Análisis de la Conexión de Generación Renovable No Convencional en la Guajira
Francisco Gafaro GonzalezCarlos E. Borda Zapata
María Camila Zapata CeballosNeby Castrillon
Sebastián HincapieJuan Camilo Gonzalez
XM
Antecedentes
Fuente: IDEAM Atlas Interactivo de viento
Fuente: https://www.lmwindpower.com/en/stories-and-press/stories/learn-about-wind/what-is-a-wind-class
https://www.senvion.com/global/en/products-services/wind-turbines/3xm/34m104/
Antecedentes
A octubre de 2015 solicitudes de conexión por 3131
MW
Primera FASE para la incorporación de renovables en
la Guajira (1250 MW) se definió en 2016:
SE Colectora 1 a 500 kV
Dos circuitos Colectora 1 – Cuestecitas 500 kV
Circuito Cuestecitas – La Loma 500 kV
Segundo transformador Ocaña 500/230 kV – 360
MVA.
A marzo de 2017 solicitudes, cumpliendo con
requerimientos mínimos, por 3778 MW
Plan de Expansión 2017-2031 recomendó para la
FASE 2A
Segundo circuito Cuestecitas – La Loma 500 kV
Circuito La Loma – Sogamoso 500 kV
Definición, fecha y características de la FASE 2B
- HVDC entre Colectora 2 y Cerromatoso 500 kV -
dependerán de las necesidades energéticas, los
resultados de los mecanismos del cargo por
confiabilidad y las subastas de contratación de
largo plazo
Antecedentes
Proyectos área de influencia STN SE La Loma 500 kV - 2019
SE Cuestecitas 500 kV - 2020
SE San Juan 220 kV -2020
Circuito 500 kV Cuestecitas – Copey - 2020
Circuitos 500 kV Copey – Chinú y Chinú – Cerromatoso – 2020
Corredor 500 kV Sabanalarga-Bolivar – 220 kV
Circuito 220 kV Copey- Fundación -2020
Fuente: UPME Plan de Expansión 2017-2031
STN 500 kV ExistenteSTN 220 kV ExistenteSTN Expansión definida y en construcciónSTN Expansión Eólicas 2ASTN Expansión Eólicas 2B
Objetivo de los análisis
Identificar y cuantificar el impacto en la operación del SIN de la conexión de la generación eólica esperada en La Guajira – Enfoque FASE 2B
Identificar las restricciones para generación eólica adicional en la red AC y recomendaciones para levantarlas
HVDC: Identificar cambios en la distribución de los flujos de potencia y su impacto en los despachos, las tensiones y la carga de los elementos del sistema
HVDC: Identificar posibles impactos en la estabilidad del sistema y dar recomendaciones sobre aspectos a tener en cuenta en la planeación de estas tecnologías
Los análisis corresponden a una Fase Conceptual inicial a la cual deben seguir estudios mas detallados una vez se haya tomado una decisión sobre definición y características
Metodología
•AC
•HVDC VSC
•HVDC LCC
Análisis Tecnología
• HVDC
• FERNCModelos
• Congestión
• Flujo de carga
Estado estacionario
•Tensión
• FrecuenciaAnálisis
estabilidad
HVDC
AC
Flujo Carga DC (GAPS) Flujo Carga AC RMS
Análisis preliminar: Aplicabilidad Requerimientos técnicos
básicos Eventos a analizar
TECNOLOGIAS
Tecnologías – Consideraciones Generales
AC HVDC
Sencillo, robusto Mayor complejidad y numero de elementos
Solo aplicable a sistemas con la misma frecuencia
Puede conectar sistemas que trabajen a diferentes frecuencias
Limites por estabilidad No tiene limites por estabilidad
Flujo de potencia depende la topología de la red
Flujo de potencia por el enlace puede ser controlado
Capacitancia limita usos en aplicaciones con cables
No hay limitaciones por capacitancia
Tecnología madura HVDC-VSC tecnología relativamente nueva – HVDC-LCC Tecnología madura
Pérdidas Pérdidas
Fuente: https://www.electricaleasy.com/2016/02/hvdc-vs-hvac.html
Entre 600 y 800 Km
Distancia
Costos Inversión
Costo total AC
Costo total HVDC
Costo terminales DC
Costo terminales AC
Tecnologías – Consideraciones Generales
HVDC - LCC
AC
STN
AC
STN
HVDC - VSC
STN
Tecnologías – Aspectos Operativos
Aspectos analizados
AC HVDC-VSC HVDC-LCC
Similar al de otra fuente de generación de gran
capacidad conectada al STN. Flujo se incrementa en
líneas afectadas por la evacuación de potencia.
