Universidad Tecnológica de Pereira -...

Organización Latinoamericana de Energía Latin American Energy Organization Organisation Latino-americaine d ’Energie Organizando Latino-Americana de Energía

Contrato de Prestación de Servicios de Consultoría CPSC 164/2013 Cooperación Canadiense 82/2003

"Determinación de Costos de Transporte de Energía Reactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN"

Segundo Informe Análisis Técnico de Flujo de Potencia Reactiva en el STN y STR

Documento 5112326237-02 Revisión 4

Universidad Tecnológica de Pereira

^V M A .N fy.

Universidad Tecnológica de Pereira Pereira - Colombia Agosto 13 de 2014

ÍNDICE DE MODIFICACIONES

Indice de revisión Sección modificada Fecha Observaciones0 . . . Mayo 19 de 2014 Versión original

1 Secciones 4.4 y 5 Junio 03 de 2014 Se responde a los comentarios CREO

2

Se adiciona la sección 2.4 Se complementa la sección 4.1.1 Se adiciona la sección 4.1.2 Se complementa la sección 4.1.3 Se adiciona la sección 4.2.2 Se complementa la sección 5

Julio 04 de 2014

Se responde a nuevas solicitudes CREO y se

adicionan nuevos análisis numéricos

3 . . . Julio 24 de 2014

Se realizan ajustes menores de redacción en diferentes parte del documento a solicitud

de la CREO

4 . . . Agosto 13 de 2014

Se adicionan algunos párrafos aclaratorios

por solicitud de la CREO

REVISIÓN Y APROBACIÓN

Número de revisión 4Responsable por

elaboración Nombre Harold Salazar

Pinna LÍkntí $

Responsable por elaboración Nombre Carlos J. Zapata

Pinna

Responsable por elaboración Nombre Alejandro Garcés

Pinna

Responsable por elaboración Nombre Geovanny Marulanda

Pinna

Responsable por elaboración Nombre Carlos S. Saldarriaga

Pinna C4 ‘-= 'i ‘-0Responsable por

elaboración Nombre Juan G. Valenzuela

Pinna ¿Xa* Ó- Va/e»zuJa l/.

Responsable por revisión Nombre Harold Salazar

Coordinador del Proyecto Pinna LÍkntí $

Responsable por revisión Nombre Carlos J. Zapata

Director del Proyecto Pinna

Fecha Agosto 13 de 2014

GRUPO DE INVESTIGACIÓN PLANEAMIENTO DE SISTEMAS ELÉCTRICOS

M T P

Grupo de Investigación Planeamiento de Sistemas

Eléctricos

Fundado en el año 1999 por el Ingeniero Ramón Alfonso Gallego Rendón, tiene como misión desarrollar, mejorar y aplicar conocimiento en el área de sistemas eléctricos de potencia para transferirlo a la comunidad académica y a las empresas del sector eléctrico.

Sus principales áreas de trabajo son:

• Planeamiento de sistemas de transmisión de energía eléctrica

• Planeamiento de sistemas de distribución de energía eléctrica

• Confiabilidad de sistemas eléctricos

• Calidad de la potencia

• Investigación de operaciones y optimización matemática

• Mercados de electricidad y gas natmal

• Energías alternativas

• Redes inteligentes

ABREVIATURAS UTILIZADAS EN ESTE DOCUMENTO

CREO Comisión de Regulación de Energía y GasCER Condición de Exceso de ReactivosCQR Caldas-Quindío-Risaralda

fp Factor de PotenciaMVAr Mega Voltio Amperio Reactivo

OLADE Organización Latinoamericana de EnergíaOR Operador de RedSIN Sistema Interconectado NacionalSTN Sistema de Transmisión NacionalSTR Sistema de Transmisión RegionalUTP Universidad Tecnológica de Pereira

UPME Unidad de Planeación Minero EnergéticaXM XM S.A. E.S.P

R E S U M E N E JE C U T IV O

Este informe analiza el comportamiento de los flujos de energía reactiva en el país con fin de recomendar algunos aspectos que deberían ser considerados en una propuesta regulatoria. Los detalles de la propuesta regulatoria se encuentran en el informe 3. Para el análisis de los flujos, se simulan las condiciones operativas del país desde noviembre del 2012 hasta octubre del 2013 con información proporcionada por X.M. Las simulaciones permiten detenninar las regiones que están experimentando un exceso considerable de energía reactiva y también permiten explicar las razones por la cuales se están presentando esas condiciones. Igualmente, los resultados numéricos muestran el impacto en las pérdidas del sistema si se aumentan los requerimientos de un factor de potencia en la demanda.

T A B L A D E C O N T E N ID O

Página

1. INTRODUCCIÓN................................................................................................................................................. 1

2. DESCRIPCIÓN DE LA INFORMACIÓN DISPONIBLE.............................................................................. 3

2.1. Información de los despachos y redespachos programados...................................................................... 3

2.2. Información de medidores frontera.............................................................................................................3

2.3. Información de ubicación de los medidores frontera.................................................................................4

2.4. Análisis de los registros de los medidores frontera................................................................................... 5

3. DESARROLLO DE HERRAMIENTAS COMPUTACIONALES PARA EL ANÁLISIS Y

VISUALEACIÓN DE LA INFORMACIÓN................................................................................................ 11

3.1. Diseño conceptual de las herramientas computacionales........................................................................11

3.2. Visualización de la información................................................................................................................ 12

3.2.1. Diagrama de dispersión de factores de potencia .....................................................................................................12

3.2.2. Curva de duración de exceso de reactivos............................................................................................................... 14

3.2.3. Distribución de los valores DeltaQ a través del tiem po ........................................................................................ 14

3.2.4. Histograma de los valores D eltaQ .............................................................................................................................15

3.2.5. Resumen de las gráficas disponibles......................................................................................................................... 15

4. RESULTADOS NUMÉRICOS......................................................................................................................... 17

4.1. Resultados numéricos para todo el país.....................................................................................................19

4.1.1. Análisis de exceso de flujos de reactiva enlodo el país........................................................................................ 19

4.1.2. Análisis interconexión conE cuado r.........................................................................................................................22

4.1.3. Identificación de áreas operativas con exceso de reactivos.................................................................................. 25

4.2. Resultados numéricos análisis de sensibilidad........................................................................................ 34

4.2.1. Resultados subárea operativa C Q R ........................................................................................................................... 34

4.2.2. Resultados subárea B ogotá ......................................................................................................................................... 37

4.3. Resultados numéricos análisis de factor de potencia de 0.95.................................................................42

4.3.1. Análisis de un factor de potencia de 0.95 en la demanda....................................................................................42

4.3.2. Análisis de factor de potencia en los puntos de conexión STN-Nivel 4 ............................................................ 45

5. CONCLUSIONES...............................................................................................................................................48

Determinación de Costos de Transporte de EnergíaReactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Universidad Tecnológica de Pereira

1. IN T R O D U C C IÓ N

El día 06 de noviembre del 2013 la OLADE y la UTP firmaron el contrato de prestación de servicios de consultoría CPSC 164/2013 cuyo objeto es analizar la asignación de responsabilidades en la gestión del transporte de la energía reactiva en el STN y en los STR y efectuar las recomendaciones que se consideren pertinentes con el fin de mantener o mejorar la señal de eficiencia de la red a través del control del transporte de energía reactiva. El estudio se inició de manera fonnal el día 19 de febrero del 2014 con la finna del acta de inicio.

El alcance de este estudio incluye, sin limitarse a ello, al desarrollo de los siguientes objetivos:

1. Revisión de las responsabilidades para los transmisores y operadores de red

La UTP debe documentar y analizar las responsabilidades asignadas en el marco regulatorio actual para los transmisores nacionales y los OR frente a la gestión de la potencia reactiva en las redes que operan.

2. Análisis técnico del flujo de potencia reactiva en el STN y STR

Con base en la información disponible del STN y de los STR, la UTP debe analizar mediante el uso de programas computacionales de modelamiento de redes el comportamiento de los flujos de energía reactiva en estas redes en aplicación de la regulación actual, efectuando análisis de sensibilidad respecto de las modificaciones o cambios de condiciones del sistema (cambio de taps, apertma o cierre de interruptores, etc.)

Las simulaciones deben considerar como mínimo la operación del sistema en condiciones de demanda máxima, mínima y media, así como la infonnación de despacho real de cinco horas en los que se presentó la máxima transferencia de potencia reactiva y cinco horas en los que se presentó la mínima transferencia de potencia reactiva durante el año 2012. Para la detenninación de las simulaciones en condiciones de demanda media se podrá tomar la fecha representativa que se considere apropiada.

En las simulaciones que se realicen, la UTP debe identificar los puntos de condiciones operativas en el STN y los STR que ocasionan pagos por el transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la regulación vigente.

Los análisis adelantados deben incluir los requerimientos de compensaciones o suministro de energía reactiva en los sistemas, resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0,95 para la demanda. En cada caso se debe cuantificar las pérdidas de energía y evaluar la conveniencia de exigir de un factor de potencia superior al vigente.

3 Recopilación de la normatividad de energía reactiva en otros países

Se debe efectuar una compilación de la reglamentación sobre el tratamiento del transporte de energía reactiva en 10 países distintos a Colombia, realizar comparaciones de los principales aspectos y documentar las diferencias respecto de la reglamentación nacional.

4 Identificación de alternativas regulatorias.

Acorde con los aspectos técnicos encontrados como resultado de las simulaciones de que trata el numeral 1 y con base en la información recopilada, según lo solicitado en el numeral 3, proponer un esquema alternativo para desincentivar el transporte de energía reactiva en Colombia y la asignación de responsabilidades frente a su gestión.

Segundo Infonne - Revisión 4 Agosto 13 de 2014 1

Detenninación de Costos de Transporte de EnergíaReactiva en el Sistema Interconectado Nacional - SIN Universidad Tecnológica de Pereira

Para el cumplimiento de los objetivos anterionnente expuestos, la UTP deberá efectuar las siguientesactividades además de otras que considere necesarias para lograr los alcances asociados al desanollo delproyecto:

1. Documentar y analizar las responsabilidades asignadas en el marco regulatorio actual para los transmisores nacionales y los OR frente a la gestión de la potencia reactiva de las redes que operan.

2. Analizar mediante el uso de programas computacionales de modelamiento de redes el comportamiento de los flujos de potencia reactiva en estas redes en aplicación de la regulación actual efectuando análisis de sensibilidad respecto de modificaciones o cambios de condiciones del sistema (Cambio de taps, apertura o cierre de interruptores, etc.)

3. Con base a los resultados obtenidos del numeral anterior, la UTP debe identificar los puntos y condiciones operativas en el STN y en los STR que ocasionan pagos por el transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la regulación vigente.

4. Identificar los requerimientos de compensaciones o suministro de energía reactiva en los sistemas resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0,95 para la demanda. En cada caso se debe cuantificar las pérdidas de energía y evaluar la conveniencia de exigir un factor de potencia superior al vigente

5. Efectuar una compilación de la reglamentación sobre el tratamiento del transporte de energía reactiva en 10 países distintos a Colombia, realizar comparaciones de los principales aspectos y documentar las diferencias respecto de la reglamentación nacional.

6. Proponer un esquema alternativo para desincentivar el transporte de energía reactiva en Colombia y la asignación de responsabilidades frente a su gestión.

7. Planificación, coordinación y realización del taller técnico de difusión de resultados en Colombia, con la participación de técnicos y autoridades de Colombia y OLADE.

Este informe constituye la segunda revisión del segundo producto del contrato y comprende el desarrollo delas actividades 2, 3 y 4.



2. D E S C R IP C IÓ N D E L A IN F O R M A C IÓ N D IS P O N IB L E

Este capítulo detalla la infonnación disponible para este estudio con el fin de realizar las simulaciones de las actividades 2, 3 y 4 indicadas en la sección anterior.

2.1. Información de los despachos y redespachos programados

Se dispone de los informes de despacho y redespacho programado del SIN desde noviembre del 2012 hasta octubre del 2013, infonnación proporcionada directamente por XM a solicitud de la CREG. Los despachos y redespachos proporcionan los valores de generación horarios de las plantas despachadas centralmente (cercanos a los despachos en tiempo real), el estado (topología) del sistema, parámetros (resistencia, reactancias, etc.) de los diferentes elementos del sistema y la demanda del sistema. Por estado se entiende cuáles activos están disponibles e indisponibles, posición de los taps en los transfonnadores y taps de los elementos de control de reactivos durante la hora de estudio. En total se tiene infonnación de 8760 horas que comprende el número total de horas disponibles para este estudio. Asimismo, la base de datos contiene información del estado de las interconexiones con Ecuador y elementos de la red de transmisión de ese país.

La base de datos proporcionada por XM es de tamaño considerable pues todo el sistema está compuesto por:

978 líneas 1402 nodos 564 demandas91 compensaciones entre reactores y capacitores 322 transfonnadores de 2 devanados 215 transfonnadores de 3 devanados 374 unidades de generación

• 2 SVC2 compensaciones en serie

Este consultor considera que se hace necesario desanollar henamientas computacionales para el procesamiento y análisis de esa información.

2.2. Información de medidores frontera

Se dispone de infonnación (registros) de los medidores fronteras entre ORs y entre éstos y el STN desde enero del 2013 hasta diciembre del 2013, infonnación proporcionada por XM a través de una solicitud enviada por la CREG. El archivo recibido contiene los siguientes campos de infonnación:

Código SIC Frontera Agente Exportador Agente Importador Medidor Factor Propio Nivel de Tensión OR Exportador OR Importador Municipio Fecha de Operación hora01 ... hora24



En donde la hora 01 y hora 24 corresponden a las medidas reales de potencia activa y reactiva registrada por el medidor en la fecha indicada por el campo Fecha de Operación. La hoja de cálculo tiene en total 231,694 fdas y 40 columnas para un total de 9,267,760 celdas.

Es importante anotar que los resultados de las simulaciones empleando los valores de despacho o redespacho entregan valores de los flujos de potencia activa y reactiva que deben ser aproximados a los registros de los medidores frontera, más detalles en la sección 2.4

2.3. Información de ubicación de los medidores frontera

La información proporcionada por XM descrita en la sección 2.2 no indica la ubicación física de los medidores frontera y el elemento de red sobre el cual se está registrando la medida. Esa información es importante para este estudio con el fin de contrastar los resultados de las simulaciones con los datos registrados por los medidores. Por tal razón, el equipo consultor elaboró un fonnato para detenninar la ubicación física de los medidores el cual es un archivo de Excel que contiene los siguientes campos de información y el cual fue diligenciado por los ORs:

Operador de Red Código SIC del medidor Subestación de ubicación del medidor Subestación destino del elemento Tipo de elemento de red medidor Observaciones

Una captura de pantalla del archivo de Excel se muestra en la figma 1, en donde se resalta el hecho que el fonnato contiene suficientes ayudas visuales con el fin de facilitar el diligenciamiento del mismo.

