En la tabla 3 se resumen la

capacidad de los circuitos.

Tabla 3. Capacidad máxima circuitos de distribución.

Circuito /Alimentador Conductor SubestaciónCapacidad

(MVA)Limitante

AR0101 2 X4/0 Cu XLPE Arauca 13,00 CT'S





AQ0101 2 ACSR Arauquita 4,2 Conductor de salida

AQ0102 2 ACSR Arauquita 4,2 Conductor de salida

SA0101 1/0 ACSR Saravena 5,50 Conductor de salida

SA0102 1/0 ACSR Saravena 5,50 Conductor de salida

FOR0101 2 Cu XLPE Fortul 3,50 CT'S

FOR0102 2 Cu XLPE Fortul 3,50 CT'S

TA0101 2/0 Cu XLPE Tame 5,50 Conductor de salida


TA0103 2/0 Cu XLPE Rondon 2,00Capacidad de

transformación



CN0102 1/0 ACSR Cravo Norte 2,00

Capacidad de

transformación

AQ0201 2 ACSR La Pesquera 2,00

Capacidad de

transformación

AQ0301 2 ACSR

Panamá de

Arauca 2,00

Capacidad de

transformación

AQ0401 2 ACSR La Esmeralda 2,00

Capacidad de

transformación

AR0201 2 ACSR

Todos los

Santos 0,50

Capacidad de

transformación

AR0301 2 ACSR Rosario 1,00

Capacidad de

transformación

AR0401 2 ACSR Caracol 2,00

Capacidad de

transformación

AR0501 2 ACSR Maporillal 1,00

Capacidad de

transformación




4.3. REGULACIÓN DE TENSIÓN

De acuerdo con la normatividad vigente las tensiones en estado

estacionario a 60 Hz no podrán ser inferiores al 90% de la tensión nominal

ni ser superiores al 110% de esta durante un periodo superior a un minuto.

En el caso de sistemas con tensión nominal mayor o igual a 500 kV, no

podrán ser superiores al 105%, durante un periodo superior a un minuto.

Teniendo en cuenta lo anterior, se tomará como criterio de voltaje mínimo

el valor de 0,9 p.u. para las barras de 13,8, 34,5 y 115 kV.

Con el objetivo de evaluar el impacto en el sistema de Enelar E.S.P. de las

cargas solicitadas para migración de tensión, se realizarán simulaciones en

cada uno de los circuitos de las subestaciones urbanas para verificar que

no se supere el límite del +/- el 10% de regulación en el punto más crítico.

En el caso de las subestaciones con circuitos rurales se realizó la

simulación de dos tipos de circuito:

Circuito tipo 1: Circuito de gran longitud y con alta demanda.

Circuito tipo 2: Circuito de gran longitud y con baja demanda.

En la tabla 4 se resumen los circuitos clasificados en cada tipo.

Tabla 4. Clasificación circuitos rurales

Tipo de Circuito Subestación Circuito

Rondon

Coroctito

Panamá Panamá 1

La Esmeralda Esmeralda 1

Tame Betoyes

Pesquera Pesquera 1

Rosario Rosario 1

Maporillal Maporillal 1

Caracol Caracol 1

Tame

Circuitos rural tipo 1

Circuitos rural tipo 2




4.4. PÉRDIDAS TÉCNICAS

En el caso de las pérdidas técnicas de los circuitos, se realizan las mismas

simulaciones para verificar que no se supere el 5%.

5. RESULTADOS DE SIMULACIÓN

5.1. CIRCUITOS NIVEL 2

Con el objetivo de evaluar el impacto en el sistema de Enelar E.S.P. generado por

la conexión de las cargas solicitadas para migración de tensión, se realizaron las

siguientes simulaciones:

Tabla 5. Simulaciones realizadas.

Los resultados de simulación se presentan en las gráficas desde la 3-34

Nivel de tensión

a migrarTipo de simulación Criterio evaluado

1 (13,2 kV)

Se realizan simulaciones de cargas

en el rango de 0,3-3,5 MVA ubicadas

entre 0,5 y 2,5 km desde la

subestación

Regulación/Pérdidas

técnicas

2 (34,5kV)

Se realizan simulaciones en las

barras de las subestaciones con

cargas en el rango de 01 -8 MVA


técnicas

3 (115 kV)

Se realizan simulaciones en las

barras de las subestaciones con

cargas en el rango de 1 -25 MVA


técnicas




Figura 3. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Arauca.

Figura 4. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Arauca.