Lado de conexión de las plantas eólicas está aislado
del STN. Estudio separado se requiere analizar si
hay requerimientos técnicos especiales para las
plantas eólicos en estos casos
Alta inyección de potencia en punto de
conexión al STN. Necesidad de refuerzos de
transmisión en AC debe ser analizada
Se debe tener en cuenta que la potencia activa y reactiva
inyectada a la red de AC es variable
Alta inyección de potencia en punto de conexión al
STN. Necesidad de refuerzos de transmisión en AC
debe ser analizada
Coordinación control del enlace HVDC y
parques eólicos es requerida
Dependiendo de la cargabilidad en las líneas afectadas
por la evacuación de la generación eólica se pueden
presentar problemas de tensión
Tiene capacidad para controlar potencia reactiva y
por lo tanto puede aportar al control de tensión en
punto de conexión al STN. Se requieren análisis para
verificar compatibilidad con el STN
Alto consumo de potencia reactiva. En redes
debiles puede generar problemas de
inestabilidad de tensión
Disponibilidad de potencia reactiva de las plantas eólicas
es variable, dependiendo de la disponibilidad de las
turbinas y de la generación
Control de tensiones en el lado aislado del STN debe
ser analizado en un estudio separado
Se debe garantizar que el sistema HVDC-VSC es
robusto ante fallas en AC tanto del lado del STN
como en el lado de las plantas eólicas.
Fallas en AC pueden llevar a fallas en
conmutación y desconexión del sistema
Es relevante investigar la interacción entre STN y el
enlace HVDC durante la falla y durante el período de
recuperación
En redes débiles se pueden generar
problemas de sobretensiones al recuperar el
voltaje
Fallas o rechazo de
carga en el sistema DCNo Aplica
Pueden llevar a pérdida total de la generación eólica
con grandes desbalances de potencia que pueden
derivar en problemas de estabilidad de frecuencia.
Interrupción o reducción de flujo de potencia
puede llevar a sobretensiones por
compensación reactiva en operación
Requerimientos red
AC donde se conectaSe requiere reforzar la red de transmisión
Puede operar en redes débiles y sistema aislados
(como el lado de conexión de las plantas eólicas).
Interacciones con la red en estado estacionario y
transitorio deben ser analizadas
Requiere una red fuerte. Además de posibles
problemas de tensión, también se pueden
presentar interacciones torsionales
En el caso específico del SIN se presentan limitaciones
asociadas a las restricciones para expandir y reforzar la
red en GCM
Los más grandes proyectos de los que se tiene
referencia son del orden de los 2000 MW.
Escalabilidad podría resultar costosa.
Refuerzos AC complementados con HVDC-
LCC pueden resultar en una opción viable
Refuerzos AC complementados con HVDC-LCC pueden
resultar en una opción viable
Una vez definida la cantidad de MW a instalar en
GCM se deben definir estrategias de escalabilidad en
caso de ser necesarias
Proyectos con capacidades superiores a 10
GW
Capacidad máxima de
transmisión de la
capacidad eólica
instalada y
escalabilidad
Alternativa de ConexiónAspecto
Impacto en flujos de
potencia en el sistema
Impacto en tensiones
Fallas en el sistema
AC Como con otras fuentes de generación.