En el fonnato, la columna Operador de Red es el nombre del operador que funge como agente exportador según el archivo de medidores frontera descrito en la sección 2.2. Asimismo, el código SIC del medidor, segunda columna, conesponde al código reportado en ese archivo. La tercera columna conesponde a la subestación en donde está físicamente ubicado el medidor la cual se selecciona de una lista desplegadle que contiene el nombre de todas las subestaciones del SIN, nombres tomados de la base de datos del despacho y redespacho proporcionada por XM. La cuarta columna, subestación destino del elemento, es el nombre de la otra subestación (diferente a la indicada como subestación de ubicación del medidor) en caso que el medidor

Formato para e l levantam iento d e la inform ación d e ubicación d e m edidores fron teras d e los o perado res d e red

Instrucciones para e l d iligenciam iento d el form ato:

1. Para cada código SIC d e m ed ido r favor diligenciar las colum nas correspondien tes a e se m edidor.

2. Utilice los m enus d esp legables para diligenciar el conten ido d e la celda, e s to s m enús aparecen una vez u sted d e clic sobre la celda.

3. Solo e s necesario d iligenciar es ta hoja d e cálculo.

4. Los nom bre d e las subestaciones d e los m enús desp legables corresponden a la información registrada en XM.5. Por favor lea las ayudas d e cada colum na q u e se encuentran e n recuadros amarillos con el fin de clarificar e l o b je to d e la inform ación requerida.

N o m b re d e la su b e s ta c ió n e n d o n d e

e s tá f ís ic a m e n te u b ic a d o el e q u ip o d e m ed id a .

Se lecc io n e el n o m b re d e la lis ta d e sp le g a b le .

En e l c a so q u e el m e d id o r se

e n c u e n tr e re g is tra n d o m ed id as d e u n a lin ea d e

tra n sm is ió n , se d e b e r e p o r ta r el n o m b re d e la

o t r a su b e s ta c ió n (d ife re n te a

la in d ic a d a e n la co lu m n a D) q u e se in te rc o n e c ta c o n esa l ínea. S e lecc io n e el n o m b re d e la lis ta d e sp le g a b le . Deje

e n b lan co e s ta ce ld a si el m e d id o r re g is tra la m ed id a

d e u n tra n s fo rm a d o r .

In d iq u e e l t ip o de

e le m e n to so b re el cu a l se e s tá

re g is tra n d o la m ed id a . Se lecc ione

el t ip o d e la lista d e sp leg ab le .

En e l c a m p o d e o b se rv a c io n e s se d e b e rá r e p o r ta r lo s ig u ien te :

1) P a ra lín eas e n "T". El n o m b re (re g is tra d o e n XM) d e la o tr a

su b e s ta c ió n (d ife re n te a la su b e s ta c ió n In d icada e n la co lu m n a E) a d o n d e llega

la lín e a y c u y a m e d id a e s tá s ien d o

re g is tra d a c o n el m e d id o r in d icad o e n la co lu m n a C.

2) C u alq u ie r o t r a o b se rv a c ió n q u e c o n s id e re re le v a n te p a ra d e te rm in a r la

u b ic a c ió n d e la f r o n te r a y /o su reg is tro

d e m ed id a .

OPERADOR DE RED

CÓDIGO SIC

DEL

M EDIDOR

S u b e s ta c ió n d e

u b ic a c ió n d e l M e d id o r

S u b e s ta c ió n d e s t i n o

d e l e l e m e n to

Tipo d e

e l e m e n to d e

re d m e d id o

O b s e rv a c io n e s

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

Frtl9077 Bolombolo 110 Barroso 110 Línea

EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

Frtl9158 El S iete 110 Transform ador

Figura 1 - Captura de pantalla del archivo de levantamiento de información de medidores



este registrando medidas sobre una línea de transmisión. La quinta columna, tipo de elemento de red medido, es una información de verificación en donde se indica si la medida registrada por el medidor está siendo tomada sobre una línea de transmisión o sobre un transfonnador. La columna de observaciones es un espacio para consignar algún comentario relacionado con el levantamiento de la infonnación y que los ORs consideran relevante para detenninar la ubicación de la frontera.La CREG facilitó la distribución de los fonnatos y recepción de los mismos. Este consultor en total recibió 19 fonnatos con infonnación de los 358 medidores consultados, sin embargo, debido a enores de diligenciamiento, se dispone de información confiable de únicamente 161 medidores.

Con lo anterior, este estudio dispone de la siguiente información:

Despacho y redespacho programado del SIN y estado del sistema para 8760 horas, información suministrada por la CREG a través de solicitud enviada a XM.

Registro de los medidores frontera entre el STN y ORs y entre ORs, información suministrada por la CREG a través de solicitud enviada a XM.

Ubicación física de los medidores frontera, información suministrada por la CREG con formato elaborado por la UTP.

2.4. Análisis de los registros de los medidores frontera

En esta sección se realiza un análisis de los valores de los registros de medidores frontera y de los flujos de potencia activa y reactiva que se obtienen con la infonnación de despacho y redespacho programado del SIN. Este análisis se requiere con el fin de establecer si los valores de las simulaciones son confiables y con ello los resultados e inferencias de este estudio. Esto es, si las simulaciones son similares a los valores de registro de los medidores frontera, entonces se puede prescindir de los registros reales y realizar diferentes inferencias exclusivamente con los resultados de las simulaciones.

Es necesario indicar que de antemano no es posible tener valores registrados por los medidores iguales a los valores de las simulaciones pues los valores registrados son producto del despacho en tiempo real del sistema mientras que las de las simulaciones son producto del despacho y redespacho, esta diferencia necesariamente implica que ambos valores sean diferentes.

El análisis de similitud se realiza calculando dos correlaciones; la primera (segunda) correlación entre los valores horarios de potencia activa (reactiva) registrados por el medidor frontera con los valores horarios de potencia activa (reactiva) obtenidos por la simulación. Se emplea el periodo de tiempo desde enero del 2013 hasta octubre del 2013 para un total de 7271 horas puesto que esa ventana de tiempo es sobre la que se tiene un traslape de infonnación tanto del despacho y redespacho y de los registros de los medidores.

Para el cálculo de las conelaciones, considere los siguientes cuatro vectores:

pmr i = [P™

p mr i,2

pm- r i,j ■- ^ 27l ]

p í = [PZi PÍ2 -P?

■ 1,2 ■ ^ 7271]

Q T = m Q™2 ■■■ Qfj ■ Qf,7271.

Q í = [Q h QÍ.2 - ■■ QI2 ■ 5 ^ 7271]

En donde:



pmr ipmu

P í

i,)

Q T

QT

Q í

QTi

Vector que contiene los valores de potencia activa horarios registrados por el medidor frontera i

Valor de potencia activa registrado por el medidor frontera i en la hora jVector que contiene los valores de potencia activa horarios calculados por simulación en el lugar en donde esta físicamente el medidor frontera iValor de potencia activa calculado por simulación para la hora j en el lugar en donde esta físicamente el medidor frontera iVector que contiene los valores de potencia reactiva horarios registrados por el medidor frontera i

Valor de potencia reactiva registrado por el medidor frontera i en la hora j Vector que contiene los valores de potencia reactiva horarios calculados por simulación en el lugar en donde esta físicamente el medidor frontera iValor de potencia reactiva calculado por simulación para la hora j en el lugar en donde esta físicamente el medidor frontera i

Con lo anterior, el análisis de similitud entre los valores registrados por un medidor y las simulaciones se obtiene, matemáticamente, con la correlación entre los vectores P’" y P í y con la correlación entre los vectores QT y Qc¿ para efectos de mostrar los resultados, denote estas correlaciones como corrP¡ y corrQi respectivamente.

En la figura 2 se muestra el comportamiento de corrP¡ y corrOi para cada uno de los 161 medidores frontera. Cada punto en la gráfica está dado por la dupla (corrP¡ , corrQ,). esto es, para cada medidor frontera se calcularon las correlaciones de su potencia activa corrP¡ y de su potencia reactiva corrQi y esa dupla corresponde a un punto en la figura 2.

1

O.í

0.6

0.4

0.2

0

- 0.2

- 0.4

- 0.6

-0 .Í

-1

Correlación entre medidas y sim ulaciones para P y Q

% ^

+- 4=-4

V- +- +-í %

= ^ ^ í■ ^

♦ ^

*

- 0.5 0CorrP;

0.5

Figura 2 - Correlación entre medidas de P y Q con los valores simulados de P y Q

Como se observa en la figura anterior, las 161 fronteras presentan duplas de correlaciones (corrP, , corrO,) distribuidas en los cuatro cuadrantes del plano cartesiano; en donde se destaca el tercer cuadrante el cual presenta valores negativos de correlación para P y Q lo cual significa que las direcciones de los flujos de potencia activa y reactiva obtenidos por la simulación son opuestas al de la medida registrada por el medidor frontera. Esta situación, asume este consultor, implica que existe un error en la dirección de medida reportada



por los ORs en el diligenciamiento del archivo ubicación de los medidores frontera descrito en la sección 2.3. En otras palabras, para que esta situación se presente, el OR indicó que el medidor frontera registra en una dirección opuesta (tanto en P como en Q) a la que realmente está registrando.

El anterior error de reporte se corrige por parte de este consultor cambiando la dirección que registra el medidor y con esto nuevamente se calculan las correlaciones arrojando los resultados que se muestra en la figma 3 y cuyo consolidado se muestra en la tabla 1.

Correlación entre medidas y simulaciones para P y Q1

0.8

0.6

0.4

0.2

- 0.2

- 0.4

- 0.6

- 0.8

-1-1 - 0.5 0 0.5 1

CorrP i

Figura 3 -Correlación entre las medidas de P y Q corregidas con los valores simulados de P y Q

Tabla 1 - Consolidado de medidores frontera por cuadrante

CantidadCaso 1: Fronteras con correlaciones ubicadas en el I cuadrante 122 76%Caso 2: Fronteras con correlaciones ubicadas en el II y IV cuadrante 12 7%Caso 3: Fronteras con correlaciones indetenninada 27 17%

Total 161 100%

La tabla 1 muestra tres casos. El caso 1 presenta 122 medidores fronteras (76%) y son aquellos medidores que presentan correlación positiva tanto en P como en Q, esto implica que la mayoría de medidores fronteras registran los flujos de potencia activa y reactiva en igual dirección que el de las simulaciones. Por otro lado, el caso 2 corresponde a aquellas fronteras (7%) ubicadas en los cuadrantes II y IV, lo que implica que existe una correlación positiva en P (Q) pero negativa en Q (P). Esta situación podría originarse con el diligenciamiento del archivo ubicación de los medidores y no es posible corregirlo porque cuando se corrige un medidor se cambian las dirección de P y Q (como ocurre con el cuadrante III) y no de una sola dirección (como se requeriría para los cuadrantes II y IV).

Por último, el caso 3 ocurre con los medidores fronteras que no registran mediciones durante todo el año, esto se debe a que no fluye potencia activa o reactiva durante el año por la frontera (ver figura superior 4) o que la

*-

4 S-J = ^ ¥

4̂



dirección de medida es opuesta a la dirección del flujo y por ende el medidor registra una medida de cero (ver figma 4 inferior). Cuando esta situación se presenta, la medida de conelación se indetennina (no existe) pues uno de los vectores con los cuales se realiza la conelación tiene todas sus componentes igual a cero1. Para estos casos, se debe recurrir a otro tipo de métrica, diferente a la de la conelación, que pennita inferir sobre el comportamiento de estos medidores (detalles más adelante).

Medidor: Ftr24 - Elemento:Ternera 2 220/66 (150MVA)-Transformador1

0.5

0

-0.5

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000Horas

Medidor: Ftr143 - Elemento: San Mateo 230/115-Transformador2 x 10 i

5

| 0

-5

-100 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Horas

Figura 4 - Casos de correlación indeterminada

Las medidas de conelación indicadas anterionnente muestran que en la mayoría de los casos la dirección de los flujos reales y registrados por los medidores concuerda con los registrados por la simulación. Estas medidas de conelación igualmente pueden indicar, según su valor numérico2, que tan cercanas son las mediciones de las simulaciones. Para esto, considere la figma 5 la cual discrimina el plano cartesiano en región de alta y mediana conelación (color verde), baja correlación (color amarillo) y muy baja conelación (color rojo). La región de alta y mediana conelación conesponde a aquella zona para valores de conelación superiores a 0.5, en amarillo los que tiene valores entre 0.5 y 0.3 y en rojo valores inferiores a 0.33.

De la figura 5 se tiene que existen 55 medidores frontera que están ubicados en la zona verde del primer cuadrante, esto implica que los valores de las simulaciones son confiables pues presentan una alta y mediana conelación con los valores reales registrados por los medidores. Por otro lado, 13 medidores se encuentran ubicados en la zona amarilla del primer cuadrante y 54 medidores en la zona roja del primer cuadrante. Es preciso recordar que solo se analiza el primer cuadrante pues es aquel en donde existe conelación positiva tanto en P como en Q.

Aunque existe un número considerable de medidores en la zona roja, un análisis detallado pennite explicar la razón de estas bajas conelaciones. Considere la figma 6 la cual muestra los valores de medida de potencia

1 Matemáticamente se indetennina pues la norma o magnitud del vector P™ o Q™ es igual a cero.

2 La correlación lineal es un número entre +1 y -1 en donde +1 significa que las dos señales están perfectamente conelacionada (son iguales) mientras que un valor de -1 implica una correlación inversa o anti-conelación.

3 En estadística se considera que valores de conelación entre 1.0 y 0.9 implica que las dos señales tiene una relación linealmente alta, entre 0.7 y 0.5 moderada, entre 0.5 y 0.3 baja y menores a 0.3 tiene muy poco (si acaso nula) conelación lineal.

MedidasSimulación

MedidasSimulación



activa y reactiva registrados por el medidor SIC Frtl0345 (línea Hermosa-Regivit) y los valores de la simulación. Este medidor y las simulaciones tienen un valor de correlación de 0.17 en P y 0.03 en Q.