5.00%

7.00%

9.00%

11.00%

13.00%

15.00%

17.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

2.000%

3.000%

4.000%

5.000%

6.000%

7.000%

8.000%

9.000%

0.5 1 1.5 2 2.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km






2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

8.00%

9.00%

10.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

2.000%

3.000%

4.000%

5.000%

6.000%

7.000%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km






9.00%

10.00%

11.00%

12.00%

13.00%

14.00%

15.00%

16.00%

17.00%

18.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

2.000%

3.000%

4.000%

5.000%

6.000%

7.000%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km






5.00%

5.50%

6.00%

6.50%

7.00%

7.50%

8.00%

8.50%

9.00%

9.50%

10.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

1.500%

2.000%

2.500%

3.000%

3.500%

4.000%

4.500%

5.000%

5.500%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 13. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Saravena.

Figura 14. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Saravena.

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

8.00%

9.00%

10.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

2.000%

3.000%

4.000%

5.000%

6.000%

7.000%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 15. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Saravena.

Figura 16. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Saravena.

5.00%

6.00%

7.00%

8.00%

9.00%

10.00%

11.00%

12.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

1.500%

2.000%

2.500%

3.000%

3.500%

4.000%

4.500%

5.000%

5.500%

6.000%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 17. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Tame.

Figura 18. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Tame.

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

8.00%

9.00%

10.00%

11.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

1.500%

2.000%

2.500%

3.000%

3.500%

4.000%

4.500%

5.000%

5.500%

6.000%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 19. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Tame.

Figura 20. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Tame.

14.00%

15.00%

16.00%

17.00%

18.00%

19.00%

20.00%

21.00%

22.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

2.000%

3.000%

4.000%

5.000%

6.000%

7.000%

8.000%

9.000%

10.000%

11.000%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 21. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Fortul.

Figura 22. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Fortul.

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

8.00%

9.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

1.500%

2.000%

2.500%

3.000%

3.500%

4.000%

4.500%

5.000%

5.500%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 23. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Fortul.

Figura 24. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Fortul.

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

8.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

1.000%

1.500%

2.000%

2.500%

3.000%

3.500%

4.000%

4.500%

5.000%

5.500%

6.000%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 25. Resultados de regulación alimentador 1 subestación Arauquita.

Figura 26. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 1 subestación Arauquita.

0.50%

1.50%

2.50%

3.50%

4.50%

5.50%

6.50%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

0.200%

0.700%

1.200%

1.700%

2.200%

2.700%

3.200%

3.700%

4.200%

4.700%

5.200%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 27. Resultados de regulación alimentador 2 subestación Arauquita.

Figura 28. Resultados de pérdidas técnicas alimentador 2 subestación Arauquita.

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

0.500%

1.500%

2.500%

3.500%

4.500%

5.500%

6.500%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 29. Resultados de regulación alimentador subestación Cravo Norte.

Figura 30. Resultados de pérdidas técnicas alimentador subestación Cravo Norte.

0.10%

1.10%

2.10%

3.10%

4.10%

5.10%

6.10%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

0.100%

1.100%

2.100%

3.100%

4.100%

5.100%

6.100%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 31. Resultados de regulación circuito rural tipo 1.

Figura 32. Resultados de pérdidas técnicas circuito rural tipo 1.

12.00%

13.00%

14.00%

15.00%

16.00%

17.00%

18.00%

19.00%

20.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

6.000%

7.000%

8.000%

9.000%

10.000%

11.000%

12.000%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 33. Resultados de regulación circuito rural tipo 2.

Figura 34. Resultados de pérdidas técnicas circuito rural tipo 2.

5.2. CONEXIÓN EN SUBESTACIONES NIVEL 3

Los resultados de simulación de variación de tensión debido a la conexión de nuevas cargas conectadas en las barras de 34,5 kV se muestran en las figuras de la 35-50.

1.00%

2.00%

3.00%

4.00%

5.00%

6.00%

7.00%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Re

gula

ció

n %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km

0.500%

1.000%

1.500%

2.000%

2.500%

3.000%

3.500%

4.000%

4.500%

5.000%

5.500%

0.5 1 1.5 2 2.5 3.5

Pe

rdid

as %

Potencia MVA

0,5 km

1 km

1,5 km

2 km

2,5 km




Figura 35. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación

Fortul.


Saravena.

En el caso de cargas conectadas en las subestaciones La Esmeralda, Arauquita, La Pesquera, Panamá de Arauca, Rosario, Maporillal y Cravo Norte, se presentan resultados de tensión en las barras propias de la subestación y en las barras del área de influencia.

0.86

0.88

0.9

0.92

0.94

0.96

0.98

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)

Fortul 34,5 kV

0.86

0.88

0.9

0.92

0.94

0.96

0.98

1

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)

Saravena 34,5 kV




Figura 37. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación la

Esmeralda.