MODELAMIENTO
Modelamiento – Generación Eólica
Flujo de carga DC Fuente de Potencia activa
Flujo de carga AC Modelo genérico DigSilent Disponibilidad de P de acuerdo a datos
históricos disponibles velocidad viento Disponibilidad de Q de acuerdo con
simulación de Montecarlo basado en disponibilidad de P y curva PQ requerida en propuesta regulatoria de XM
Simulaciones dinámicas Modelo WECC para generadores eólicos
Tipo 4 verificado con modelos mas detallados
Funciones de red y control de acuerdo con requerimientos de la Propuesta regulatoria XM
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35
Pote
ncia
activa
dis
ponib
le [
p.u
]
Potencia reactiva disponible [p.u]
Disponibilidad de potencia reactiva de acuerdo con potencia activa disponible - Parques Eólicos Guajira
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
Po
rce
nta
je c
ap
aci
da
d in
sta
lad
a t
ota
l
Porcentaje horas del año
Curva disponibilidad potencia activa con respecto a capacidad instalada para diferentes periodos del dia
Periodo 7 Periodo 15 Todas las horas del año
Modelamiento HVDC-VSC
Flujo de carga DC Carga en lado rectificador Generador en lado inversor
Flujo de carga AC y Dinámico Modelo genérico basado en
plantilla de DigSilent Control rectificador
Voltaje y frecuencia AC Control Inversor
Voltaje DC Tensión AC (modo V o Q) de
acuerdo a curva PQ predefinida DC Chopper en lado de inversor LVRT
Ejemplo Cortocircuito trifásico a tierra con R=0 en el lado de AC del inversor (Onshore): Se
prueba la activación del chopper para drenar la potencia acumulada en la red de AC
Modelamiento HVDC-LCC
Flujo de carga DC Carga en lado rectificador Generador en lado inversor
Flujo de carga AC y Dinámico Modelo genérico basado en
Benchmark de CIGRE Control de acuerdo con
característica V-I Rectificador controla potencia
activa y se limita por el CIA Inversor controla voltaje DC y en
condiciones de baja tensión corriente
Limite de corriente dependiente de voltaje VDCOL incluido
Fuente: Kundor, Power Systems Stability and Control
ESTUDIOS TECNICOS
Análisis Conexión en AC - Metodología
Despacho máximo eólica
Nuevas obras de expansión
Capacidad evacuación red AC
Herramientas Usadas: GAPS (flujo carga DC), modelos de
programación lineal
Etapa 1: Análisis de congestiones en GCM
Máxima capacidad evacuación red AC + Obras asociadas
Análisis flujo de carga para
condiciones normales y
contingencias N-1 en
demanda mínima y
máxima con alta y baja
generación eólica
Etapa 2: Verificación con Análisis Flujo de Carga AC
Herramientas Usadas: DigSilent PowerFactory
Medidas de Expansión necesarias
Medidas operativas como generaciones máximas o mínimas asociadas
Conexión AC - Etapa Congestiones
Caso
Valor Adicional Eólica en
Cuestecitas 500 kV
Valor Total
Eólica GCMObras
1 660 MW 1942 MW
2 1000 MW 2282 MW• Repotenciación de los circuitos Santa Marta – Termocol 220 kV y
Santa Marta – Guajira 220 kV a 1 kA.
3 1000 MW 2282 MW• Repotenciación de los circuitos Santa Marta – Termocol 220 kV,
Santa Marta – Guajira 220 kV y Cuestecitas – San Juan 220 kV a1 kA.
4 1550 MW 2832 MW
• Repotenciación de los circuitos Santa Marta – Termocol 220 kV,Santa Marta – Guajira 220 kV y Cuestecitas – San Juan 220 kV a1 kA
• Incorporación de un segundo transformador Cuestecitas500/230 kV
5 2000 MW 3282 MW
• Repotenciación de los circuitos Santa Marta – Termocol 220 kV,Santa Marta – Guajira 220 kV y Cuestecitas – San Juan 220 kV a1 kA Incorporación de un segundo transformador Cuestecitas500/230 kV
• Segundo transformador San Juan 220/110 kV.
Conexión AC - Etapa 2: Flujo carga AC
Transferencia de potencia
Ten
sió
n
p.u
.
Para una operación segura es necesario reforzar las salidas de
Cuestecitas 500 kV
Segunda línea Cuestecitas – Copey 500 kV con características
similares a la línea Cuestecitas – Copey 1 500 kV.
Tercera línea Cuestecitas – La loma 500 kV con características
similares a la línea Cuestecitas – La loma 1 500 kV.
Adicionalmente, para tener valores de tensión dentro del rango operativo
normal en condiciones de baja generación en el área Caribe, se
recomiendan las siguientes obras:
Reactor de barra en Cuestecitas 500 kV de 84 MVAr
Reactor de barra en La Loma 500 kV de 84 MVAr
Con la expansión identificada en Etapa 1 se presentan problemas de tensión
Conexión generación eólica adicional para estudios etapa 2
Conexión AC - Etapa 2
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
Demanda media Demanda media + Segundo Loma -Sogamoso 500 kV
Demanda mínima Demanda mínima + Segundo Loma- Sogamoso 500 kV
Gen
erac
ión
[MW
]
Caso de estudio
Generación máxima del área Caribe 2
Proeléctrica Termonorte Barranquilla Flores I Cartagena Guajira Candelaria Flores IV Tebsa Disponible Eólico
Considerando la generación convencional del área Caribe al máximo, es posible tener
disponibilidad en la red para la inyección de potencia en la subestación Cuestecitas 500 kV
entre 2500 MW y 2400 MW en demanda media y demanda mínima respectivamente. Estos
valores se pueden aumentar a 2800 MW tanto en demanda media como en demanda mínima
si se considera una expansión adicional de un segundo circuito La Loma – Sogamoso
500 kV.