Correlación entre medidas y simulaciones para P y Q

4+

0.4

0.2

aoO

- 0.2

- 0.4

- 0 . 6

- 0.5 0 .5

CorrP i

Figura 5 - Análisis de las magnitudes de correlación

Medidor: Ftr10345 - Elemento:Hermosa - Regivit 1 115-Línea,

_ Medidas _ Simulación

[giiii l l n M ^ i l i lh i l i ih I llt tllJ llllL i h i l . Illllh lJiAi jJii| 1 iii ̂ '

4000 5000r i

6000

Medidas

1 A

2

_ 1

<^ o

1000 2000 3000 4000 5000 6000Horas

Figura 6 - Valores de registro de medida y simulación para el medidor FTR10345

Como se puede observar en la figura 6 la mayoría del año la medición registrada por el medidor tanto en P como en Q fue cero debido a que la potencia activa y reactiva fluye en sentido opuesta a la dirección de registro del medidor, la simulación confinna este hecho pues los valores son negativos. Sin embargo, la correlación de estas dos señales necesariamente es baja pues se está correlacionando un vector de gran cantidad de ceros (registro de medidores) con otro vector cuyos valores no son cero (simulaciones). Note que la correlación es pequeña aunque el flujo de potencia activa y reactiva de la simulación concuerde con la lógica del registro de la dirección que indica el medidor. Es preciso aclarar que en este caso no se



indeterminaron los valores de correlación debido a que existen unas cuantas horas donde la medida no es cero.

Para esta situación (conelación de un vector con muchos ceros con otro vector de variables continuas) no es recomendable usar la conelación de Pearson (con la cual se graficaron las figuras 2 y 3) sino que se debe recurrir a otro tipo de métricas de conelación (llamadas en realidad medidas de asociación) para detenninar la similitud entre los valores registrados y los simulados. El cálculo con otros coeficientes está por fuera del alcance de esta consultoría y realmente no es necesario por las siguientes razones:

1. El 75% de los medidores (122 de 161) presentan una conelación positiva en P como en Q, en otras palabras, se encuentran en el primer cuadrante de la figma 5 lo cual indica que la dirección real del flujo de potencia activa y reactiva coinciden con la dirección del flujo simulado tanto de potencia activa como reactiva.

2. El 42% de los medidores (68 de 161) presentan una conelación alta y moderada en el primer cuadrante. Esto implica que los registros reales y simulados coinciden tanto en dirección y con alta certeza en magnitud.

3. El 33% de los medidores (42 de 161) presentan una conelación baja o nula. Esto implica que los registros reales y simulados coinciden en dirección pero no existe certeza con respecto a la magnitud registrada por el medidor y la simulación. Sin embargo, los valores bajos de conelación se explican puesto que el coeficiente de conelación utilizado (conelación de Pearson) no es una métrica recomendable cuando uno de los vectores contiene una gran cantidad de ceros. Esta situación se presenta debido a la manera cómo la medición es registrada (cero si la dirección del flujo es opuesta a la del medidor) por el medidor. En este caso, se debería utilizar otra métrica.

4. El 17% de los medidores (27 de 161) presenta una conelación que se indetennina. En este caso igualmente es necesario otra métrica diferente a la conelación utilizada pues un vector tiene todas sus componentes igual a cero.

Por último, en términos generales se puede indicar que una gran mayoría de los medidores coinciden con la dirección en flujos de potencia activa y reactiva y un porcentaje significativo tiene una alta conelación. Los otros medidores son casos especiales que requieren otro tipo de métricas para su análisis. Sin embargo, con la cantidad de medidores ubicados en el primer cuadrante y con el porcentaje que presentan una alta y media conelación se puede concluir que las simulaciones representan adecuadamente el comportamiento del sistema real y con base en ellas se harán los análisis de este estudio.



3. D E S A R R O L L O D E H E R R A M IE N T A S C O M P U T A C IO N A L E S P A R A E L A N Á L IS IS Y V IS U A L IZ A C IÓ N D E L A IN F O R M A C IÓ N

3.1. Diseño conceptual de las henamientas computacionales

Como se indicó en la sección anterior, el volumen de información disponible para este estudio es considerable y por lo tanto es necesario desanollar diferentes henamientas computacionales para procesar y analizar la información. La figura 7 muestra las distintas henamientas y la intenelación entre ellas.

Infonnación despacho y redespacho

Simulador de sistemas eléctricos

Registromedidoresfrontera

Ubicaciónmedidoresfrontera

□/ ^ ___ \

¡ j ® ■ M icrvsufti[I* E x c e l

Figura 7 - Herramientas computacionales utilizadas para este estudio

El simulador de sistemas eléctricos proporciona los valores de flujos de potencia activa y reactiva por todos los elementos del sistema (líneas y transfonnadores) para las 8760 horas disponibles. Igual proporciona los valores del despacho y valores de demanda del sistema. La información del simulador es exportada a una base de datos implementada en Microsoft Access y en Microsoft Excel con el fin de facilitar diferentes tipos de consultas que posteriormente son importados por Matlab para su procesamiento y visualización.

Una vez los datos son importados a Matlab, se dispone de una interfaz de usuario la cual contiene las siguientes alternativas con el fin de realizar diferentes tipos de análisis:

1. La interfaz permite seleccionar la opción de analizar los flujos de potencia activa y reactiva con los resultados de la simulación o con los registros reales de los medidores proporcionados por XM.

2. La interfaz igualmente pennite analizar los flujos de potencia activa y reactiva, consolidados por OR o consolidados para todo el país.

3. Por último, la interfaz pennite seleccionar la infonnación para ser analizada por hora, día o mes.



Con el anterior diseño conceptual, se pueden realizar, por ejemplo, los siguientes tipos de consultas:

1. Analizar el flujo de potencia activa y reactiva por hora, en un medidor, con los datos de simulaciones.

2. Analizar el flujo de potencia activa y reactiva por hora, en un medidor, con los datos reales de medición proporcionados por XM.

3. Analizar el flujo de potencia activa y reactiva por día, para un OR, con los datos de las simulaciones.4. Analizar el flujo de potencia activa y reactiva mensuales, de todo el país, con los datos de

simulaciones.

Es preciso anotar que este enfoque conceptual pennite analizar con diferentes grados de detalles los flujos de energía reactiva en el país y con esto poder realizar inferencias sobre sus comportamientos. Aunque la herramienta permite análisis con base en las medidas registradas por los medidores, para los efectos de este estudio se utilizó exclusivamente con los resultados de las simulaciones por las razones expuestas en la sección 2.4.

3.2. Visualización de la infonnación

Este estudio requiere el diseño de henamientas de visualización que permitan el análisis de grandes cantidades de datos por lo cual es necesario explicar la manera como se presentan los resultados. Para esto, considere inicialmente la figura 8 en donde se muestran dos condiciones de factor de potencia señaladas por los puntos de color rojo y verde. Los ejes de la gráfica conesponden a la potencia activa (P - eje horizontal) y potencia reactiva (Q - eje vertical). El punto en verde es una condición de factor de potencia que no genera exceso de reactivos según la nonnatividad colombiana vigente. Los excesos de flujo de reactivos se presentan cuando el factor de potencia excede el valor de 0.9, tal umbral se representa con la línea recta.

Considere ahora el punto rojo de la figura 8, tal condición genera exceso de reactivos según la nonnatividad vigente. Se define la variable DeltaQ como la cantidad de potencia reactiva (en MVAr o en por unidad) que genera condiciones de exceso de reactivos, en otras palabras, es la potencia reactiva por encima de la línea de factor de potencia 0.9. La variable DeltaQ igualmente responde a la siguiente pregunta, ¿qué tanta potencia reactiva está generando condiciones para que los reactivos sean penalizados?

Definida la variable anterior, las siguientes secciones describen la fonna como la interfaz pennite visualizar los resultados numéricos.

3.2.1. Diagrama de dispersión de factores de potencia

Esta gráfica muestra todos los factores de potencia registrados por un medidor u obtenidos por las simulaciones para el periodo de tiempo analizado. Un ejemplo de un diagrama de dispersión se muestra en la figma 9. La gráfica de dispersión está compuesta por cuatro cuadrantes definidos por las posibles direcciones de los flujos de potencia activa y reactiva. El cuadrante superior derecho conesponde a una condición en donde el medidor (o simulación) está registrando consumo de potencia activa y reactiva. El cuadrante inferior derecho conesponde a una condición de factor de potencia en donde se consume potencia activa y se inyecta potencia reactiva al sistema.

Los cuadrantes al lado izquierdo del diagrama de dispersión requieren especial interpretación. Estos cuadrantes se definen por valores negativos de potencia activa y conesponden a situaciones en las cuales por esa frontera no se está consumiendo potencia activa, por el contrario, se está inyectando potencia activa al sistema. Por lo tanto, el cuadrante superior izquierdo conesponde a una situación de inyección de potencia activa con consumo de reactivos y el cuadrante inferior izquierdo se interpreta como inyección de potencia activa con inyección de reactivos al sistema



Condición de factor de potencia que genera exceso dereactivos

DeltaQ

Línea de factor de potencia 0.9

Condición de factor de potencia que NO genera exceso de reactivos

Figura 8 - Variable DeltaQ

O

Diagrama de dispersión de fp Front:OR5-OR7; Med:Frt00223; Línea: Cartago - Papeles 1 115; Dir:12

0P [MW]

Figura 9 - Diagrama de dispersión de factores de potencia

En los diagramas de dispersión igual se indica la línea de factor de potencia de 0.9 con el fin de establecer las condiciones de pago. Esta línea divide el cuadrante superior derecho en dos regiones cuyos factores de potencia se muestran en dos colores diferentes. El color morado son aquellos valores de factores de potencia que registran condiciones de exceso de energía reactiva y con ello generan condiciones de penalización. Por otro lado, el color verde son aquellas condiciones en donde no se generan penalizaciones por exceso de reactivos. Por último, observe que el objeto de la gráfica de dispersión es mostrar visualmente la proporción de factores de potencia que están generando condiciones de penalización.



3.2.2. Curva de duración de exceso de reactivos

Considere ahora los factores de potencia indicados en inorado en el diagrama de dispersión, esto es, aquellos que generan condiciones de penalización. Para cada uno de ellos es posible calcular el valor DeltaQ definido en la sección 3.2 y organizarlos de forma descendente tal como indica en la figura 10. Es importante anotar que para esta curva se utilizan registros horarios (de medición o simulación) de tal forma que el ordenamiento descendente de los valores DeltaQ corresponden a una curva de duración de Condición de Exceso de Reactivos (CER) o curva de ordenamiento de las variables DeltaQ. Se denomina curva CER pues son los factores de potencia que ofrecen condiciones para ser penalizados.

Cuna de duración de CER30

25

20

15

10

5

00 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800

Horas

Figura 10 - Curva de duración de Condiciones de Exceso de Reactivos (CER)

El nombre de la curva también se deriva del hecho de poder establecer el número total de horas (duración) en las cuales se registraron condiciones de exceso de reactivos, para la curva mostrada en la figura 10, se indica que se registraron valores de DeltaQ mayores que cero para un total de 1670 horas. Las líneas horizontales en rojo corresponde a la media (línea continua) y las desviación estándar (líneas a trazos) de los valores DeltaQ.

La importancia de esta curva no solo se deriva del hecho de saber en cuantas horas se registraron valores DeltaQ mayores que cero, sino que permite determinar el comportamiento de esos valores. Una curva de duración con una mayor pendiente (negativa en este caso) tendrá mayores penalizaciones frente a una curva de menor pendiente.

3.2.3. Distribución de los valores DeltaQ a través del tiempo

Esta curva muestra el momento en que se producen los valores DeltaQ a través del tiempo. Esta curva pennite establecer patrones de comportamiento (por ejemplo de estacionalidad) de las condiciones de penalización. La figma 11 muestra un ejemplo de este tipo de curva.



DeltaQ a tra\«s del tiempo

NOV12 Q DIC1 Q ENE13 UFEB13 Q MAR13 Cj ABR13 Q M AY13&JU N 13 Q JUL13 Q AGQ13 O SER 3 O OCT13 Q300

200Ora<uQ 100

50 100 150 200 250 300 350Días

Figura 11 - Ejemplo de distribución de los valores DeltaQ a través del tiempo

3.2.4. Histograma de los valores DeltaQ

Finalmente, la henamienta computacional desanollada detennina el histograma de los valores DeltaQ como un complemento de análisis para las curvas mostradas en las figuras 9, 10 y 11. Un ejemplo de un histograma es mostrado en la figma 12. Los histogramas ofrecen la posibilidad de observar, de una manera rápida, posibles distribuciones probabilísticas de los valores DeltaQ y la densidad de distribución de los datos.

Histograma de DeltaQ

o 300

£ 200

10 15 20DeltaQ [MVAr]

Figura 12 - Histograma de los valores DeltaQ

3.2.5. Resumen de las gráficas disponibles

En resumen, las gráficas disponibles para analizar la infonnación proveniente de los datos de simulación o mediciones reales son las siguientes:

1. Diagrama de dispersión de factores de potencia: Visualiza todos los factores de potencia registrados por un medidor u obtenidos por las simulaciones para un periodo de tiempo.



2. Curva de duración de exceso de reactivos: Establece la cantidad de horas en que se presentaroncondiciones de exceso de reactivos o valores positivos de DeltaQ. Igualmente permite detenninar la magnitud de esos excesos.

3. Distribución de DeltaQ a través del tiempo: Pennite visualizar como se originaron esos pagos a través del tiempo.

4. Histograma de los valores DeltaQ: Pennite detenninar la posible existencia de una distribución deprobabilidad de los valores DeltaQ y la densidad de distribución de los datos.



4. R E S U L T A D O S N U M É R IC O S

Esta sección muestra los resultados numéricos con el fin de cumplir los siguientes objetivos indicados en los ténninos de referencia:

1. Simular la operación para las condiciones de demanda máxima, mínima y media; asimismo, simular la operación del sistema con la infonnación de despacho real de las cinco horas en las que se presentó la máxima transferencia de potencia reactiva y las cinco horas en las que se presentó la mínima transferencia de potencia reactiva.

2. Identificar los puntos de condiciones operativas en el STN y los STR que ocasionan pagos por el transporte en exceso de energía reactiva de acuerdo con la regulación vigente.

3. Efectuar análisis de sensibilidad respecto de las modificaciones o cambios de condiciones del sistema (cambio de taps, apertma o cierre de interruptores, etc.)

4. Establecer los requerimientos de compensaciones o suministro de energía reactiva en los sistemas, resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0.95 para la demanda. En cada caso se debe cuantificar las pérdidas de energía y evaluar la conveniencia de exigir un factor de potencia superior al vigente.

Para lograr los anteriores objetivos, se elaboraron las siguientes simulaciones computacionales:

1. Se detenninaron los flujos de potencia activa y reactiva en todo el país con los valores del despacho y redespacho programado para las 8760 horas. Los resultados de estas simulaciones corresponden al primer objetivo de la lista anterior. Es preciso anotar que estas simulaciones superan significativamente el número de horas requeridas en el contrato.