Arauquita.

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.00 2.00 4.00 6.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)

Arauquita 34,5 kV Cravo 34,5 kV Esmeralda 34,5 kV

Maporillal 34.5 kV Panamá 34,5 kV Pesquera 34,5 kV

Rosario 34,5 kV

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)



Rosario 34,5 kV




Figura 39. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación la

Pesquera.


Panamá.

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)



Rosario 34,5 kV

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)



Rosario 34,5 kV





Rosario.


Maporillal.

0.78

0.83

0.88

0.93

0.98

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)



Rosario 34,5 kV

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)



Rosario 34,5 kV





Cravo Norte.

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1

1.00 2.00 4.00 6.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)



Rosario 34,5 kV

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)

Arauca 1 34,5 kV Arauca 2 34,5 kV

Caracol 34,5 kV Playitas 1 34,5 kV

Playitas 2 34,5 kV Todos los Santos 34,5 kV




Figura 44. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la subestación Todos los Santos.

Figura 45. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la barra 1 de la

subestación Playitas.


subestación Arauca.

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1.00 2.00 4.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)




0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1.00 2.00 4.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)








subestación Playitas.

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1.00 2.00 4.00 6.00 8.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)




0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1.00 2.00 4.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)







Figura 48. Variación de tensión en barras de 34,5 kV ante conexión de carga en la barra 2 de la subestación Arauca.


Caracol.

Figura 50. Variación de tensión en barras de 115 y 34,5 kV ante conexión de carga en la barra de

34,5 kV de la subestación Tame.

0.6

0.65

0.7

0.75

0.8

0.85

0.9

0.95

1.00 2.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)




0.9

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

1.00 2.00 3.00 4.00 5.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)

Tame 115 Tame 34,5 kV




5.3. CONEXIÓN EN SUBESTACIONES NIVEL 4

Los resultados de simulación en la barra 115 kV de la subestación Tame se presentan en la figura 51.

Figura 51. Tensión en barra de 115 kV subestación Tame.

5.4. CARGABILIDAD TRANSFORMADORES DE POTENCIA

La cargabilidad en porcentaje de los transformadores se presenta en la figura 52 y en MVA en la figura 53.

0.9

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00 5.00 10.00 15.00 20.00 30.00

Ten

sió

n (

p.u

.)

Potencia (MVA)

Tame 115




Figura 52. Cargabilidad en porcentaje de los transformadores de potencia.

Figura 53. Cargabilidad en MVA de los transformadores de potencia

41.0%

69.0% 68.0%

26.0%30.0%

97.0%

19.0%10.0%

95.0%

23.0%

5.0%

72.0%

41.0% 42.0%

0.0%0.0%

20.0%

40.0%

60.0%

80.0%

100.0%

120.0%

1

ARAUQUITA ARAUCA 1 ARAUCA2

CARACOL CRAVO NORTE LA ESMERLADA

FORTUL MAPORILLAL PANAMÁ

PESQUERA ROSARIO SARAVENA

TODOS LOS SANTOS TAME 1 TAME 2

2.46

12.000

8.25

0.31 0.591.89 2.32

0.1

1.850.45 0.1

8.68

0.2

8.1

00

2

4

6

8

10

12

14

1

PO

TEN

CIA

(M

VA

)

ARAUQUITA ARAUCA 1 ARAUCA2

CARACOL CRAVO NORTE LA ESMERLADA

FORTUL MAPORILLAL PANAMÁ

PESQUERA ROSARIO SARAVENA

TODOS LOS SANTOS TAME 1 TAME 2




5.5. CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

Figura 54. Resultado de corrientes de cortocircuito.

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

5.00

Co

rrie

nte

(kA

)

Trifásica Línea - Tierra Línea - Línea Línea- Linea- Tierra




Tabla 6 Corrientes de cortocircuito.

6. CALIDAD DEL SERVICIO

En la tabla 7 se presenta la información de calidad del servicio para cada uno de los alimentadores a 13,8 kV salen de las subestaciones. Información más detallada a nivel de transformador de distribución puede ser consultada en el área técnica de la empresa.