Conexión AC - Conclusiones
El sistema estaría en capacidad de evacuar hasta 2500 MW eólicos conectados en La Guajira. Este valor
representa una capacidad adicional de aproximadamente 1200 MW con respecto a la situación esperada en
2023. Las obras de expansión requeridas son:
Repotenciación de la línea Santa Marta – Termocol 220 kV a 1 kA
Repotenciación de la línea Guajira – Santa Marta 220 kV a 1 kA
Repotenciación de la línea Cuestecitas – San Juan 220 kV a 1 kA
Segundo transformador San Juan 220/110 kV
Segundo transformador Cuestecitas 500/230 kV
Segunda línea Cuestecitas – Copey 500 kV con características similares a la línea Cuestecitas –
Copey 1 500 kV.
Tercera línea Cuestecitas – La loma 500 kV con características similares a la línea Cuestecitas – La
loma 1 500 kV.
Reactor de barra en Cuestecitas 500 kV de 84 MVAr
Reactor de barra en La Loma 500 kV de 84 MVAr
Si se adiciona al STN un segundo circuito La Loma-Sogamoso 500 kV, se podrían evacuar hasta 2800 MW
eólicos. Es decir una capacidad adicional de aproximadamente 1500 MW con respecto a la situación
esperada en 2023
Conexión AC Conclusiones
El límite máximo de la capacidad de la red para evacuar generación eólica (entre 2500 y 2800 MW
de acuerdo con los análisis) está dado por la alta cargabilidad en las líneas de 500 kV que
conectarían a GCM con la subárea de Córdoba-Sucre y a GCM con el área Nordeste. La situación
limitante se presenta cuando los despachos térmicos en la Costa son máximos y tiene que
exportarse una alta cantidad de energía hacia el interior del país
Uno de los mayores retos para hacer posible la expansión de la red AC, que permita la evacuación
de la generación eólica analizada, está asociado a la repotenciación de los circuitos a 220 kV del
corredor entre Guajira y Santa Marta. Como parte de los análisis se verificó la viabilidad de operar
el sistema de una forma segura mientras los circuitos asociados a este corredor son puestos fuera
de servicio para su repotenciación
Conexión en HVDC - Metodología
Herramientas Usadas: GAPS (flujo carga DC), modelos de
programación lineal
Etapa 1: Análisis de congestiones en Punto de Conexión STN
Etapa 2: Verificación con Análisis Flujo de Carga AC
Herramientas Usadas: DigSilent PowerFactory
Medidas de Expansión necesarias Medidas operativas como
generaciones máximas o mínimas asociadas
Etapa 3: Análisis estabilidad - RMS
Herramientas Usadas: DigSilent PowerFactory
Se considera la instalación de 2000 MW adicionales en las Colectoras 2 y 3
Conexión en HVDC – VSC Colectora 2 –Cerromatoso 500 kV - Congestiones
Caso Base P20 HVDC P20 Base P04 HVDC P04Flexibilidad 99.78% 99.68% 99.99% 99.08%
Mediante el análisis de congestiones en flujo de carga DC, se calculó lo flexibilidad de red en la
zona circundante a la subestación Cerromatoso 500 kV
El porcentaje de escenarios seguros se mantiene en el 99% en los períodos de demanda
máxima y demanda mínima. Se considera que no se requiere expansión de red desde el punto
de vista de congestiones
Conexión en HVDC – VSC Colectora 2 –Cerromatoso 500 kV – Flujo de Carga AC
Se consideraron diferentes escenarios de demanda y generación.