2. Con las simulaciones anteriores:

• Se analizaron el comportamiento de los flujos de energía por todo el país y la interconexión con Ecuador. Estos análisis corresponden a resultados adicionales no estipulados en los ténninos del contrato pero que este consultor consideró importante para entender el comportamiento de los reactivos en el país.

• Se analizaron las regiones en donde se presentaron un número significativo de condiciones de exceso de reactivos. Este análisis conesponde al segundo objetivo de la lista anterior.

• Posterionnente se realizaron análisis de sensibilidad en las regiones del sistema identificadas con condiciones de exceso de reactivos. Con estos análisis se cumple el tercer objetivo de la lista anterior.

3. Se cuantificaron las pérdidas de potencia activa para un escenario de factor de potencia a 0.95 en atraso en la demanda y se determinaron los requerimientos de reactivos necesarios para alcanzar ese factor de potencia. Con esto se cumple el cuarto objetivo de la lista anterior.

Antes de detallar los resultados de las simulaciones con sus respectivas conclusiones, es preciso indicar que los valores computacionales mostrados en este informe son resultados de simulaciones académicas que no reflejan ninguna transacción financiera, como consecuencia de un exceso de energía reactiva, que podrían estar presentándose entre agentes del sector. Por otro lado, para efectos de presentar los resultados numéricos, el país se ha representado tal como se muestra en la figma 13 en donde cada circulo corresponde a un OR y la línea que conecta dos círculos indica que existe por lo menos una frontera comercial entre ambos ORs o entre



el OR y el STN (circulo 24). La figura solo indica la existencia de la frontera y no muestra la ubicación física ni cuantos medidores frontera existen entre ORs o entre el OR y el STN. Para esta caracterización se utiliza los códigos numéricos que se muestran en la tabla 1.

Tabla 2 - Identificadores ORs

Identificador Operador de Red1 EMPRESAS PUBLICAS DE MEDELLIN E.S.P. - DISTRIBUIDOR2 ELECTRIFICADORA DEL CARIBE S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR3 CODENSA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR4 EMPRESA DE ENERGIA DE BOYACA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR5 CENTRAL HIDROELECTRICA DE CALDAS S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR6 COMPAÑIA ENERGETICA DE OCCIDENTE S.A.S. ESP - DISTRIBUIDOR7 EMPRESA DE ENERGIA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDORQ CENTRALES ELECTRICAS DEL NORTE DE SANTANDER S.A. E.S.P. -O DISTRIBUIDOR9 ELECTRIFICADORA DEL HUILA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR10 COMPAÑIA ENERGETICA DEL TOLIMA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR11 ELECTRIFICADORA DEL META S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR12 ELECTRIFICADORA DE SANTANDER S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR13 EMPRESAS MUNICIPALES DE CALI E.I.C.E. E.S.P. - DISTRIBUIDOR14 EMPRESA DE ENERGIA DE CASANARE S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR15 CENTRALES ELECTRICAS DE NARIÑO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR16 EMPRESA DE ENERGIA DE CUNDINAMARGA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR17 EMPRESA DE ENERGIA DE PEREIRA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR18 EMPRESA DE ENERGIA DEL QUINDIO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR19 EMPRESA DISTRIBUIDORA DEL PACIFICO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR20 ELECTRIFICADORA DEL CAQUETA S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR

EMPRESA DE ENERGIA ELECTRICA DEL DEPARTAMENTO DEL GUAVIARE S.A.Z1 E.S.P. - DISTRIBUIDOR22 EMPRESA DE ENERGIA DEL PUTUMAYO S.A. E.S.P. - DISTRIBUIDOR23 EMPRESA DE ENERGÍA DE ARAUCA E.S.P. - DISTRIBUIDOR24 SISTEMA DE TRANSMISION NACIONAL - TRANSPORTADOR

©

© © ©Figura 13 - Caracterización del país para este estudio



4.1. Resultados numéricos para todo el país

4.1.1. Análisis de exceso de flujos de reactiva en todo el país

Las figuras 14, 15 y 16 muestran los resultados numéricos consolidados para todo el país producto de las simulaciones. La figma 14 corresponde al consolidado horario. La figura está compuesta por dos paneles, el superior corresponde al agregado horario de las variables DeltaQ y el inferior a la cantidad de medidores que durante esa hora registraron esas medidas. Considere por ejemplo la hora 5000, el panel superior muestra que la suma de todos los excesos de reactivos (suma de los valores DeltaQ) que registraron las simulaciones en todos los medidores frontera del país durante esa hora fueron aproximadamente SOMVAr; valores registrados por 11 medidores indicados en el panel inferior.

Note que los dos paneles de la figura 14 son complementarios; tener la información de la magnitud de los DeltaQ sin la cantidad de los mismos es una información incompleta toda vez que mi solo DeltaQ de gran magnitud tiene una interpretación diferente a varios DeltaQ de menor cuantía.

Agregado país

NOV12 DI012 ENE13 FEB13 MAR13 ABF'13 MAY13 JUN13 i JIÍIL13 AGOlS SEP13 OCT13

O 50

000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Agregado país

NOV12 Dlfcl2 ENE1$ FEB13 MAR13 ABffeiS i MAY 13 3 SEP13 i fOCT13

a> 10

Figura 14 - Comportamiento horario de exceso de reactivos para todo el país

La figura 15 muestra el consolidado diario de los valores de la figma 14 en donde cada día corresponde a la suma de los valores DeltaQ de las 24 horas de un día (panel superior) y la cantidad de medidores que registraron esa medida durante ese mismo día (panel inferior).

Por último, la figura 16 es el consolidado mensual de la figura 15 y obtenido al sumar los valores DeltaQ para cada mes (panel superior) y la cantidad de medidores que registraron esa medida durante el mes (panel inferior).

Segundo Informe - Revisión 4 Agosto 13 de 2014 19


Agregado paísN O V 1 2 E N E 1 3 MAR13 A B R 1 3 MAY 13 J U N 1 3 JUL1 3 A G 0 1 3 S E P 1 3 O C T ' S

— Iñnn

Día

Agregado país

NOV12 DIC1Í ENE13 FfeB13 MAR13 ABR13 i MAYÍ13 JUN13 JltlL13 A G 013 SER-13 i OCTfc

l u 2 0 0

Figura 15 - Comportamiento diario de exceso de reactivos

Agregado país

NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AG013 SEP13 OCT13Mes

Agregado país

O 4

I In

NOV12 DIC12 ENE13 FEB13 MAR13 ABR13 MAY13 JUN13 JUL13 AG013 SEP13 OCT13Mes

Figura 16 - Comportamiento mensual de los excesos de reactivos

De las figuras 14, 15 y 16 se evidencia lo siguiente:

• Para todas las horas de todos los días de estudio se presentaron (en por lo menos un medidor) condiciones para cobros por exceso de reactivos. En otras palabras, en todas las horas se presentaron (en por lo menos en un punto del STN y STRs) factores de potencia menores a 0.9 inductivos.

Se evidencia que existen dos meses (marzo y abril) con la mayor cantidad de exceso de reactivos y un mes con la mayor cantidad de CER; infortunadamente no existe infonnación en la base de datos


83


que pennita explicar ese comportamiento. Asimismo, la ventana de tiempo disponible no pennite realizar un análisis de estacionalidad que pueda explicar esos incrementos.

Por otro lado, de la figura 14 es posible establecer las horas para las cuales se están presentando la mayor cantidad de CER y factores de potencia menores a 0.9 inductivos. Para esto, se graficaron los valores DeltaQ y CER tal como se muestra en la figura 17. Cada punto en la gráfica corresponde al valor por hora de la variable DeltaQ (tomado del panel superior la figura 14) y de la variable CER (tomada del panel inferior de la figura 14). Por ejemplo, se toma el valor DeltaQ y el valor CER para la hora 5000 y esa dupla es un punto en la figura 17. Esto se realiza para las 8760 horas del año.

La forma de la figura 17 se explica por el hecho que los valores de la variable DeltaQ son continuos mientras que los valores CER son discretos. Tres colores son utilizados en la figura, a saber, azul . verde y rojo que corresponden a los valores DeltaQ que se originaron bajo condiciones de baja demanda, demanda intermedia y alta demanda del sistema4. Entonces, un punto en azul es una dupla Cantidad CER y Delta Q que se produjo en una hora que pertenece a la franja de baja demanda del sistema.

a:

0)■O■O03TJ

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180DeltaQ [MVAr]

Figura 17 - Valores horarios cantidad de CER y DeltaQ

Con la gráfica anterior y los diferentes puntos categorizados según la condición de demanda en que se originaron, se procede a calcular un valor prototipo de cada categoría empleando el algoritmo k-mean. El prototipo es el centroide de los puntos que conforman cada categoría y representa las características de un grupo de datos, en otras palabras, un centroide tipifica un conjunto de datos. El resultado del algoritmo k- mean se muestra en la figura 18 en donde se indica la ubicación de los centroides para las tres condiciones de demanda5. Considere, por ejemplo, el centroide para las condición de baja demanda, este valor es el prototipo de todos los puntos azules o de baja demanda de la figma 17. Igual interpretación para los puntos verde y azul.

4 Las franjas de demanda, de acuerdo a consulta elevada a X.M, son las siguientes: Baja demanda: Franja horaria entre las 22:00h y las 6:00hDemanda intermedia: Franjas horarias entre las 6:00h - 10:00h y las 14:00h - 19:00h Alta demanda: Franja horaria entre las 10:00h - 14:00h y entre Íasl9:00h - 22:00h

5 El centroide es calculado con la función kmeans de Matlab

18F

16

14

12

10

Valores horarios cantidad de CER y DeltaQ

11

E S * ii ' iY

=222Baja demanda Media demanda Alta demanda



De la figura 18, se resalta el hecho que la mayor cantidad de cantidad CER y DeltaQ corresponden a valores en la franja de baja demanda del sistema con lo cual se puede inferir que existe un considerable flujo de energía de reactiva en horas nocturnas. En otras palabras, las peores condiciones de factor de potencia (por debajo de 0.9) se presentan en la noche lo cual se podría explicar por la posible existencia de factores de potencia muy bajos en la demanda o por la inyección de energía reactiva de las líneas de transmisión del sistema.

Valores horarios cantidad de CER y DeltaQ

Baja demanda Media demanda Alta demanda

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180DeltaQ [MVAr]

Figura 18 - Centroides para las tres condiciones de demanda del sistema

4.1.2. Análisis interconexión con Ecuador

Otro resultado numérico que vale la pena resaltar son los flujos de reactivos que se están presentando en la interconexión con Ecuador. Para estos análisis, considere la figura 19 que muestra las líneas y subestación de la interconexión Colombia-Ecuador así como otras líneas y subestaciones en la vecindad de la interconexión; líneas que serán utilizados para el estudio del flujo de reactivos por la interconexión. Igual se muestran el OR6 para análisis posteriores.

La interconexión es analizada mediante el cálculo del flujo de potencia activa y reactiva en las siguientes líneas que se conectan a la subestación Jamondino 220kV:

• Jamondino-Mocoa línea de 75 km• Jamondino-San Bemandino doble circuito de 189 km• Jamondino-Pomasqui (Ecuador) dos dobles circuitos de 212 km• Jamondino-Betania línea de 296 km

Los resultados de las simulaciones muestran que el flujo de potencia activa se dirige usualmente desde Colombia hacia Ecuador y el flujo de potencia reactiva desde Ecuador hacia Colombia. La figura 20 muestra el histograma del flujo de potencia activa (panel superior) y reactiva (panel inferior) en todo el corredor de interconexión con Ecuador (líneas Jamondino-Pomasqui). Los valores positivos del eje x en ambos paneles corresponden a la dirección Colombia-Ecuador. La figura implica que nuestro país está exportando energía activa e importando energía reactiva la mayor parte del tiempo.



Betania 220

Bernardino 1 1 5 , ,,

P o p a yan115 ■ n

■ n□ Zaque 115 i

OR6

Rio Mayo 115

C O L O M B IA

E C U A D O RPom asqui 230

Pom asqui 138

Figura 19 - Detalle de las líneas analizadas en la zona cercana a la interconexión con Ecuador

Potencia acti\a que fluye desde Colombia hacia Ecuador

II

J n r ■____-̂ SO -100 -50 0 50 100 150 200 250 300 350

P [MW]

Potencia reacti\a que fluye desde Colombia hacia Ecuador

1 1

. n n m m ■_______—

Q [MVAr]

Figura 20 - Histograma de potencia activa y reactiva entre Colombia-Ecuador

Segundo Informe - Revisión 4 Agosto 13 de 2014 23


Igualmente, las simulaciones muestran que las líneas de San-Bemandino y Betania presentan un flujo de reactivos hacia la subestación Jamondino (ver diagrama unifilar de la figura 19). Esto se explica por la longitud de las líneas de transmisión que se conectan a esta subestación, las cuales se caracterizan por tener longitudes superiores a 200 km. La generación de potencia reactiva propia de las líneas es compensada mediante reactores shunt tanto en Jamondino, Betania y San Bemandino. El exceso de reactivos en estos nodos hace que el nivel de tensión sea usualmente superior al de los nodos vecinos produciendo un flujo de reactivos desde el STN hacia los operadores de red del sur del país.

Por otro lado, algunos ORs ubicados en sur-occidente del país lian manifestado problemas de tránsito de energía reactiva por sus sistemas. La figma 21 muestra el flujo de potencia reactiva desde Colombia hacia Ecuador (eje x) y el flujo de potencia reactiva por el transformador San Bernardino 115-230 (eje y). Cada punto de la gráfica corresponde al valor de potencia reactiva por la interconexión y por el transfonnador registrado a la misma hora, de tal fonna que la gráfica contiene 8760 duplas correspondientes a los valores de potencia reactiva horarios por ambos elementos.

La figura se divide en cuatro cuadrantes y se observa como la mayoría de puntos están ubicados en el tercer cuadrante lo cual indica que cuando existe un flujo de reactivos hacia Colombia por la interconexión, igual circulan reactivos hacia el OR6 por el transfonnador. Mucho más clara es la relación entre la potencia reactiva que entra al OR6 y el flujo de potencia activa por la interconexión con Ecuador. La figura 22 muestra que cuando hay flujo de potencia activa hacia Ecuador se presenta mayor flujo de potencia reactiva hacia el OR6 (ver cuarto cuadrante). Las relaciones con Ecuador y los flujos de reactivos hacen pensar que la interconexión podría explicar la energía en tránsito que está experimentando ese operador.