FALLA

TRIFÁSICA

FALLA LÍNEA-

TIERRA

FALLA LÍNEA-

LÍNEA

FALLA LÍNEA-

LÍNEA-TIERRA

I"k [kArms] I"k [kArms] I"k [kArms] I"k [kArms]AQT-13.8 1,61 2,05 1,40 2,03AQT-34.5 1,03 0,57 0,89 0,92ARA1-13.8 1,87 2,53 1,62 2,62ARA1-34.5 1,02 0,50 0,89 0,90ARA2-13.8 1,85 2,54 1,60 2,65ARA2-34.5 0,92 0,53 0,80 0,84CAR-13.8 0,68 0,83 0,59 0,81CAR-34.5 0,52 0,27 0,45 0,46CRA-13.8 0,60 0,76 0,52 0,75CRA-34.5 0,39 0,21 0,33 0,35ESM-13.8 0,75 0,91 0,65 0,89ESM-34.5 0,58 0,31 0,50 0,52FOR-13.8 2,65 3,47 2,30 3,47FOR-34.5 1,53 0,00 1,32 1,32JIBA-34.5 2,00 1,16 1,73 1,79MAP-13.8 0,57 0,62 0,49 0,60MAP-34.5 0,88 0,48 0,76 0,79PAN-13.8 1,01 1,16 0,88 1,12PAN-34.5 1,07 0,60 0,93 0,96PES-13.8 1,26 1,36 1,10 1,33PES-34.5 2,40 1,42 2,08 2,15PLA1-34.5 1,08 0,53 0,94 0,95

PLA2-34.5 0,95 0,55 0,82 0,86ROS-13.8 0,59 0,64 0,51 0,62ROS-34.5 1,08 0,60 0,94 0,97SAR-13.8 3,56 4,49 3,09 4,39SAR-34.5 2,27 0,00 1,97 1,97

TAM1-13.8 4,38 3,89 3,79 4,24TAM2-13.8 4,33 3,85 3,75 4,19

TAM 34 0,93 1,03 0,81 0,99TAM-115 1,03 0,83 0,89 0,97TLS-13.8 0,43 0,44 0,37 0,43TLS-34.5 2,62 1,50 2,27 2,33

Barra




Tabla 7. Indicadores calidad del servicio.

7. CONCLUSIONES

En las subestaciones Panamá y La Esmeralda, se está presentando agotamiento

en la capacidad de transformación, por tanto, existen restricciones para la conexión de nuevas cargas. Con la entrada en operación de las subestaciones Puerto Jordán y El Oasis (finales del año 2018), se realizarán traslados de carga y reconfiguración de circuitos, lo cual permitirá descargar las subestaciones de Panamá y La Esmeralda y por tanto eliminar las restricciones.

En los puntos del sistema donde se presenta bajo nivel de tensión en las barras de 34,5 kV, esto se corrige con los tap´s de los transformadores de potencia.

CODIGO GRUPO MUNICIPIO/SECTOR GRUPO DESc (H) META DESc FESc (No.) META FESc

AR0101 ALIM 1 Arauca 2 4,7 19 22 44

AR0102 ALIM 2 Arauca 2 5,7 19 27 44

AR0103 ALIM 3 Arauca 2 4,1 19 20 44

AR0104 ALIM 4 Arauca 2 3,9 19 18 44

AR0105 ALIM 5 Arauca 2 5,1 19 24 44

AR0201 TLS Todos los Santos 4 28,3 39 47 58

AR0301 ROS El Rosario 4 32,6 39 53 58

AR0401 CAR Caracol 4 185,3 39 106 58

AR0501 MAP Maporillal 4 105,5 39 93 58

CN0101 AL 1 CN Cravo Norte 3 105,2 29 77 51

CN0102 AL 2 CN Cravo Norte 3 45,1 29 33 51

AR0601 Play Arauca 2 0,0 19 0 44

AQ0101 AQ 1 Arauquita 3 4,0 29 2 51

AQ0102 AQ 2 Arauquita 3 4,6 29 14 51

AQ0201 PESQ La Pesquera 4 20,0 39 12 58

AQ0301 PANA Panama de Arauca 4 23,6 39 18 58

AQ0401 ESM La Esmeralda 4 15,6 39 26 58

SA0101 SAR 1 Saravena 3 7,4 29 7 51

SA0102 SAR 2 Saravena 3 8,5 29 7 51

FO0101 FOR 1 Fortul 3 1,6 29 20 51

FO0102 FOR 2 Fortul 3 2,9 29 29 51

TA0101 TAM 1 Tame 3 1,3 29 9 51

TA0102 TAM 2 Tame 3 1,3 29 7 51

TA0103 COR Tame 3 11,5 29 40 51

TA0104 BET Tame 3 4,1 29 6 51

TA0105 RON Puerto Rondón 3 3,3 26 16 51




8. REFERENCIAS

[1] Resolución CREG 097 de 2008. [2] Resolución CREG 095 de 2009 [3] Resolución CREG 024 de 2005.


estudio tÉcnico del sistema elÉctrico del ...variación de tensión en barras de 34,5 kv ante...

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