Períodos de demanda media y demanda mínima
Considerando que la subestación Cerromatoso 500 kV es la frontera del área Caribe con el
interior del SIN, se consideraron diferentes valores de generación en cada una de las áreas
del SIN
Las tensiones del SIN se mantienen dentro del rango operativo normal y los equipos de
compensación dinámica como el STATCOM de Bacatá y los SVC de Chinú y de Tunal se mantienen
en el rango [+-30 MVAr], dejando margen para responder ante contingencias. Adicionalmente se
cubren las contingencias N-1 de la red AC.
En algunos escenarios operativos en donde se tiene baja generación en Caribe, se observan
transferencias de hasta 1900 MW desde Cerromatoso hasta Chinú 500 kV. En escenarios de alta
generación en el área Caribe, se observan transferencias de hasta 2000 MW desde Cerromatoso
hacia el interior del sistema. En escenarios de alta generación en el área Caribe y en el recurso de
generación La Luna, se observa el beneficio de tener en operación el circuito La Loma – Sogamoso
500 kV.
Conexión en HVDC – VSC Colectora 2 –Cerromatoso 500 kV – Análisis Dinámico
Eventos analizados
Corto-circuito en las líneas que se conectan a la subestación donde llega el HVDC-
VSC. Luego de 100ms se despeja el corto-circuito y se abre la línea donde ocurre el
corto-circuito.
Se realizan tres eventos para cada línea: corto-circuito al 0%, 50% y 100%.
Salida de un polo del enlace HVDC-VSC, lo cual equivale a la pérdida del 50% de la
transferencia de potencia desde la subestación Colectora 2, es decir que se reduce la
transferencia de potencia a 1000 MW. Esto a su vez equivale a una pérdida de
generación de 1000 MW para el SIN debido a la condición topológica del enlace
HVDC.
Salida de los dos polos del enlace HVDC-VSC, lo cual equivale a la pérdida del 100%
de la transferencia de potencia desde la subestación Colectora 2, es decir que se
reduce la transferencia de potencia a 0 MW. Esto a su vez equivale a una pérdida de
generación de 2000 MW para el SIN debido a la condición topológica del enlace
HVDC.
Conexión en HVDC – VSC Colectora 2 –Cerromatoso 500 kV – Análisis Dinámico
Pérdida de dos polos del enlace HVDC. Demanda mínima
Pérdida de un polo del enlace HVDC. Demanda mínima
Conexión en HVDC – VSC Colectora 2 –Cerromatoso 500 kV – Conclusiones
No se presentan problemas asociados a los flujos de carga en el sistema
No se presentaron problemas de tensión ni de frecuencia para los eventos dinámicos
asociados a corto-circuito en las líneas que se conectan a la subestación donde llega el
HVDC-VSC
Debido a la condición aislada del enlace VSC, ante contingencias que lleven a la pérdida de un
polo o los dos polos, se presenta desatención de demanda ante la actuación del Esquema de
Deslastre Automático de Carga (EDAC).
La profundidad de los eventos de frecuencia y por consiguiente el número de etapas del EDAC
que se activan depende del escenario operativo del sistema (inercia, demanda, unidades en
servicio, regulación primaria de frecuencia, etc.). La profundidad de los eventos de frecuencia
puede ser más crítica si se pierde el enlace internacional Colombia – Ecuador, ya que se
perdería la inercia del sistema Ecuatoriano
Conexión en HVDC – LCC - Conexión
Estación rectificadora en Cuestecitas 500 kV
La conexión de las plantas eólicas se consideró en 2 grupos, uno de 1200 MW en la Colectora 2 y otro de
800 MW en la Colectora 3
Colectora 3 se conectó a la Colectora 2 por 2 líneas de 500 kV con características similares a las de las líneas
Cuestecitas – Colectora 1 500 kV
Colectora 2 se conectó a la subestación Cuestecitas 500 kV mediante 3 líneas de 500 kV con características
similares a las de las líneas Cuestecitas – Colectora 1
Reactores de barra de 84 MVAr en la subestación Colectora 2 500 kV, Colectora 3 500 kV y Cuestecitas 500 kV
Estación inversora en Cerromatoso 500 kV + Sensibilidad enotros nodos de 500 kV
Expansión en la red de GCM:
Repotenciación a 1 kA de Santa Marta – Termocol 220 kV
Repotenciación a 1 kA de Santa Marta – Guajira 220 kV
Repotenciación a 1 kA de Cuestecitas – San Juan 220 kV.
Segundo transformador San Juan 220/110 kV
Segundo transformador Cuestecitas 500/230 kV.