Relaciones de flujos de potencia reactiva

mák. i. . • • • *

<• •• • - • •

: VV. % •f • • ••* i •

i-• •• 1 •%

. •* • •

• •0 5 0 1 0 0

Q Colombia-Ecuador [MVAr]

Figura 21 - Relaciones de flujos de potencia reactiva



Relación de flujo de potencia actiwa con reactiva30

20

10

0

■10

■20

■30

■40

■50

■60

■70

P Colombia-Ecuador [MW]

Figura 22 - Relación de flujo de potencia activa con reactiva

4.1.3. Identificación de áreas operativas con exceso de reactivos

Una vez se caracterizó todo el país, el siguiente paso fue identificar las fronteras entre ORs que presentan mayores CER durante el año, la figma 23 muestra los detalles entre operadores.

El panel izquierdo de la figura muestra la magnitud agregada de los valores DeltaQ entre operadores y el panel derecho la cantidad agregada de CER que registran todos los medidores frontera entre los dos operadores. Dos barras de diferente color se muestran frente a cada par de ORs en ambos paneles con el fin de especificar la dirección en que se presentan los valores DeltaQ y la cantidad de CER. Considere por ejemplo la barra en azul enfrente del par OR5-OR17 del panel izquierdo. Esta barra indica la cantidad de DeltaQ (sumatoria de todos los DeltaQ en el año) que salen del OR5 y se dirigen al OR 17 mientras que la barra en rojo son los DeltaQ en dirección contraria, esto es, del OR17 al OR5. En otras palabras, la barra en azul indica que la variables es en la dirección 1-2 (etiqueta Dir 1-2) en donde el “Use refiere al primer OR listado en la etiqueta del eje vertical y la barra en azul es en dirección 2-1. Es preciso resaltar el hecho que la figura 23 solo muestra el flujo de reactivos entre ORs mas no si existe un exceso de reactivos al interior del OR. Esto es, la figma no muestra si al interior de un OR están circulando exceso de reactivos, lo que se indica es si fluye exceso de reactivos hacia otros ORs

Por último, como se observa en la figma, la mayor cantidad de excesos de reactivos se está presentando entre los OR5 y el OR17. Igual se presenta exceso de reactivos entre el OR3 y algunos de sus vecinos. Un análisis detallado se presenta a continuación.

4.1.3.1 Detalles del OR5

La tabla 3 muestra los resultados de cantidad de CER (sumatoria de valores DeltaQ en el año) por cada medidor que existe entre el OR5 y OR17. Es preciso recordar que estos resultados son producto de la simulación. Note que existen cuatro medidores frontera los cuales registran la mayor cantidad de excesos de reactivos y corresponden a los medidores Frtl0346-Frt00060 con 8275 registros y Frt00190-Frtl0552 con 3796 registros. Los medidores Frt00190 y Frtl0552 pertenecen al OR5 mientras que los medidores Frtl0346 y Frt00060 son de propiedad del OR3.



OR11-OR21

OR9-OR20

OR9-OR10

OR7-OR13

OR6-OR15

OR6-OR7

OR5-OR18

OR5-OR17

OR5-OR10

OR5-OR7

OR4-OR14

OR4-OR12

OR3-OR16

OR3-OR11

OR3-OR10

OR3-OR4

OR1-OR19

OR1-OR4

I Dir 1-2 I Dir 2-1

OR11-OR21

OR9-OR20

OR9-OR10

OR7-OR13

OR6-OR15

OR6-OR7

OR5-OR18

OR5-OR17

OR5-OR10

OR5-OR7

OR4-OR14

OR4-OR12

OR3-OR16

OR3-OR11

OR3-OR10

OR3-OR4

OR1-OR19

OR1-OR4

I Dir 1-2 I Dir 2-1

100 150Agregado DeltaQ [GVAr]

10 15Cantidad de CER [miles]

Figura 23 - Consolidado de exceso de reactivos entre ORs

Tabla 3 - Cantidad de CER del OR5 con sus vecinos

Cantidad de CER Frontera Medidor Elemento Nombre de la línea Dirección

59 OR5-OR17 Frt00189 Línea Desquebradas - La Rosa 1115 1 23796 OR5-OR17 Frt00190 Línea Desquebradas - Pavas 115 1 28275 OR5-OR17 Frtl0346 Línea Cuba - La Rosa 1 115 2 1390 OR5-OR17 Frtl0357 Línea Desquebradas - Pavas 115 2 1

3124 OR5-OR17 Frtl0358 Línea Papeles - Pavas 1 115 2 18275 OR5-OR17 Frt00060 Línea Cuba - La Rosa 1 115 2 13124 OR5-OR17 Frtl0512 Línea Papeles - Pavas 1 115 2 1390 OR5-OR17 Frtl0513 Línea Desquebradas - Pavas 115 2 159 OR5-OR17 Frtl0551 Línea Desquebradas - La Rosa 1115 1 2

3796 OR5-OR17 Frtl0552 Línea Desquebradas - Pavas 115 1 2

Las figuras 24 y 25 muestran los diagramas de dispersión, las curvas de duración de CER, la distribución DeltaQ a través del tiempo y los histogramas para los medidores Ftr00190 y Ftrl0346. Solo se analizan dos medidores pues los otros dos presentan igual comportamiento ya que están ubicados sobre el mismo elemento de red tal como lo indica la tabla 3.

De las curvas de duración de CER y los histogramas de las figuras 24 y 25 se nota que la situación más crítica se está presentando en la frontera Desquebradas - Pavas, esto es, las curvas y los histogramas muestran que por esa frontera (Dosquebradas-Pavas 115) se están presentando valores DeltaQ de mayor magnitud.



Diagrama de dispersión de 1p Front:OR5-OR17; Med:Frt00190; Línea: Desquebradas - Pavas 115; Dir:1?

P [MW]

DeltaQ a través del tiempo

Curva de duración de CER35

30

25

20

15

10

5

00 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500Horas


4000 5000Horas D eltaQ MVAr

Figura 24 - Curvas de análisis para el medidor Ftr00190

Diagrama de dispersión de 1p Front:OR5-OR17; Med:Frt10346; Línea: Cuba - La Rosa 1115; D¡r:2.

40

30

20

10

0■10

-20

-30

-40

P [MW]DeltaQ a través del tiempo

Curva de duración de CER16

14

12

10

86

4

2

00 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500Horas


1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000H oras

10 12 14 16

Figura 25 - Curvas de análisis para el medidor frontera Ftrl0346

Aunque el anterior análisis muestra cual es la frontera más crítica, no explica si los excesos de reactivos se deben a bajos factores de potencia en las demandas o energía reactiva en tránsito. Con el fin de analizar la zona con mayor detalle, considere la figma 26 la cual muestra los medidores fronteras entre ambos ORs y denotados, por facilidad, como M l, M2, M3, M4 y M5. El sistema igualmente se ha dividido en dos zonas llamadas Z1 y Z2. Las flechas verdes indican la dirección de registro del medidor ubicado en cada una de las zonas. Por ejemplo, para la zona Z l, la flecha verde indica la existencia de un medidor (MI) que toma leetmas del flujo de energía que va desde la subestación La Rosa 115 hacia la subestación Cuba 115.



La R o sa 115

M2Desquebradas 115

Cuba 115M3

Cartago 220 Cartago 115

MenorBelmonte 22ievo Libaré Pavas 115̂

PAPELES1

M5 M4

lod PAVAS_1

Figura 26 - Fronteras comerciales entre el OR5 y el OR17

De la figura 26 es posible identificar que las dos zonas tienen características diferentes. Por un lado, se distingue que la zona Z l (color rojo) es radial lo cual indica que la subestación Cuba 115 es alimentada únicamente desde la subestación La Rosa 115. Por otro lado, la zona Z2 (color azul) hace parte de una configmación en anillo, donde las mediciones en esta zona pueden presentarse en ambas direcciones, es decir, el flujo de energía puede presentarse desde la subestación La Rosa 115 hacia Cartago 115 o viceversa.

Flujo de energía reactiva en la zona Z l

Esta zona es de especial interés dado que es donde se presentan las mayores CER (8275 según la tabla 3) entre el 0R5 y el 0R7. Por su naturaleza radial, los excesos de reactivos de esta zona se deben al factor de potencia de la demanda ubicada en la subestación Cuba 115 tal como se muestra en la figura 27 en donde se grafican los valores DeltaQ de la demanda. Es preciso recordar que la variable DeltaQ es la cantidad de energía reactiva que causa un factor de potencia inferior a 0.9 (ver sección 3.1). Igual se puede apreciar que la figma 27 guarda una estrecha correlación con la medida registrada por el medidor Ftrl0346 de la figura 25.

Por otro lado, la figma 28 muestra el lústograma del factor de potencia de la demanda Cuba 115 en el cual se cuantifica el número de horas que se presentaron distintos valores de factores de potencia en atraso. La figma confirma que el hecho que para esta zona el exceso de reactivos se debe a la demanda, pues tan solo para 400 horas (de 8760) se presentó un factor de potencia superior a 0.9.

Flujo de energía reactiva en la zona Z2

El análisis de los flujos por esta zona es más complicado toda vez que hace parte de un anillo. Bajo esta circunstancia, la causalidad del exceso de reactivos no es tan evidente como en el caso de un sistema radial pues los excesos se pueden originar por bajos factores de potencia en la demandas de la zona, por la energía en tránsito que se está demandado por fuera de la zona o por la inyección de reactivos por parte de las líneas que hacen parte de la misma zona o de su vecindad.



DeltaQ a través del tiempo

_ NO VI 200)012' j EN El 3; )FEB13( ) MARI i : .ABRI 3: j VitAY 13 JJUN13C: JU L13 (TAG 01 SEP13^.0 CT13;¿ _

O 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000Hora

Figura 27 - Valores DeltaQ en la demanda de la subestación Cuba 115

Histograma de Factor de Potencia

3000

2500

2000

1500

1000

500

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9Factor de Potencia

Figura 28 - Histograma del factor de potencia para la demanda Cuba 115

La figuras 29, 30 y 31 muestran los histogramas de los factores de potencia para las demandas ubicadas en las subestaciones Desquebradas 115, Pavas 115 y Papelesl respectivamente las cuales son las demandas que hacen parte del anillo.

Se evidencian los bajos factores de potencia para las demandas Desquebradas 115 y Papelesl. La figura 30 muestra que solo 384 horas (de un total de 2458 horas6) la demanda presentó un factor de potencia superior a0.9 en Desquebradas 115. Por otro lado, la figma 31 muestra que solo en 198 horas (de 8715 horas7) la demanda presenta un factor de potencia de 0.9 en Papelesl.

0 En general el periodo de tiempo de estudio es de 8760 horas, sin embargo, solo desde la hora 6302 se presenta una conexión con la demanda a través de la subestación Desquebradas 115.

7 En este caso no se registró consmno de potencia activa ni reactiva en la subestación Papelesl durante 45 horas.




5000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

00.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9

Factor de Potencia

Figura 29 - Histograma del factor de potencia para la demanda Pavas 115


0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1Factor de Potencia

Figura 30 - Histograma del factor de potencia para la demanda Dosquebradas 115


Factor de Potencia

Figura 31 - Histograma del factor de potencia para la demanda Papeles 1



Por lo anterior, los bajos factores de potencia explican en parte el exceso de reactivos que se está presentando en la zona CQR. Sin embargo, cuando se comparan los valores de potencia reactiva demanda por la zona con los flujos de reactivos que circulan por la misma se puede observar que también existe una energía reactiva en tránsito que está siendo demandado en zonas vecinas. Por lo cual, se puede concluir, para esta zona, lo siguiente:

• Existen bajos factores de potencia en las demandas que explican los flujos de exceso de reactivos• Existen energías reactivas en tránsito que igualmente contribuyen al exceso de reactivos por la zona

4.1.3.2 Detalles del OR3

Tal como se indicó en la sección 4.1.3, el otro operador de red que presenta exceso de reactivos es el OR3. La tabla 4 muestra los resultados de cantidad de CER por cada frontera existente para el OR3, a saber: OR3- OR4, OR3-OR10, OR3-OR11 y OR3-OR16. Se observa que existen cuatro medidores los cuales registran la mayor cantidad de exceso de reactivos y corresponde a los medidores Frtl8691, Frtl8739, Frtl0520 y Frt 10500 con 3600, 3329, 4736 y 4996 registros respectivamente. Los medidores Frtl8691 y Frtl0500 pertenecen al OR3, el medidor Frtl8739 pertenece al OR10 y el medidor Frtl0520 pertenece al ORI 1.

Las figuras 32 y 33 muestran los diagramas de dispersión, las curvas de duración de CER, la distribución DeltaQ a través del tiempo y los histogramas para los medidores FRT10520 y FRT10500 los cuales son los de mayor cantidad de CER.

Tabla 4 - Cantidad de CER del OR3 con sus vecinos

Cantidad de CER Frontera Medidor Elemento Nombre de la línea Dirección

0 OR3-OR4 Frtl0461 Línea Guateque - Sesquile 115 2 10 OR3-OR4 Frtl0490 Línea Mambita - Santa Maria 115 2 10 OR3-OR4 Frt00132 Línea Guateque - Sesquile 115 2 10 OR3-OR4 Frt00152 Línea Mambita - Santa Maria 115 2 10 OR3-OR10 Frtl8687 Línea Flandes - Guaca 1 115 1 2

3600 OR3-OR10 Frt 18691 Línea Flandes - Guaca 1 115 2 10 OR3-OR10 Frtl8738 Línea Flandes - Guaca 2 115 1 2

3329 OR3-OR10 Frtl8739 Línea Flandes - Guaca 2 115 2 14736 OR3-OR11 Frtl0520 Línea Caqueza - La Reforma 1115 2 1

22 OR3-OR11 Frt00157 Línea Caqueza - Victoria 1 115 2 10 OR3-OR16 Frtl0492 Línea Balsillas -Facatativa 1 115 2 1

4996 OR3-OR16 Frtl0500 Línea Muña - Sauces 1 115 1 20 OR3-OR16 Frtl0505 Línea La Calera - La Esperanza 1115 1 2

De las curvas de duración de CER y los histogramas de las figmas 32 y 33 se nota que la situación más crítica se está presentando en la frontera Caqueza - La Refonna 1 - 115, esto es, las curvas y los histogramas muestran que por esta frontera se están presentando valores de mayor magnitud y por más tiempo que por las demás fronteras del OR3. Al igual que la zona del OR5, la figmas muestras cual es la frontera más crítica pero es necesario detallar si estos excesos de reactivos se deben a bajos factores de potencia en las demandas o energía reactiva en tránsito.



Diagrama de dispersión de fp Front:OR3-OR11; Med:Frt10520; Línea: Caqueza - La Reforma 1 115; Dir:21

¡r.Curva de duración de CER

30

25

20<>15O

0□ 10

5

0P [MW]

DeltaQ a través del tiempoHoras


1000 2000 3000 4000 5000Horas

Figura 32 - Curva de análisis para el medidor Ftrl0520

15

10

5

S 0o

-5

■10

■15

P [MW]DeltaQ a través del tiempo

Curva de duración de CER3.5

3

2.5

Ss 2

O1.5

0□1

0.5

0Horas


4000 5000Horas

Figura 33 - Curva de análisis para el medidor FtrOSOO

Aunque el anterior análisis muestra cuales son las fronteras más críticas, no explica si los excesos de reactivos se deben a bajos factores de potencia o a energía reactiva en tránsito. Para esto, es preciso recordar que el análisis del OR5 se realizó estudiando su topología y sus demandas y esto pennitió realizar una trazabilidad al flujo de reactivos. Para este OR, por el contrario, es difícil realizar un análisis integrado (topología y demanda) de fonna simultánea debido a que es un sistema altamente enmallado y a diferentes niveles de tensión. Por lo tanto, se realizará, únicamente, un análisis de sus demandas y con ello se intentará explicar la razón por la cual se presentan altos flujos de reactivos.

El OR3 cuenta con un total de 77 nodos de demanda, de los cuales 61 nodos presentaron consmno de energía activa y reactiva en el periodo de tiempo bajo estudio. De esos 61 nodos, 15 de ellos no presentaron CER o condiciones de factor de potencia por debajo de 0.9 para ninguna hora de estudio. Por otro lado, se presentaron CER en 46 nodos de demanda, en otras palabras, para 46 nodos existió por lo menos una hora con



factor de potencia inferior a 0.9. La figma 34 muestra las demandas con condiciones más críticas de CER o aquellas que presentaron factores de potencia menores a 0.9 la mayor parte del periodo de tiempo bajo estudio.

H istogram a de F ac to r de P o tencia H istogram a de F ac to r de Po tenc ia

: 2DDD

15DD 1000

0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .0 0 .9 1F ac to r de P o tencia

0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1F ac to r de Po tenc ia

Factor de Potencia. Subestación CAQUEZA1 Factor de Potencia. Subestación CHARQUI?

H istogram a de Factor de Potencia H istogram a de F ac to r de P o tencia

5000

4500

4000

3500

: 3000

| 2500

! 2000

1500

1000

500

0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1Factor de Potencia

0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1Fac to r de Potencia

Factor de Potencia. Subestación CHICALA1 Factor de Potencia. Subestación DIA COCI

H istogram a de F ac to r d e Po tenc ia

Fac to r de Po

H istogram a de Fac to r de P o tencia

8000

7000

6000

¡ 5000

! 4000

3000

2000

1000

0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1Fac to r de P o tencia

Factor de Potencia. Subestación INDUMIL7 Factor de Potencia. Subestación MUNA3 1



H istogram a de Fac to r de Potencia H istogram a d e Fac to r d e P o tencia

D 0.1 0.2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .0 0 .9 1 0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1F ac to r de P o tencia

Factor de Potencia. Subestación SALTO 1 Factor de Potencia. Subestación TECHO 1

H istogram a de F a c to r de P o tenc ia H istogram a de F a c to r de P o tencia

4500

4000

3 500 -• ■ ■

3 000 - ■ ■

2 500 - • •

2000

1500 - - -

1000 -

500

oL0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0.6

F ac to r de P o tencia

3500

3000

2500

! 2000

' 1500

1000

500

0 0.1 0 .2 0 .3 0 .4 0 .5 0 .6 0 .7 0 .8 0 .9 1F ac to r de P o tencia

Factor de Potencia. Subestación TENJO 1 Factor de Potencia. Subestación VILLETA1

Figura 34 - Histograma de factores de potencia de algunas demandas del OR3

De la figma 34 se pude concluir que los bajos factores de potencia en algunas demandas de este OR pueden ser los causales del exceso de reactivos que están circulando por la zona. Por otro lado, es difícil establecer si los excesos se deben también a energías reactivas en tránsito pues los bajos factores de potencia, para una zona de este tamaño, son condiciones necesarias pero no suficientes para explicar los excesos.

4.2. Resultados numéricos análisis de sensibilidad

Los análisis de sensibilidad requeridos en los ténninos de referencia se realizaron sobre las subáreas operativas CQR y Bogotá8, pues allí se encuentran activos de OR5 y OR3 respectivamente. Estos operadores de red son quienes están presentando mayores excesos de reactivos tal como se indicó en las secciones anteriores. Es en estas subáreas operativas es donde se considera pueden ser notados, con mayor claridad, los efectos de diferentes maniobras del sistema.

4.2.1. Resultados subárea operativa CQR

Para los análisis, se simularon maniobras sobre el reactor (ubicado en la subestación Virginia) y los transfonnadores ubicados en la subárea operativa CQR. Para cada elemento se simuló el impacto de la ubicación (o ajuste) del tap en tres posiciones, la ubicación por defecto (denominada t = 0), una posición

8 El nombre de las subáreas provienen de la base de datos de X.M.



arriba (denominada t = +1) y una posición abajo (t = -1). En cada ubicación del tap se evaluó el factor de potencia que registra una frontera para ser graficado en un diagrama de dispersión.

Los elementos sobre los cuales se realizaron las maniobras fueron los siguientes:

Reactor Virginia TI 1-2 50 MVAr Reactor Virginia-San Carlos 1 84 MVAr Transfonnador Gen. Dorada 115/13.2 Transfonnador Gen. Esmeralda 115/13.8 1 Transfonnador Gen. Esmeralda 115/13.8 2 Transfonnador Gen. Insula 115/33 Transfonnador Gen. Insula 3 33/4.2 Transfonnador Gen. Insula 33/4.2 1 Transfonnador Gen. Insula 33/4.2 2 Transfonnador Gen. La Miel 240/13.8 1 Transfonnador Gen. La Miel 240/13.8 2 Transfonnador Gen. La Miel 240/13.8 3 Transfonnador Gen. Cundinamarca Transfonnador Gen. Menor Belmonte 115/13.2 Transfonnador Gen. Menor La Rosa 115/13.8 Transfonnador Gen. Menor Manizales 115/13.8 Transfonnador Gen. Menor N Libare 115/13.2 Transfonnador Gen. PCH El Bosque Transfonnador Gen. SanFcisco 115/13.8 1 Transfonnador Gen. SanFcisco 115/13.8 2 Transfonnador Gen. SanFcisco 115/13.8 3 Transfonnador Enea 230/115 Transfonnador Esmeralda 1 230/115 Transfonnador Esmeralda 2 230/115 Transfonnador Esmeralda Resp 230/115 Transfonnador Hermosa 230/115 Transfonnador La Virginia 500/230 Transfonnador San Felipe 230/115 Transfonnador Virginia 230 / 110 kV

Con el fin de reducir el número de simulaciones se seleccionaron 30 días del año. Estos días son aquellos que contienen la mayor cantidad de valores de factor de potencia cercano al umbral de 0.9 de los ocho medidores fronteras en la zona CQR. La razón de este criterio obedece a que el efecto que finalmente se desea evaluar es la posibilidad que un valor de factor de potencia pueda ser desplazado de la zona de no pago (pago) a la zona de pago (no pago) como consecuencia de la maniobra.

Las maniobras se realizan con la premisa ceteris paribus con respecto al despacho, estado de la red, y la demanda para cada uno de los 30 días. Se muestran los resultados de las maniobras sobre la línea Cajannarca - Regivit pues allí es donde se visualizaron diferentes efectos.

La figura 35 muestra el resultado de las maniobras en el reactor ubicado en la subestación de la Virginia sobre la línea Cajamarca-Regivit. De los 30 días simulados, se muestra el comportamiento de las 24 horas de un día para mayor claridad en la presentación de los resultados. Considere por ejemplo los tres puntos con el número 11 en la figura. El punto en verde es el factor de potencia por esa línea en la hora 11 con el tap en la posición 0, el punto en rojo es el factor de potencia, para la hora 11, con el tap en la posición +1 y, finalmente, el punto en azul corresponde al factor de potencia, para la hora 11, con el tap en la posición -1. Los círculos en rojo en



la figma indican las horas en que la maniobra originaron un desplazamiento los factores de potencia de la zona de no pago (pago) a la zona de pago (pago).

Por otro lado, la figma 36 muestra el resultado sobre la misma frontera (línea Cajannarca - Regivit) pero realizando maniobras en el transformador 230-115kV ubicado en la subestación la Hennosa. Es interesante observar cómo se puede tener un efecto similar sobre una frontera con dos elementos completamente diferentes (reactor y transfonnador), es decir, cómo se pueden desplazar los factores de potencia de la zona de no pago a la zona de pagos de dos maneras diferente. Igualmente se puede observar de la figma 36 el hecho de cómo la maniobra aumenta o disminuye la magnitud de los pagos, esto es, note los círculos que encienan las horas 8 y 9 lo cual indica que la maniobra genera un desplazamiento de los factores de potencia y con ello se puede cambiar el valor de la penalization por exceso de reactivos.

Aunque las figuras anteriores muestran el impacto de las maniobras sobre el factor de potencia y la posibilidad de generar excesos de reactivos que lleven a cobros por parte de un OR, igualmente es posible la situación contraria, esto es, maniobras que no tiene mayor impacto sobre el factor de potencia. La figma 37 muestra esta situación, en donde la maniobra sobre el transfonnador de unas de las unidades de generación ubicada en la subestación la Miel, no tiene mayor incidencia sobre la línea Cajamarca-Regivit.

MANIOBRA:Rea Virginia T1 1-2 50 MVAR FRONTERAiCajamarca - Regivit 1115 2, D IA ^ep 2310

8

6

4

2

0

-2

-4

■6

_L-10

_L-5

_1_

0_1_

5_1_

10_1_

15 20-8-15

P (MW)

Figura 35 - Efecto de la maniobra en el reactor de la Virginia sobre la línea Cajamarca - Regivit

Aunque solo se muestran el efecto de tres maniobras sobre una frontera comercial, los resultados computacionales indican lo siguiente:

1. Se evidencia que algunas maniobras efectivamente modifican o desplazan el factor de potencia y con ello generan condiciones exceso de reactivos, esto es, maniobras que producen un DeltaQ diferente de cero.

2. También se evidencia la condición contraria, esto es, maniobras que desplazan el factor de potencia de la zona de condiciones de exceso a la zona de no pago (por debajo del factor de potencia 0.9), esto es, maniobras que evitan que se generen condiciones de pago por exceso de reactivos.

3. Se considera que las maniobras no explican las condiciones de exceso de reactivos que se están presentando en la subárea CQR. Los excesos, como se mostró en la sección 4.1.1.1, son básicamente por bajos factores de potencia y energía reactiva en tránsito.



MANIOBRA:Hermosa 230/116 FRONTERAiCajamarca - Regivit 1 116 21 DIA: Sep 2310

0•2323

•236

4

1212

•12_

2

0

-2

■4

-6

-8-15 -10 ■5 0 5 10 15 20

P (MW)

Figura 36 - Efecto de la maniobra del transformador en la Hermosa sobre la línea Cajamarca - Regivit

MANIOBRA:Gen La Miel 240/13.8 1 FRONTERA:Cajamarca - Regivit 1 115 21 DIA: Sep 23

10Tap -1 Tap 1

2 26

4

2

0

-2

-4

■6

_L-10

_L-5

_L0

_L5

_ 1 _

10_ 1 _

16 20-8-15

P (MW)

Figura 37 - Efecto de la maniobra de un transformador en la Miel sobre la línea Cajamarca - Regivit

Por último, las simulaciones anteriores cuantificaron el factor de sensibilidad definido como el cambio del factor de potencia con respecto a una maniobra (/¡factor de potencia / Imaniohra). cuantificado bajo la premisa ceteris paribus. Bajo condiciones diferentes de operación y condiciones del sistema es probable que estos factores de sensibilidad cambien sus valores y con ellos las conclusiones.

4.2.2. Resultados subárea Bogotá

Los análisis de sensibilidad requeridos se realizaron sobre la subárea Bogotá pues al igual que la subárea CQR en esta se están presentando grandes excesos de reactivos y en ellos se considera pueden ser notados, con mayor claridad, los efectos de diferentes maniobras del sistema. Los análisis siguen igual secuencia y lógica que los realizados para la subárea CQR.



Para los análisis, se simularon maniobras sobre elementos (reactores, condensadores y transfonnadores) ubicados en la subárea Bogotá. Para cada elemento se simuló el impacto de la ubicación (o ajuste) del tap en tres posiciones, la ubicación por defecto (denominada t = 0), una posición arriba (denominada t = +1) y una posición abajo (t = -1). En cada ubicación del tap se evaluó el factor de potencia que registra una frontera para ser graficado en un diagrama de dispersión.

Los elementos sobre los cuales se realizaron las maniobras fueron los siguientes:

• Cap Bacata 25 MVAr• Cap Tibabuyes 30 MVAr• Cap Bacata 30 MVAr• Cap Tibabuyes 30 MVAr• Cap Usme 30 MVAr• Cap Puerto Gaitan• Cap Salitre 1-4 45 MVAr• Cp El Sol 75 MVAr• Cp Noroeste 75 MVAr• Cp Tunal 1-2 75 MVAr• Rea Bacata - Primavera 60 MVAr• Rea Primavera - Bacata 84 MVAr• Gen CharquitoGl• G enLaJuncaG l 123.54/13.8• Gen La T in ta d 123.54/13.8• Gen Limonar G1 115/6.9• Gen Menor Santa Ana 115/13.8• Gen Menor Sueva 115/13.8• GenPCH Suba 115/11.4• Gen PCH Usaquen 115/11.4• Gen San AntonioGl• Gen TenquendamaGl• Gen Zipa 120.7/13.8 3• Gen Zipa 120.7/13.8 4• Gen Zipa 120.7/13.8 5• Gen Zipa 2 120.65/13.8• Bacata 500/115 kV• Bacata 500/230• Balsillas 1 220/115• Balsillas 2 220/115• Balsillas 3 220/115• Balsillas 4 220/115• Circo 1 230/115• Circo 2 230/115• Circo 3 230/115• Concordia 1 60 MVA 115/57.5/7.5• Concordia 2 60 MVA 115/57.5/7.5• Noroeste 1 230/115/13.2• Noroeste 2 230/115/13.2• Noroeste 3 230/115/13.8• Salitre 2 60 MVA 115/57.5/7.5• Salitre 3 60 MVA 115/57.5/7.5



• Torca 1 230/115• Torca 2 230/115• Torca 3 230/115• Torca 4 230/115• Torca 5 300 MVA 230/115• Tunal 1 230/115• Tunal 2 230/115• Tunal 3 230/115• Veraguas 1 60 MVA 115/57.5/7.5• Veraguas 2 60 MVA 115/57.5/7.5

Con el fin de reducir el número de simulaciones se seleccionaron 30 días del año. Estos días son aquellos que contienen la mayor cantidad de valores de factor de potencia cercano al umbral de 0.9 de los medidores fronteras en la sub-área Bogotá. La razón de este criterio obedece a que el efecto que finalmente se desea evaluar es la posibilidad que un valor de factor de potencia pueda ser desplazado de la zona de no pago (o pago) a la zona de pago (o no pago) como consecuencia de la maniobra.