Conexión en HVDC – LCC –Congestiones
Flexibilidad
P04 P20
SubestaciónSin HVDC
Con HVDC
HVDC +Obras
Sin HVDC
Con HVDC
HVDC +Obras
Obras
Norte 500 99% 32% 90% 99% 92% 97%
Añadir un nuevo circuitoBacatá – Norte 500 kV,cerrando el anillo de 500 kVen el área Oriental
Bacatá 500 99% 55% 90% 99% 92% 92%
Añadir un nuevo circuitoBacatá – Norte 500 kV,cerrando el anillo de 500 kVen el área Oriental
Nueva Esperanza500
99% 90% 99% 97% N/A
Primavera 500 99% 94% 99% 99% N/ACerromatoso 500 99% 99% 99% 99% N/A
Conexión en HVDC – LCC – Flujo de Carga
SubestaciónObras de ExpansiónRequeridas
Medidas Operativas requeridas
Nueva Esperanza 500 kV N/A
Mínima Generación al interior del área Oriental de 1000 MW en periodos de alta demanda.
Desconexión del condensador del inversor del HVDC-LCC para mínima generación en el áreaOriental en escenarios de demanda mínima.
Bacatá 500 kVCierre del anillo de 500 kV enel área Oriental (línea Bacatá– Norte 500 kV).
Mínima Generación al interior del área Oriental de 650 MW en periodos de alta demanda.
Desconexión del condensador del inversor del HVDC-LCC para mínima generación en el áreaOriental en escenarios de demanda mínima.
Norte 500 kVCierre del anillo de 500 kV enel área Oriental (línea Bacatá– Norte 500 kV).
Mínima Generación al interior del área Oriental de 1000 MW en periodos de alta demanda.
Desconexión del condensador del inversor del HVDC-LCC para mínima generación en el áreaOriental en escenarios de demanda mínima.
Primavera 500 kV N/A
Desconexión del condensador del inversor del HVDC-LCC para mínima generación en el áreaAntioquia y Nordeste. Quedan en servicio los filtros de armónicos.
Desconexión Reactor Bacatá – Primavera para escenario de demanda máxima con generaciónmáxima en las zonas cercanas a Primavera (Antioquia, Nordeste, Caribe).
Cerromatoso 500 kV N/A
Desconexión del condensador del inversor del HVDC-LCC para mínima generación en el áreaAntioquia y Nordeste en escenarios de demanda mínima, y para mínima generación en elárea Antioquia, Nordeste y Caribe en escenarios de demanda máxima. Quedan en serviciolos filtros de armónicos.
Conexión en HVDC – LCC – Análisis Dinámico
Eventos analizados
Corto-circuito en las líneas que se conectan a la subestación donde llega el HVDC-LCC. Luego
de 100ms se despeja el corto-circuito y se abre la línea donde ocurre el corto-circuito.
Se realizan tres eventos para cada línea: corto-circuito al 0%, 50% y 100%.
Corto-circuito en la barra Colectora 2, a la cual se conectan los 2000 MW de generación eólica
planeados para el 2023 en la Guajira.
Corto-circuito en la barra Cuestecitas 500 kV, a la cual se conectan los 2000 MW de generación
eólica planeados para el 2023 en la Guajira provenientes de la Colectora 2.
Salida de un polo del enlace HVDC-LCC, lo cual equivale a la pérdida del 50% de la potencia
transferida a través del enlace HVDC-LCC, es decir que se reduce la potencia a 1000 MW.
Salida de los dos polos del enlace HVDC-LCC, lo cual equivale a la pérdida del 100% de la
potencia transferida a través del enlace HVDC-LCC, es decir que se reduce la potencia a 0 MW.
Conexión en HVDC – LCC – Análisis Dinámico
Tensión en Cerromatoso 500 kV ante pérdida de un polo del enlace. Demanda mínima
Tensión en Cuestecitas 500 kV ante pérdida de un polo del enlace. Demanda mínima
Caso 1: Sin desconexión automática de condensadoresCaso 2: Con desconexión automática de condensadores
Conexión en HVDC – LCC – Conclusiones
No se presentan problemas de tensión ni de frecuencia para los eventos dinámicos
asociados a corto-circuito en las líneas que se conectan a la subestación donde llega
el HVDC-LCC, ni para corto-circuito en la Colectora 2 ni en la barra Cuestecitas
500 kV.