Las maniobras se realizan con la premisa ceteris paribus con respecto al despacho, estado de la red, y la demanda para cada uno de los 30 días. Se muestran los efectos de las maniobras sobre la línea Caqueza - La Reforma pues allí es donde se visualizaron diferentes efectos.

La figura 38 muestra el resultado de las maniobras en el capacitor ubicado en la subestación de Salitre sobre la línea Caqueza - La Reforma. De los 30 días simulados, se muestra el comportamiento de las 24 horas de un día para mayor claridad en la presentación de los resultados. Considere por ejemplo los tres puntos con el número 15 en la figura. El punto en verde es el factor de potencia por esa línea en la hora 15 con el tap en la posición 0, el punto en rojo es el factor de potencia, para la hora 15, con el tap en la posición +1 y, finalmente, el punto en azul corresponde al factor de potencia, para la hora 15, con el tap en la posición -1. Los círculos en rojo en la figura indican las horas en que la maniobra originaron un desplazamiento los factores de potencia de la zona de no pago (o pago) a la zona de pago (no pago).

Por otro lado, la figma 39 muestra el resultado sobre la misma frontera (línea Caqueza - La Reforma) pero realizando maniobras en el transformador 230/115 kV ubicado en la subestación Tunal. Es interesante observar cómo se puede tener un efecto similar sobre una frontera con dos elementos completamente diferentes (capacitor y transformador), es decir, cómo se pueden desplazar los factores de potencia de la zona de no pago a la zona de pagos de dos maneras diferente. Igualmente se puede observar de la figma 39 el hecho de cómo la maniobra aumenta o disminuye la magnitud de los pagos, esto es, note que los factores de potencia varían según los estados del elemento en todos los periodos evaluados, indicando así, que una maniobra en dicho transformador puede cambiar el valor de la penalización por exceso de reactivos.

Aunque las figuras anteriores muestran el impacto de las maniobras sobre el factor de potencia y la posibilidad de generar excesos de reactivos que lleven a cobros por parte de un OR, igualmente es posible la situación contraria, esto es, maniobras que no tiene mayor impacto sobre el factor de potencia. La figma 40 muestra esta situación, en donde la maniobra sobre el transfonnador ubicado en la subestación Veraguas, no tiene mayor incidencia sobre la línea Caqueza - La Reforma.



MANIOBRA: Cap Salitre 1-4 45 MVAR FRONTERA: Caqueza - La Reforma 1 115 2 , DIA: Jun 10

Tap -1 T ap i

17 *14 23

o 1216

15

P (MW)

Figura 38 - Efecto de la maniobra en el capacitor de Salitre sobre la línea Caqueza - La Reforma

MANIOBRA:Tunal 1 230/115 FRONTERA: Caqueza - La Reforma 1 115 21 DIA: Junio 10

Tap -1 Tap 1

15 -•10

•2424

•241 4 -

•20•23

•14<44

•14•23•18 •22•16

16•16 r

13 19•19

P (MW)

Figura 39 - Efecto de la maniobra del transformador de Salitre sobre la línea Caqueza - La Reforma



MANIOBRAVeraguas 2 60 MVA 115/57.5/7.5 FRONTERACaqueza - La Reforma 1 115 2 , DIA: Junio 10

18Tap 0

Tap 1

16

•to

14

12

O

10

8

615 20 25 30

Figura 40 - Efecto de la maniobra del transformador de Veraguas sobre la línea Caqueza - La Reforma

Aunque solo se muestra el efecto de tres maniobras sobre una frontera comercial los resultados computacionales son iguales a los obtenidos en la subárea CQR, esto es:

1 Se evidencia que algunas maniobras efectivamente modifican o desplazan el factor de potencia y con ello generan condiciones exceso de reactivos.

2 También se evidencia la condición contraria, esto es, maniobras que desplazan el factor de potencia de la zona de condiciones de exceso a la zona de factor de potencia superior a 0.9.

3 Se considera que las maniobras no explican las condiciones de exceso de reactivos que se están presentando en la subárea Bogotá. Estos excesos se deben, entre otros aspectos tal como se indicó en la sección 4.1.1.2, a bajos factores de potencia en las demandas.



4.3. Resultados numéricos análisis de factor de potencia de 0.95

El otro requerimiento que se señala en los ténninos del contrato es determinar las compensaciones o suministro de energía reactiva en el sistema, resultantes de la simulación de un escenario de un factor de potencia igual a 0.95 para la demanda. Igualmente se indica que es necesario cuantifícar las pérdidas de energía para ese escenario. Para cumplir este objetivo, se desarrollan dos tipos de análisis. El primero evalúa los impactos sobre las pérdidas del sistema la simulación de un factor de potencia de 0.95 en la demanda y el segundo análisis corresponde a algunas reflexiones sobre los requerimientos de factor de potencia en el STN que deberían ser tenidos en cuenta por una propuesta regulatoria.

4.3.1. Análisis de un factor de potencia de 0.95 en la demanda

Con el fin de evaluar el impacto que tendría sobre las pérdidas del sistema tener un factor de potencia de 0.95 en la demanda es necesario establecer las horas para las cuales se realizará la evaluación. Estas se detenninaron analizando la figura 41 la cual muestra los valores DeltaQ y la cantidad de CER horarios durante el año de estudio. Es preciso recordar que la cantidad CER indica cuantos DeltaQ se originaron por hora. Los valores de esas gráficas se organizaron como se muestra en la figura 41. en donde el eje horizontal corresponde a los valores DeltaQ y el eje vertical a la cantidad CER. Cada punto en la gráfica corresponde al valor por hora de la variable DeltaQ (tomado del panel superior la figura 14) y de la variable CER (tomada del panel inferior de la figura 14). Por ejemplo, se toma el valor DeltaQ y el valor CER para la hora 5000 y esa dupla es graficada en la figura 41. Esto se realiza para las 8760 horas del año. Note que esta figura es similar a la figura 17 pero no discrimina en que franja horaria se originó cada punto de la gráfica.

Valores horarios Delta Q y cantidad de CER16 r------------- : • ---------- ~ « »» « . , « » » p

0* --------0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

DeltaQ [MVAr]

Figura 41 - Valores horarios Delta Q y cantidad de CER

De la figura 41. se identificaron que las 18:00 horas del 24 de marzo, las 00:00 horas del 10 de abril y las 13:00 horas de los días 12 y 24 de julio son las horas críticas para el sistema. Identificadas esas horas, posterionnente se ejecuta un flujo de potencia para determinar las pérdidas (por hora) para un factor de potencia simulado de 0,95 en atraso para todas las demandas del sistema con un factor de potencia inferior a ese valor. De manera particular, para las 520 demandas que tiene el sistema, para las 18:00 horas del día 24 de marzo se "compensaron" 271. para las 00:00 horas del 10 de abril se "compensaron” 265 y para el 13:00 horas de los días 12 y 24 de julio se "compensaron" 305 y 304 demandas respectivamente.



Es importante indicar que simular un factor de potencia implica establecer la cantidad de potencia reactiva que debe ser compensada (inyectada o consumida) por cada demanda del sistema para que esta tenga un factor de potencia de 0.95 en atraso. Para la simulación, no se modifican los valores de potencia activa de la demanda, ni el despacho del sistema, ni tampoco la disponibilidad e indisponibilidad de los elementos del sistema para la hora de estudio, solamente se modifica la potencia reactiva para que las demandas alcancen un factor de 0.95 en atraso.

La tabla 5 muestra los resultados de las simulaciones computacionales. La tabla tiene seis columnas en donde las dos primeras son los días y las horas identificadas para la simulación. La tercera columna son las pérdidas calculadas para el caso base (sin la compensación), la cuarta columna son las pérdidas calculadas por la simulación asumiendo factor de potencia de 0.95 en atraso, la quinta y sexta columna es la diferencia de pérdidas en MW y porcentuales entre el caso base y el caso resultante de exigir un factor de potencia de 0.95. Es importante recalcar que el caso base corresponde a la simulación con un factor de potencia no compensado en la demanda.

Tabla 5 - Variación de las pérdidas para un fp=0.95 en atraso para los mayores valores de DeltaQ y CER

Fecha HoraPérdidas

Caso Base (MW)

Pérdidas con fp=0.95 (MW)

Diferencia(MW)

Diferencia(%)

24 de Marzo 18:00 185.51 179.30 6.21 3.3510 de Abril 00:00 178.69 172.66 6.03 3.3712 de Julio 13:00 199.10 188.42 10.68 5.3624 de Julio 13:00 235.42 222.40 13.02 5.53

Los resultados de la tabla 5 muestran que el efecto de tener un factor de 0.95 puede impactar las pérdidas de todo el sistema ya que una diferencia promedio horaria de 8.99MW (promedio de los valores de la columna 5), llevada a ténninos anuales, puede ser significativa. Una disminución sustancial de las pérdidas de todo el sistema (y los beneficios que esto conlleva) puede constituirse en un driver para exigir un factor de potencia de 0.95. Otro aspecto que vale la pena resaltar de la tabla es el hecho que para valores de alta demanda (las 13:00h) se presenta la mayor disminución de las pérdidas (en MW y porcentual), mejorando de esa manera las condiciones operativas del sistema bajo esa condición de demanda.

Con el fin de confinnar que la disminución de las pérdidas puede constituirse en un driver para exigir mejores factores de potencia en las demandas, se repitió el ejercicio anterior pero considerando cuatro horas ubicadas en la parte inferior izquierda de la figura 41. Estas horas son las que presentaron los menores valores DeltaQ y CER o, de manera equivalente, fronteras cuyo factor de potencia está ligeramente por debajo de 0.9. Los resultados de las simulaciones se muestran en la tabla 6 y el número total de demandas compensadas fueron de 244, 268, 303 y 243 para las horas correspondientes a los días 3 de enero, 3 de julio, 6 de agosto y 2 de noviembre respectivamente.

Tabla 6 - Variación de las pérdidas para un fp=0.95 en atraso con los menores valores de DeltaQ y CER

Fecha HoraPérdidas

Caso Base (MW)

Pérdidas con fp=0.95 (MW)

Diferencia(MW)

Diferencia(%)

3 de Enero 20:00 275.24 265.41 9.83 3.573 de Julio 5:00 167.12 161.62 5.50 3.29

6 de Agosto 12:00 237.60 220.42 17.18 7.232 de Nov. 6:00 187.30 182.34 4.96 2.65



Se observa que la disminución de las pérdidas es significativa aun para condiciones de factor de potencia ligeramente por debajo de 0.9 (valores en la parte inferior izquierda de la figura 41), situación que coincide con los resultados de factores de potencia significativamente por debajo de 0.9 (valores en la parte superior derecha de la figura 41). En conclusión, mejorar el factor de potencia en la demanda trae unos beneficios sustanciales (evaluados a través de las pérdidas) para el sistema.

Por otro lado, con los resultados anteriores se puede realizar una primera aproximación al cálculo de los beneficios económicos como consecuencia de una mejora en el factor de potencia de la demanda. Para esto, note que el promedio de reducción de potencia horario es de 9.17MW de acuerdo a las tablas 5 y 6. Esta potencia, o una energía de 9.17 MWh si se considera un valor constante en una hora, es la disminución de energía generada y transportada por el sistema y que puede ser traducida en términos económicos.

Considere un precio promedio de contrato de largo plazo de $151.5/kWh y un precio promedio de transporte de $21/kWh, valores obtenidos según informes de X M 9. Una diminución de 9.17MWh implica unos beneficios horarios agregados para todo el país d e 111 $1,581,825 o unos beneficios anuales de 11 $13,856,787,000. Estos beneficios corresponden a los ahorros por compras de energía y ahorros por pagos de transporte que todos los comercializadores-OR integrados experimentarían como consecuencia de un mejor factor de potencia, dado que es una energía que efectivamente no es requerida por el sistema.

Es preciso indicar que esos valores son un primer indicativo de los beneficios económicos agregados para todo el país y no corresponden a los beneficios individuales para cada comercializador-OR integrado. Este valor está sujeto a que el promedio de disminución de pérdidas de energía horaria estimado en las tablas 5 y 6 efectivamente reflejen la diminución de pérdidas para todo el año. Igualmente, está sujeto a una valoración económica detenninada por el precio de los contratos de largo plazo. En la valoración se excluye los precios de energía asociados al mercado spot dado que las

Por otro lado, las tablas 7, 8, 9 y 10 muestran los requerimientos de reactivos para cada hora de la tabla 5 y que son necesarios para alcanzar un factor de potencia de 0.95 en atraso. Se muestran los requerimientos únicamente para las demandas de menor factor de potencia y se conserva el nombre (columna 1) de la demanda según la base de datos suministrada por XM. Los valores de PI, Q l, fp actual corresponden al valor de potencia activa, reactiva y factor de potencia para la hora en estudio. La columna Qcomp es el valor de reactivos necesarios para llevar la demanda a 0.95.

Tabla 7 - Requerimientos de reactivos - 24 de Marzo - 18:00h

NOMBRE PI (MW) Q l (MVAr) fp actual Qcomp (MVAr)lod TUNJA__1 27.22 21.83 0.78 12.89lodMONTERIl 41.37 24.76 0.86 11.16lod CIRAINF2 38.00 23.61 0.85 11.12lod PAPAYO 1 34.54 22.31 0.84 10.96

Tabla 8 - Requerimientos de reactivos - 10 de Abril - 00:00h

NOMBRE PI (MW) Q l (MVAr) FP actual Qcomp (MVAr)

lod BOLOMBO 1 16.36 17.79 0.68 12.41lod PAEZ 1 26.13 20.09 0.79 11.50

9 El precio de contrato corresponde al valor promedio de los contratos hasta el 2018 según reporte de XM.111 Valor obtenido por el producto de (151.5 + 21) $/kWh x 9170 kWh11 Valor obtenido por el producto 1,581,825 $/h x 8760 h



lod CUBA___1 26.14 19.88 0.80 11.29lod TUNJA 1 26.17 19.63 0.80 11.03

Tabla 9 - Requerimientos de reactivos - 12 de Julio - 13:00h

NOMBRE P1 (MW) Q l (MVAr) FP1 Qcomp (MVAr)

lod TUNJA__1 34.90 30.78 0.75 19.31lod FONTIBOl 88.37 43.55 0.90 14.50lodMONTERIl 54.35 31.70 0.86 13.84lod BARZAL 1 63.13 34.42 0.88 13.67

Tabla 10 - Requerimientos de reactivos - 24 de Julio - 13:00h

NOMBRE P1 (MW) Q l (MVAr) FP actual Qcomp (MVAr)lod TUNJA__1 33.96 29.95 0.75 18.79lodMONTERIl 55.97 32.65 0.86 14.25lod FONTIBOl 86.74 42.74 0.90 14.23lod BARZAL 1 65.31 35.61 0.88 14.14

Por último, es preciso indicar que las compensaciones anteriores son para un factor de potencia de 0.95 para una hora en particular y no corresponde a un valor de compensación para tener un factor de potencia con valores superior a 0.95 para todo el año. En otras palabras, estos valores son solo indicativos pues la compensación de reactivos obedece a un estudio técnico-económico el cual debe considerar, entre otros aspectos, la curva de duración de carga, el nivel de tensión de la demanda y las opciones de compensación. En todo caso, independiente de la manera como se calcule la compensación, es clara la disminución de las pérdidas cuando se mejora el factor de potencia.

4.3.2. Análisis de factor de potencia en los puntos de conexión STN-Nivel 4

Esta sección realiza un análisis de los factores de potencia en el STN encontrados en las simulaciones y que este consultor considera es necesario detallar. Vale la pena indicar que según la revisión de experiencias internacionales relacionadas con la gestión de reactivos (detalles en el informe tres), los requerimientos más exigentes asociados a los factores de potencia se especifican en los puntos de conexión de las redes de alta tensión.

Por lo anterior, se evaluaron los factores de potencia horarios (condiciones operativas) en los puntos de conexión de todo el STN con el nivel de tensión 4, es decir, en los transfonnadores que conectan el STN con el nivel de tensión 4. Los principales resultados numéricos se sintetizan en la figura 42. La figma muestra el número total de horas en que una frontera registró un factor de potencia en atraso y en adelanto. Las fronteras que mostraron un comportamiento que merece especial atención por parte de los planeadores del sistema (UPME) son mostradas en la figma.

Dos barras son mostradas para cada frontera. La barra de la izquierda corresponde al análisis de factores de potencia en adelanto mientras que la barra de la derecha corresponde al análisis de factores de potencia en atraso. Para cada condición de factor de potencia, se cuantificaron el número total de horas en que el factor de potencia fue menor a 0.9 (color marrón), entre 0.90 y 0.95 (color verde claro) y mayores a 0.95 (color verde oscuro).



f r fh ii il ■!. II 11 IlTí 1

H erm osa2 3 0 /115

t i í 1

0 .9 0 <= FP < 0.95

t FP EN ADELANTO

i FP EN ATRASO

t I t i t i t i t i t i t i t iChinu 1 5 0 0 /1 1 0

Ranadia2 3 0 /115

Chinu 2 V alled u p arS Y um bo35 0 0 /1 1 0 2 2 0 /3 4 .5 /1 3 .8 2 3 0 /1 1 5

C arta go 2 3 0 /115

Playas220/110

G uata pe 2 3 0 /115

Cucuta2 3 0 /1 1 5

Envigado 1 220/110

Figura 42 - Factores de potencia en las fronteras del STN

Considere, por ejemplo, la frontera ubicada en la Hennosa 230/115. Esta frontera registra más de 8000 medidas horarias con un factor de potencia menor a 0.90 en atraso, indicando un flujo excesivo de reactivos por esa frontera. Asimismo, en esa frontera, se registraron solo unas pequeñas horas con factores de potencia en adelanto, mayores a 0.95.

Es preciso anotar que las primeras cinco primeras fronteras (de izquierda a derecha) mostradas en la figura son aquellas que registraron la mayor cantidad de horas con un factor de potencia menor a 0.9 en atraso. Por otro lado, la figura también muestra las seis fronteras (de derecha a izquierda) que presentan un número considerable de horas con inyección de reactivos (factores de potencia en adelanto).

Se evidencia que existen puntos de conexión STN-nivel 4 con factores de potencia muy críticos, esto es, menores a 0.9 en atraso o en adelanto. De hecho, los resultados de las simulaciones muestran que el sistema colombiano opera con déficit de potencia reactiva en donde en 139 fronteras STN-Nivel 4 (de 164 fronteras) se presentó, por lo menos en una hora, un factor de potencia menor a 0.9 en atraso. Por otro lado, en 56 puntos de conexión se presentaron, por lo menos en una hora, un factor de potencia menor a 0.9 en adelanto lo cual representa una inyección considerable de reactivos al STN.

Es preciso indicar que la situación anterior depende de diferentes factores (no solo del factor de potencia en las demandas) y por tanto se pueden realizar diversas acciones con el fin de reducir el exceso de reactivos y mejorar las condiciones operativas del sistema. Estas acciones se clasifican en acciones operativas y acciones de planeamiento. Las acciones operativas incluyen el cambio de posición en los taps de los transfonnadores, reactores y compensadores, así como el cambio en la tensión objetivo de los generadores. Las acciones de planeamiento consisten en la instalación de elementos de compensación tales como capacitores, SVCs o STATCOMs.



Una acción operativa o de planeamiento en una zona del STN o del STR puede afectar las zonas vecinas, es por eso que generalmente estas acciones deben ser ejecutadas siguiendo modelos de optimización que garanticen que se están realizando las mejor acciones para el sistema. Los modelos de optimización operativa o de planeamiento, que están por fuera del alcance de la presente consultoría y que mejorarían las condiciones críticas que se evidencias en los puntos de conexión STN-nivel 4, deben tener las siguientes características:

• Particularidad: el modelo de optimización debe ser particular a las características físicas y regulatorias del sistema eléctrico colombiano.

• Abierto: cada operador de red debe tener acceso al modelo y los resultados obtenidos con el fin de evitar conflictos entre agentes.

• Simplificado: el modelo debe ser lo suficientemente simple como para que no se requiera tomar información adicional a la existente en el sistema.

Por lo anterior, las acciones regulatorias encaminadas a disminuir los flujos de reactivos por el sistema no solo se deben limitar a indicar los factores de potencia requeridos en los puntos de conexión y las sanciones por incumplimiento, sino que deben hacer explícitos los modelos de optimización operativos y de planeamiento que deben ser utilizados por el operador y el planeador del sistema.

Por último, vale la pena indicar que la UPME presenta en su plan de expansión de la generación y la transmisión 2013-2027, la instalación de tres dispositivos de compensación de energía reactiva, los cuales están previstos a entrar en operación en diciembre 2014 y en septiembre y noviembre 2015. Estos dispositivos corresponden a un SVC de 240 MVAr en la subestación Tunal 230 kV, una compensación capacitiva de 35 MVAr en Termocol 220 kV y un STATCOM de 200 MVAr en Bacatá 500 kV respectivamente. Estos dispositivos serán adicionados al STN con el fin de obtener beneficios en el sistema relacionados con la reducción del costo operativo del sistema y el valor esperado de las restricciones, así como para reducir el valor esperado de la energía no suministrada en el área Oriental (primero y tercer dispositivo FACTS). La instalación de estos dispositivos no obedece a la necesidad de lograr una reducción del flujo de la potencia reactiva entre operadores de red o por el STN, aunque este consultor considera que necesariamente van a tener un impacto sobre esos flujos.



5. C O N C L U S IO N E S

Las siguientes son las conclusiones con bases en los resultados numéricos y análisis de simulacionesobtenidas en este estudio:

1. Existe una alta y mediana correlación positiva entre los valores de los registros de los medidores frontera y los valores de las simulaciones por lo cual se puede concluir que las simulaciones representan adecuadamente el comportamiento del sistema real.

2. Para todas las horas de todos los días de estudio se presentaron (en por lo menos en una frontera comercial) condiciones de exceso de reactivos. En otras palabras, en todas las horas se presentaron (en por lo menos en un punto del STN y STRs) factores de potencia menores a 0.9. Esta situación indica que el flujo de excesos de energía reactiva es un fenómeno que se está presentado durante todo el año.

3. Se evidencia que existen dos meses (marzo y abril) en donde se presentaron las mayores condiciones de exceso de reactivos. No existe infonnación en la base de datos que explique este incremento pero si es particularmente notorio el incremento. Infortunadamente, la ventana de tiempo disponible no pennite realizar un análisis de estacionalidad que pueda explicar este comportamiento.

4. Se evidencia que existe un flujo de energía reactiva considerable desde Ecuador a través de la frontera Colombia-Ecuador. Estos flujos de reactivos podrían explicar las energías reactivas en tránsito que han manifestado algunos OR ubicados en el sm-occidente del país.

5. Existen dos pares de ORs en el país en los cuales se están presentando las situaciones más críticas de excesos de reactivos, estos pares son OR5-OR17 y OR3-OR10. La herramienta computacional desarrollada pennitió establecer que las fronteras comerciales más críticas son las líneas Dosquebradas- Pavas (para el OR5) y Caqueza-La Refonna 1 115 (para el OR3). Se recomiendan entonces diseñar elementos de compensación reactiva con el fin de aliviar las dificultades observadas.

6. Un análisis detallado del flujo de energía reactiva entre los OR5-OR17 muestra que existen problemas de bajos factores de potencia en las demandas del OR17 así como energías reactivas en tránsito hacia otros ORs. Asimismo, un análisis detallado del OR3 muestra que igualmente tiene problemas de factores de potencia en sus demandas ya que de 61 demandas (de 77 reportadas en la base de datos) mostraron, por lo menos en una hora, un factor de potencia inferior a 0.9. Aunque para el OR3 no se realizó un análisis de energías reactivas en tránsito, si es de esperarse que se presente este fenómeno pues este OR presenta varios anillos a diferentes niveles de tensión. Es preciso indicar que los análisis realizados se concentran en el exceso de flujo de reactivos entre ORs mas no en el flujo de reactivos que se presenta al interior de un OR. Esto es, los análisis no muestra si al interior de un OR están circulando exceso de reactivos, lo que se muestra es si existen exceso de reactivos hacia otros ORs

7. Las simulaciones muestran que algunas maniobras en el STN y STR modifican el factor de potencia y con ello generan condiciones de exceso de reactivos, o variables DeltaQ diferentes de cero. En otras palabras, si es posible causar exceso de reactivos (y con ello pagos) con maniobras que se ejecuten por un tercero. Es difícil juzgar sí la intensión de una maniobra busca generar esas condiciones de exceso, pero las simulaciones muestran que su efecto sí puede generar beneficios económicos para un OR. Incluso, los resultados indican que ciertas maniobras pueden aumentar la magnitud de un pago existente. Esta conclusión se evidenció tanto para la subárea operativa CQR (que contiene al OR5) como a la subárea operativa Bogotá (que contiene al OR3).

8. Las simulaciones computacionales igualmente muestran que no todas las maniobras modifican el factor de potencia, de hecho, los resultados numéricos indican que algunas maniobras no afectan los flujos de potencia activa y reactiva que circulan por el sistema de un OR. Con esto, se debe tener cuidado en no señalar a las maniobras como responsables de posibles situaciones de excesos de reactivos. Solo



ejercicios computacionales como los realizados en este estudio pueden mostrar cuales maniobras son responsables de condiciones de exceso de reactivos.

9. Los análisis de factores de potencia de 0.95 en las demandas muestran los beneficios de un requerimiento de esa naturaleza. Aunque los beneficios se cuantificaron a través de las pérdidas mostrando una disminución de las mismas, la teoría de sistemas eléctricos muestra la importancia, para efectos operativos, de contar con buenos factores de potencia. Las factores de potencia de las demandas analizadas en este estudio muestran que algunas de ellas están muy lejanas al valor de 0.95 por lo cual es necesario tomar acciones remedíales para mejorar esa condición.

10. Los resultados computacionales muestran que existen puntos de conexión del STN con el nivel de tensión 4 que están presentando factores de potencia muy críticos, esto es, menores a 0.9 (en atraso) durante un número considerable de horas. Igualmente se muestra como existen puntos de conexión en donde se está presentando inyección de potencia reactiva. Ambas situaciones (valores menores a 0.9 en atraso e inyección de reactivos) son bastante críticas pues comprometen la eficiencia operativa del sistema. Aquí es necesario una fuerte señal regulatoria para mejorar tales condiciones.

11. Es preciso conocer los modelos de optimización operativos y de planeamiento relacionados con la gestión de energía reactiva que actualmente se utilizan en el país con el fin de establecer las acciones que se están ejecutando al respecto, y con ello indicar posibles mejoras. No es claro para este consultor incluso si existen esos modelos.

12. Este consultor considera que es necesario promover acciones operativas y de planeamiento conjuntas entre ORs pues la gestión de reactivos es un problema local pero con efectos zonales. Esto es, si las acciones de corrección de reactivos se realizan por un OR para mejorar únicamente su propio sistema, esto puede afectar las condiciones de otro OR, por tal razón se requieren acciones conjuntas.

13. Es preciso recordar que los resultados computacionales reportados en este informe corresponden a los flujos de reactivos entre operadores de red tal como se indica en los términos de referencia del estudio. Sin embargo, es recomendable realizar un análisis detallado del comportamiento de los flujos de energía reactiva al interior de cada uno de los operadores de red con el fin de obtener una radiografía completa del transporte de energía reactiva en el país.

14. Un análisis de reactivos al interior de cada OR explicaría la razón por la cual, según los resultados numéricos obtenidos con la información suministrada por la CREG, algunos ORs (por ejemplo el ORI y OR2) no están exportando energía reactiva hacia otros ORs o al STN. Igualmente, analizaría el efecto en los flujos de la energía reactiva del país como consecuencia de la absorción o inyección de reactivos por parte de los generadores que se encuentran embebidos en el STN o dentro de los ORs. Asimismo, ese tipo de análisis, permitiría estudiar el efecto de la absorción o inyección de reactivos por parte de los cogeneradores que se encuentran conectados al sistema de un OR.

15. Por último, es preciso indicar que los resultados de las simulaciones con sus respectivas conclusiones reportadas en este informe son simulaciones académicas que no reflejan ninguna transacción financiera, como consecuencia de un exceso de energía reactiva, que podrían estar presentándose entre agentes del sector.


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