Debido a que se considera el enlace HVDC-LCC embebido en la red de AC del SIN,
los eventos que generen la pérdida de uno o los dos polos del enlace no generan
afectaciones en la frecuencia del SIN por desbalances entre la carga y la generación.
Para los eventos de salida de un polo del enlace HVDC-LCC se presentan tensiones
elevadas por encima del límite máximo de 1.05 p.u. (ver Figura 3-6 y Figura 3-7). De
igual forma, para los eventos de salida de los dos polos del enlace HVDC-LCC se
presentan tensiones elevadas por encima del límite máximo de 1.05 p.u. (ver Figura
3-8 y Figura 3-9
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Conclusiones y Recomendaciones
Los análisis presentados corresponden a una fase de planeamiento de largo plazo en donde se
analizan los efectos de estas alternativas a nivel sistémico, para entregar elementos que
orienten la toma de decisiones de las alternativas de expansión del SIN
La definición y características de la FASE 2B dependerá de la evolución del sistema
Si la repotenciación del corredor en 220 kV entre Guajira y Santa Marta se puede llevar a cabo,
la expansión en AC del STN puede ser una alternativa viable dependiendo de la cantidad de
generación a incorporar
Los resultados muestran que hasta ahora la conexión de los enlaces HVDC a las subestacion
de Cerromatoso 500 kV es viable
Para las alternativas del enlace HVDC-VSC, debido a la condición aislada de conexión del
enlace VSC, hay riesgo que ante contingencias que lleven a la pérdida de un polo o los dos
polos, se presente desatención de demanda ante la actuación del Esquema de Deslastre
Automático de Carga (EDAC) en diferentes escenarios operativos
Conclusiones y Recomendaciones
Lo anterior muestra la existencia de restricciones operativas para evitar demanda no atendida en
las alternativas de HVDC-VSC, ya sea la limitación de la generación eólica conectada al enlace
HVDC-VSC o la programación de inercia en el SIN
La conexión HVDC-VSC, implica un subsistema AC no sincronizado con el resto del SIN. Este
subsistema sería compuesto por la estación rectificadora, las subestaciones colectoras 2 y 3 y
los recursos de generación eólicos. La operación de este subsistema no se ha analizado en
detalle y podría introducir algunos requisitos particulares tanto para el enlace HVDC-VSC como
para los recursos de generación que se vayan a conectar
Para las alternativas del enlace HVDC-LCC hay riesgo de sobretensiones transitorias y
permanentes ante contingencias que lleven a la pérdida de uno o los dos polos. La magnitud de
las sobretensiones puede poner en riesgo la operación segura y confiable del sistema por
actuación de las protecciones de sobretensión de los equipos del SIN
Conclusiones y Recomendaciones
La alternativa LCC estudiada consideró la estación rectificadora en la subestación Cuestecitas
500 kV. Se debe estudiar en detalle posibles interacciones torsionales sub-síncronas del enlace
y de la unidad de generación La Luna 660 MW, debido a que el índice de interacción de la
unidad calculado estuvo cercano al límite. Esto podría llevar a que el enlace HVDC-LCC incluya
un controlador de amortiguamiento de estas oscilaciones
Independiente de la tecnología escogida para el enlace HVDC, se recomienda el desarrollo de
estudios de detalle que permitan establecer requisitos técnicos de diseño, control para una
operación segura y confiable. Estos requisitos serán insumo para la definición de los documentos
de la posible convocatoria
Análisis operativo de la red para la repotenciación de los circuitos a 220 kV en GCM
Santa Marta – Termocol 220 kV. 12 km. 656 A.
Santa Marta – Guajira 220 kV. 92 km. 656 A.
Cuestecitas – San Juan 220 kV. 80 km. 598 A.
Con indisponibilidades de los circuitos (no
simultáneas), se observa disminución del porcentaje
de escenarios seguros ante otros posibles
mantenimientos. Esto debido a que se disminuye la
capacidad de evacuar la generación de Termonorte y
de Guajira. Se observa necesaria la programación de
una unidad de generación en Guajira para el control
de tensiones en condición normal y durante
contingencias. En general, se observan condicionesfavorables.
Cuestecitas – Copey
500 kV, Copey –
Fundación 2 220 kV y el
transformador
Cuestecitas 500/230 kV
(30/11/2020), hasta la
entrada en operación de
la generación eólica de
la fase 1 (28/02/2023)
Ventana de tiempo:
