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ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICO ECONÓMICA DE LA NUEVA CONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DEL ÁREA META AL SISTEMA
DE TRANSMISIÓN NACIONAL
REVISIÓN 3
Cali, Julio 12 de 2011
Ca l le 3A No.65-118 . A .A . 21015
Tel.: +(57 2) 489 7000 Fax: +57 (2) 324 3678 E-Mail: gers@gers.com.co http://www.gers.com.co
Cali - Colombia
Archivo: [EMSA_Estudio Conexión Suria] Contrato: [E42-21 /GPE] Elaboró Revisó Aprobó
AEP JRA
CAGS CAGS
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 1
ÍNDICE DE MODIFICACIONES
ÍNDICE REVISIÓN SECCIÓN MODIFICADA FECHA
MODIFICACIÓN OBSERVACIÓN
0 - 01 JUNIO 2011 VERSIÓN ORIGINAL
1 Confiabilidad 03 Junio 2011 Adición Confiabilidad
2 Análisis Económico 17 Junio 2011 Adición Estudio Económico
3 Presentación – Análisis Económico y Confiabilidad
7 Julio 2011 Revisiones varias
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Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 2
CONTENIDO Pág.
1 INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES ................................................................................... 9
1.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO ......................................................................................... 14
2 MODELADO DEL SISTEMA ................................................................................................ 15
2.1 DATOS INICIALES ........................................................................................................... 15
2.1.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y CONSIDERACIONES GENERALES ......................................15
2.1.2 SISTEMA ELÉCTRICO EMSA .................................................................................................24
2.2 CASOS DE ESTUDIO ...................................................................................................... 28
2.3 CONSIDERACIONES ....................................................................................................... 32
2.4 SOFTWARE UTILIZADO .................................................................................................. 33
3 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ......................................................................................... 34
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES ................................................................................ 34
3.2 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO .................................................... 34
4 ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA ..................................................................................... 42
4.1 INFORMACIÓN BÁSICA .................................................................................................. 42
4.2 RESULTADO DEL ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA ..................................................... 45
4.2.1 CASO BASE ............................................................................................................................45
4.2.2 COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS EN EL AÑO 2013 .........................................................50
4.2.3 COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS EN EL AÑO 2017 .........................................................54
4.2.4 ANÁLISIS BAJO CONTINGENCIAS .........................................................................................56
5 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD ........................................................................................... 68
5.1 GENERALIDADES ........................................................................................................... 68
5.2 RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CONFIABILIDAD ....................................................... 71
6 EVALUACIÓN ECONÓMICA ............................................................................................... 75
6.1 GENERALIDADES ........................................................................................................... 75
6.2 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA ........................................................ 78
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Pág. 3
6.2.1 ALTERNATIVAS DE CONEXIÓN .............................................................................................80
6.2.2 VALORACIÓN ECONÓMICA ...................................................................................................84
7 CONCLUSIONES ................................................................................................................. 99
7.1 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO ..................................................................................... 99
7.2 ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA .................................................................................... 99
7.3 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD ..................................................................................... 101
7.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA .......................................................................................... 101
7.5 ALTERNATIVA RECOMENDADA .................................................................................. 102
LISTA DE TABLAS
Tabla 1.1.1 Tabla resumen resultados EMSA 2010 ....................................................................... 10
Tabla 2.1.1 Proyectos de generación. Fuente: Plan Expansión 2010-2024. UPME ....................... 15
Tabla 2.1.2 Proyectos de Transmisión y Generación. Fuente: Plan Expansión 2010-2024. UPME 16
Tabla 2.1.3 Transformadores de 2 devanados .............................................................................. 20
Tabla 2.1.4 Transformadores de 3 devanados .............................................................................. 21
Tabla 2.1.5 Líneas de Transmisión ............................................................................................... 22
Tabla 2.1.6 Líneas del STR y Ecopetrol ........................................................................................ 23
Tabla 2.1.7 Demandas EMSA ....................................................................................................... 25
Tabla 2.1.8 Demandas ECOPETROL ........................................................................................... 26
Tabla 2.3.1 Escenarios de Despacho de Generación en Guavio y Chivor ..................................... 32
Tabla 2.3.2 Importación Eléctrica estimada para Ecopetrol ........................................................... 32
Tabla 3.2.1 Resultados Análisis Cortocircuito Trifásico, Nodos 115 kV. ........................................ 35
Tabla 3.2.2 Resultados de Análisis de Cortocircuito Monofásico, Nodos 115 kV. .......................... 35
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Tabla 4.1.1 Límites de operación para los niveles de tensión 230 y 115 kV .................................. 43
Tabla 4.1.2 Capacidad de Transformadores de 3 devanados 230/115 kV, red EMSA ................... 43
Tabla 4.1.3 Capacidad de Líneas de transmisión, red EMSA y circuitos próximos al Meta ........... 44
Tabla 4.2.1 Deslastre de carga. 2013 ............................................................................................ 47
Tabla 4.2.2. Deslastre de carga, 2017 ........................................................................................... 50
Tabla 5.1.1 Tasa de Falla Transformadores .................................................................................. 69
Tabla 5.1.2 Tasa de Falla Líneas de Transmisión 115 kV ............................................................. 69
Tabla 5.1.3 Tasa de Falla líneas de transmisión 230 kV ................................................................ 70
Tabla 6.2.1 Costo de UC para las líneas 230 kV ........................................................................... 85
Tabla 6.2.2 Costo de UC para la subestación de Conexión al STN ............................................... 85
Tabla 6.2.3 Costo de UC para la subestación Suria 115 kV .......................................................... 85
Tabla 6.2.4 Total de inversión de la Alternativa Gua-Tun tanto en el STN como en el STR. ......... 86
Tabla 6.2.5 Inversión anualizada de la Alternativa Gua-Tun tanto en el STN como en el STR. ..... 86
Tabla 6.2.6 Costo de AOM y ANE para la Alternativa Gua-Tun tanto en el STN como en el STR. 87
Tabla 6.2.7 ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Gua-Tun (2013) ............ 87
Tabla 6.2.8 Beneficios Alternativa GUA-TUN (2013) ..................................................................... 88
Tabla 6.2.9 ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa GUA-TUN (2014) .......... 88
Tabla 6.2.10 Beneficios Alternativa GUA-TUN (2014) ................................................................... 89
Tabla 6.2.11 Costo de UC para las líneas 230 kV ......................................................................... 89
Tabla 6.2.12 Costo de UC para la subestación de Conexión al STN ............................................. 90
Tabla 6.2.13 Costo de UC para la subestación Suria 115 kV ........................................................ 90
Tabla 6.2.14 Total de inversión de la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR. ......... 91
Tabla 6.2.15 Inversión anualizada de la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR. ..... 91
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Tabla 6.2.16 Costo de AOM y ANE para la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR. 92
Tabla 6.2.17 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Ref-Sur (2013) . 92
Tabla 6.2.18 Beneficios del Alternativa REF-SUR (2013) .............................................................. 93
Tabla 6.2.19 ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Ref-Sur (2014) ............ 93
Tabla 6.2.20 Beneficios del Alternativa REF-SUR (2014) .............................................................. 93
Tabla 6.2.21 Costo de UC para las líneas 230 kV. ........................................................................ 94
Tabla 6.2.22 Costo de UC para las subestaciones de Conexión al STN ....................................... 94
Tabla 6.2.23 Costo de UC para la subestación Suria 115 kV ........................................................ 95
Tabla 6.2.24 Total de inversión de la Alternativa Chi-Sur tanto en el STN como en el STR. ......... 95
Tabla 6.2.25 Inversión anualizada de la Alternativa Chi-Sur tanto en el STN como en el STR. ..... 96
Tabla 6.2.26 Costo de AOM y ANE para la Alternativa Chi-Sur tanto en el STN como en el STR. 96
Tabla 6.2.27 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Chi-Sur (2013) . 97
Tabla 6.2.28 Beneficios Alternativa CHI-SUR (2013) .................................................................... 97
Tabla 6.2.29 ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Chi-Sur (2014) ............ 98
Tabla 6.2.30 Beneficios Alternativa Chi-Sur (2014) ....................................................................... 98
Tabla 7.2.1 Comparación deslastres de carga requeridos bajo contingencias ............................. 100
LISTA DE FIGURAS
Figura 1.1.1 Tensión en barras de 115 kV, EMSA 2010. .............................................................. 10
Figura 1.1.2 Pérdidas totales, tres opciones. ................................................................................ 11
Figura 1.1.1 Localización geográfica de subestaciones relacionadas al proyecto de conexión..... 14
Figura 2.1.1 Diagrama Unifilar del STN próximo al Meta, modelo propuesto para el año 2013 ... 19
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Figura 2.1.2 Diagrama Unifilar del sistema eléctrico de EMSA, niveles 230, 115 kV, año 2013. ... 27
Figura 2.2.1 Alternativa de conexión Guavio – Tunal a Suria 230 kV ........................................... 29
Figura 2.2.2 Alternativa de conexión Reforma a Suria 230 kV ...................................................... 30
Figura 2.2.3 Alternativa de conexión Chivor II a Suria 230 kV ...................................................... 31
Figura 2.4.1 Nomenclatura del Software Neplan .......................................................................... 33
Figura 3.2.1. Resultado gráfico análisis de cortocircuito, Guavio Tunal - Suria 2017 .................... 37
Figura 3.2.2 Niveles de corriente pico de cortocircuito trifásico (Ib) .............................................. 38
Figura 3.2.3 Niveles de corriente pico de cortocircuito trifásico (Ib) .............................................. 38
Figura 3.2.4 Niveles de corriente pico de cortocircuito trifásico (Ib) .............................................. 39
Figura 3.2.5 Niveles de corriente pico de cortocircuito monofásico (Ib) ........................................ 39
Figura 3.2.6 Niveles de corriente pico de cortocircuito monofásico (Ib) ........................................ 40
Figura 3.2.7 Niveles de corriente pico de cortocircuito monofásico (Ib) ........................................ 40
Figura 4.2.1 Tensión en barras de 230 kV, 2013 .......................................................................... 45
Figura 4.2.2 Tensión en barras 115 kV, 2013 ............................................................................... 46
Figura 4.2.3 Tensión en % en barras del Meta, ante contingencias, 2013 .................................... 47
Figura 4.2.4 Tensión en barras de 230 kV, 2017 .......................................................................... 48
Figura 4.2.5 Tensión en barras 115 kV, 2017 ............................................................................... 49
Figura 4.2.6 Tensión en % en barras del Meta, ante contingencias, 2017 .................................... 50
Figura 4.2.7 Porcentaje de tensión en barras 230 kV, 2013 ......................................................... 51
Figura 4.2.8 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2013 ......................................................... 51
Figura 4.2.9 Porcentaje de tensión en barras 230 kV, 2013 ......................................................... 52
Figura 4.2.10 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2013 ....................................................... 52
Figura 4.2.11 Porcentaje de tensión en barras 230 kV, 2013 ....................................................... 53
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Figura 4.2.12 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2013 ....................................................... 53
Figura 4.2.13 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2017 ....................................................... 55
Figura 4.2.14 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2017 ....................................................... 55
Figura 4.2.15 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2017 ....................................................... 56
Figura 4.2.16 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2013 .............................. 57
Figura 4.2.17 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2013 ................ 58
Figura 4.2.18 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias. Año 2013 .............................. 59
Figura 4.2.19 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2013 ................ 60
Figura 4.2.20 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2013 .............................. 61
Figura 4.2.21 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2013 ................ 62
Figura 4.2.22 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2017 .............................. 63
Figura 4.2.23 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2017 ................ 64
Figura 4.2.24 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2017 .............................. 65
Figura 4.2.25 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2017 ................ 66
Figura 4.2.26 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2017 .............................. 66
Figura 4.2.27 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2017 ................ 67
Figura 5.1.1 Demanda Horaria de Potencia Activa Normalizada (EMSA 2010) ............................ 70
Figura 5.1.2 Curva de duración de Demanda ............................................................................... 71
Figura 5.2.1 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2013 .......................................... 72
Figura 5.2.2 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2014 .......................................... 72
Figura 5.2.3 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2015 .......................................... 73
Figura 5.2.4 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2016 .......................................... 73
Figura 5.2.5 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2017 .......................................... 74
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Figura 6.2.1 Alternativa (a) (Gua-Tun) .......................................................................................... 80
Figura 6.2.2 Alternativa (b) (Ref – Sur) ......................................................................................... 82
Figura 6.2.3 Alternativa (c) (Chiv –Sur) ........................................................................................ 83
Figura 7.4.1 Relación B/C Alternativas ....................................................................................... 101
LISTA DE ANEXOS
ANEXO I. TABLAS DE DATOS
ANEXO II. DIAGRAMAS UNIFILARES
ANEXO III. RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO
ANEXO IV. RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA AÑOS 2013 Y 2017
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1 INTRODUCCIÓN Y ANTECEDENTES
Debido al desarrollo del sector petrolero y agropecuario en el Dpto. del Meta, la red
eléctrica en todos sus niveles de tensión, está siendo sometida a nuevas exigencias,
obligando al operador de red (según Resolución 070 de 1998) a programar y planear la
expansión de la red con el fin de garantizar la prestación del servicio a mediano y largo
plazo y cumplir con los requerimientos de calidad y confiabilidad establecidos en la
resolución CREG 097 de 2008.
Siguiendo estos requerimientos se revisan los planes de expansión en un estudio de
Planeamiento realizado por la Electrificadora del Meta S.A. (EMSA) en el año 2010 con la
firma GERS S.A. Como parte de este estudio, se determinó la necesidad de una nueva
conexión al Sistema de Transmisión Nacional (STN) en el nivel de tensión de 230 kV.
Actualmente el sistema eléctrico de EMSA posee una única conexión STN a través de la
subestación Reforma a 230 kV, en la cual operan dos transformadores 230/115 kV; en el
sistema de subtransmisión se conforma un anillo que une las subestaciones de Ocoa,
Barzal y Reforma, desde donde se extiende radialmente hacia Granada, Suria, Puerto
López. Debido a que la configuración del sistema de subtransmisión y distribución es en
su mayoría radial con circuitos de gran longitud se producen problemas de regulación de
tensión en las subestaciones lejanas, pérdidas técnicas y con alguna frecuencia, baja
confiabilidad.
El estudio mencionado presenta la red eléctrica del departamento del Meta con la carga
máxima en el año 2010 como se observa en la Tabla 1.1.1. La demanda total del sistema
EMSA, para ese año, es de 181,1 MW, que corresponde a la suma de las cargas EMSA,
Guaviare, Caqueza y 5,22 MW de Ecopetrol. El valor de 190,1 MW corresponde a la
potencia total requerida para atender todas las zonas incluyendo las pérdidas.
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Tabla 1.1.1 Tabla resumen resultados EMSA 2010
(Estudio Planeamiento EMSA 2011-2020)
Desde P Pérdidas P Imp P Gen P Carga Q Carga
Área/Zona MW MW MW MW Mvar
CAQUEZA 0,12 19,6 0,0 19,5 6,9
ECOPETROL 0,83 6,05 42,0 47,2 24,5
EMSA 8,04 -31,6 190,1 150,4 55,1
GUAVIARE 0,016 5,9 0,0 5,9 2,8
El sistema presenta un comportamiento de tensiones y cargabilidades aceptables, como
se observa en la Figura 1.1.1.
Figura 1.1.1 Tensión en barras de 115 kV, EMSA 2010. (Estudio Planeamiento EMSA 2011-2020)
Se analizaron tres proyectos a realizar en 230 kV para el año 2020, con el objetivo de
adaptar la red y solucionar los problemas técnicos que ocasiona el aumento en la
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demanda, teniendo en cuenta el corredor petrolero que se está formando en la zona
nororiental del departamento y la expansión de Ecopetrol. Los proyectos analizados
radican en nuevos puntos de conexión en Suria, Puerto López y la instalación de un tercer
transformador 230/115 kV en Reforma.
• Proyecto Suria 230 kV: Apertura de la línea 2 que va desde la subestación Guavio –
Tunal derivándola hacia la subestación Suria 230 kV.
• Proyecto Puerto López 230 kV: Apertura y derivación de la línea 2 Guavio – Tunal
hacia la subestación Puerto López 230 kV.
• Proyecto tercer Transformador Reforma 230 kV: Aumento de la capacidad de
transformación 230/115 kV en la subestación Reforma.
Con el estudio se encuentra que las pérdidas asociadas a la primera opción (Suria 230 kV)
son menores que para las otras alternativas, siendo 8,5% más eficiente que el proyecto
Puerto López y 22,8% que el proyecto del tercer transformador en Reforma.
Figura 1.1.2 Pérdidas totales, tres opciones. (Estudio Planeamiento EMSA 2011-2020)
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La opción 3 presenta menores sobrecargas en el sistema, sin embargo sus pérdidas
totales son mayores, ya que solo existiría un punto de suministro de potencia lo que
inyectaría más corriente a través del anillo y el factor I2R aumentaría.
La opción Suria se presenta como el punto de inyección más adecuado ya que mejora las
tensiones en el anillo de 115 kV y redistribuye mejor las cargabilidades de los
transformadores implicando menos pérdidas. Además es la variante que mejor se
comporta ante contingencias provocando que la Energía no suministrada sea menor, así
mejora notablemente la confiabilidad del sistema proporcionando otro punto de inyección,
y brindando mayores posibilidades de crecimiento a la red.
El estudio de Planeamiento conceptuó a nivel preliminar que es conveniente y necesaria
una conexión en la subestación Suria a 230 kV. Por ende la compañía Electrificadora del
Meta (EMSA) ha solicitado un estudio de conexión, el cual incluye los análisis de
cortocircuito, flujo de carga y análisis económico del proyecto mediante la metodología de
costos índices sobre las siguientes alternativas de conexión:
a) Guavio – Tunal (Gua-Tun ). Derivación de la línea existente Guavio – Tunal a
230 kV, hacía la subestación Suria 230 kV
b) Reforma – Suria (Ref-Sur ). Nuevo barraje 230 kV en la actual subestación Reforma
a la cual se derivaría el circuito Guavio – Tunal que actualmente no entra a la
subestación Reforma y una línea de transmisión a 230 kV, entre dicha subestación
y Suria 230 kV.
c) Chivor II – Suria (Chi-Sur ). Conexión de Suria 230 kV a Chivor II, por medio de una
línea entre dichas subestaciones.
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Los diagramas unifilares de las tres previas alternativas, se presentan más adelante en:
Figura 2.2.1, Figura 2.2.2, Figura 2.2.3.
El modelado del sistema eléctrico y el desarrollo del análisis de las alternativas de
conexión se realizaron por medio del software de análisis de sistemas de potencia
NEPLAN en su última versión (5.4.5) del cual GERS posee las respectivas licencias de
uso, asimismo se empleó información de normas internacionales tales como IEEE e IEC.
En el modelo del sistema eléctrico de EMSA se consideraron los niveles de tensión en la
red de subtransmisión de 115 kV, así como las fronteras al STN en 230 kV. Además se
incluyó información de la demanda de potencia tanto para el STN como para el sistema
regional, y los proyectos de generación y transmisión según el último Plan de Expansión
del 2010 – 2024 de la UPME, presentados en el horizonte de análisis desde el 2013 al
2017; todo ello siguiendo las indicaciones generales para la presentación y trámite ante la
Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) de solicitudes de conexión al SIN.
Luego de haber actualizado la base de datos del sistema de EMSA en 230 kV y 115 kV,
respecto al sistema de transmisión nacional STN de la UPME, se procedió a realizar los
análisis de las alternativas mencionadas anteriormente, para lo cual se realizaron las
siguientes actividades:
� Procesamiento de la información suministrada por EMSA
� Modelado del sistema eléctrico
� Cálculos de cortocircuito
� Cálculos de flujo de carga
� Análisis de Confiabilidad
� Análisis Económico
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En los siguientes capítulos se presentan los modelos de red, las consideraciones
utilizadas en el modelado de los elementos, cálculos de cortocircuito y flujos de carga.
1.1 UBICACIÓN DEL PROYECTO
Figura 1.1.1 Localización geográfica de subestaciones relacionadas al proyecto de conexión
(Google Earth)
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2 MODELADO DEL SISTEMA
Para la realización de los estudios, se tomó como punto de partida el modelo existente en
GERS del STN, con la información del sistema de EMSA concentrada a 115 kV, el cual
había sido modelado para estudios anteriores, además se hace uso de la red Nacional
STN - SIN tal cual la analiza la UPME para realizar el estudio en 500 - 230 - 115 kV.
2.1 DATOS INICIALES
2.1.1 SISTEMA DE TRANSMISIÓN Y CONSIDERACIONES GENERALES
Para los análisis se hizo uso del modelo completo del STN de acuerdo a la base de datos
de la Red Nacional actualizada hasta el año 2020 en formato NEPLAN (software utilizado
por UPME para sus planes de expansión), en ella se incluyen la entrada en operación de
las obras contenidas en el Plan de Expansión (2010 – 2024) de la UPME considerando
posibles proyectos debido a los requerimientos del sistema. En el plazo a analizar del
proyecto se incluyen:
Tabla 2.1.1 Proyectos de generación. Fuente: Plan Expansión 2010-2024. UPME
PROYECTOS 2010 - 2017
PROYECTO Generación
(MW)
Fecha Oper
Mes-año Estado de las obras
TERMO FLORES 184 nov-10 En etapa de pruebas para entrada en operación (1)
AMAIME 19,9 dic-10 En operación comercial desde Enero 2011(2)
PORCE III 660 jul-11 Obras finalizadas, 2a etapa en funcionamiento (3)
AMOYÁ 78 jul-11 Al final de 2010 el proyecto alcanzó 75% de avance(3)
TERMOCOL 208 dic-12 Obligaciones de Energía Firme a partir de dic. 2012
GECELCA 150 dic-12 A septiembre del 2010 el avance de desarrollo de ingeniería básica es 100% y
de ingeniería de detalle 64%(4)
MIEL II 135 ene-13 Continua avanzando en actividades previas a su ejecución (2)
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PROYECTOS 2010 - 2017
PROYECTO Generación
(MW)
Fecha Oper
Mes-año Estado de las obras
SOGAMOSO 800 dic-13 Al finalizar mes de Abril de 2011 el proyecto presenta avance del 33%.(5)
EL QUIMBO 420 dic-14 Inició en Febrero 2011 la construcción de la central Hidroeléctrica (6)
CUCUANA 60 dic-14 Inicio de obras desde Marzo de 2011 (7)
PORCE IV 400 may-15 Se han suspendido de forma indefinida las obras (3)
(1) Presentación Resultados al primer trimestre de 2011 (Mayo 9 de 2011) de la empresa Colinversiones (2) Informe Anual 2010 EPSA. (3) Reporte Asociación Colombiana de Generadores de Energía Eléctrica ACOLGEN (4) Presentación Estado de los Proyectos de Expansión en Generación y Transmisión, Ministerio de Minas y
Energía, UPME (5) Sitio web ISAGEN (6) Reporte Concentra Febrero 2011 (7) Informe Trimestral Marzo 2011 EPSA
Tabla 2.1.2 Proyectos de Transmisión y Generación. Fuente: Plan Expansión 2010-2024. UPME
Proyecto Operación
Estimada
Descripción
Porce III 500kV jun-10 Nueva Subestación a 500 kV, reconfigura línea San Carlos -
Cerromatoso en San Carlos – Porce III - Cerromatoso.(1)
El Bosque 220kV may-11
Apertura de la línea Bolívar - Ternera a 220 kV para incluir nueva
subestación. Configurando corredor Bolívar - Bosque - Ternera. (2)
Transformación 220/66 kV.
Armenia 230kV nov-11
Nueva subestación Armenia 230 kV y reconfiguración línea Hermosa
- Virginia en Hermosa - Armenia - Virginia. Transformación 230/115
kV. (3)
Atlántico 2011 Conexión del segundo transformador 220/110 kV en la subestación
Flores, acople de barras entre subestaciones Flores I y Flores II.
Reactores
Inductivos en el
Sur del país
abr-12
Instalar 3 reactores inductivos maniobrables de barra de 25 Mvar c/u,
ubicados en Altamira, Mocoa y San Bernardino.
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Proyecto Operación
Estimada
Descripción
Nueva
Esperanza
500/230kV
ago-12
Nueva Subestación 500/230 kV, Transformación 500/230 kV y
500/115 kV.
Miel II 230 kV oct-12
Proyecto de transmisión asociado a la conexión del proyecto de
generación Mielo II. Nueva subestación Miel II 230 kV, reconfigura
Miel - San Felipe en Miel - Miel II - San Felipe.
Sogamoso
500/230 kV jun-13
Red para conectar central Sogamoso. Nueva subestación Sogamoso
500/230 kV, apertura Primavera - Ocaña 500 kV, línea Sogamoso -
Guatiguará 230 kV y reconfiguración de enlace Barranca
Bucaramanga 230 kV.
Quimbo 230 kV sep-14
Red para conectar central El Quimbo. Nueva subestación Quimbo
230 kV, doble circuito al Valle del Cauca. Nueva línea Quimbo -
Altamira 230 kV, reconfiguración Betania - Jamondino en Betania.
Quimbo - Jamondino.
Bello 2015 Corredor Bello – Guayabal – Ancón 230 kV, junto con transformación
asociada.
(1) En Octubre del 2010, ISA puso en operación la nueva subestación Porce III. Asociación Colombiana de
Generadores de Energía Eléctrica, ACOLGEN (2) No se ha comenzado la construcción de las líneas por problemas de servidumbre, la fecha de entrada de
la subestación depende de la operación de las líneas del proyecto a 230 kV. Se estima su entrada en
operación para el primer semestre del 2012. Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo
(Marzo 2011) (3) Presenta retraso, se espera su entrada en operación para Noviembre del 2012. Informe de Planeamiento
Operativo Eléctrico de Mediano Plazo (Marzo 2011)
En el área de Antioquia – Chocó se supone entrada de la carga de San José del Nus en el
año 2013, así como la conexión del tercer transformador Bello 230/110 kV – 180 MVA; y
en el 2017 la entrada en operación de Ituango.
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Para el área de Bogotá se considera en operación el proyecto Nueva Esperanza, y la
conexión del tercer transformador 230/115 kV – 168 MVA en la subestación Noroeste y del
quinto banco 230/115 kV – 300 MVA en la subestación Torca. Además se supone la
conexión de la Nueva subestación Chivor II a 230 kV y la conexión con Chivor a través de
un doble enlace así como la conexión a la nueva subestación Norte 230 kV con doble
circuito Chivor II – Norte y Norte – Bacatá, obras recomendadas por la UPME para el año
2013. Se considera la conexión de un gran usuario petrolero en Rubiales con conexión a
Chivor, cuya demanda asciende a 192 MW para el año 2017.
Se supone para el área de Bolívar compensación capacitiva de 43.2 Mvar en la
subestación Ternera a 66 kV y el enlace Bocagrande – El Bosque a 66 kV cerrado.
Se modela el área Sur Occidental con la inclusión del segundo transformador en
Jamondino 230/115 kV y la nueva subestación Alférez 230 kV a la cual se trasladan dos
transformadores 230/115 kV de 168 MVA desde San Marcos donde se instalan dos
nuevos transformadores de 230/115 kV 168 MVA. Se reconfigura el enlace Yumbo – San
Bernardino en Yumbo – Alférez, Alférez – San Bernardino.
En el área Nordeste se considera la entrada de la nueva subestación Guanentá a partir del
2014.
Se considera en el área de Cerromatoso la entrada en operación de Gecelca III, con
generación a las líneas de 500 y 115 kV que conectan con Cerrromatoso.
En el área Caldas – Risaralda – Quindío se modela la nueva subestación Armenia 230 kV
con transformación 230/115 kV y Transformador 230/115 kV en la subestación Purnio.
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En la Figura 2.1.1 se presenta el diagrama del sistema eléctrico del STN, en las
inmediaciones de Bogotá, utilizado para el estudio de conexión.
Figura 2.1.1 Diagrama Unifilar del STN próximo al Meta, modelo propuesto para el año 2013
A continuación se presenta el listado de datos relevantes, de los elementos del sistema
eléctrico concernientes al área de estudio que han sido considerados para el modelado de
la red en los años 2013 a 2017.
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Tabla 2.1.3 Transformadores de 2 devanados
NOMBRE
Sr
MVA
Vr1
kV
Vr2
kV
Zcc (1)
%
Zcc (0)
%
Ir1
máx
A
Sr1
máx
MVA
UBICACIÓN
CHIVOR_TR_G1 162 230 13,8 10 10 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G2 162 230 13,8 10 10 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G3 162 230 13,8 10 10 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G4 162 230 13,8 10 10 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G5 162 230 13,8 16,87 16,87 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G6 162 230 13,8 16,87 16,87 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G7 162 230 13,8 16,87 16,87 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G8 162 230 13,8 16,87 16,87 406,7 162 CHIVOR
GUAVIO_TR_G1 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
GUAVIO_TR_G2 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
GUAVIO_TR_G3 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
GUAVIO_TR_G4 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
GUAVIO_TR_G5 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
LA GUACA_TR_G1 140 230 13,8 14,37 14,37 351,4 140 LA GUACA
LA GUACA_TR_G2 140 230 13,8 14,37 14,37 351,4 140 LA GUACA
LA GUACA_TR_G3 140 230 13,8 14,37 14,37 351,4 140 LA GUACA
PARAISO_TR_G1 120 230 13,8 14,32 14,323 301,2 120 PARAISO
PARAISO_TR_G2 120 230 13,8 14,32 14,323 301,2 120 PARAISO
PARAISO_TR_G3 120 230 13,8 14,32 14,323 301,2 120 PARAISO
PAIPA_TR_G4 210 237 16 12 12 511,6 210 PAIPA
PAIPA_TR_2 180 230 115 9 9 472,4 180 PAIPA
PAIPA_TR_1 90 230 115 9 9 236,2 90 PAIPA
PAIPA_TR_3 90 230 115 9 9 236,2 90 PAIPA
TR_CAMPOBONITO 40 115 13,2 10 7 200,8 40 CAMPOBONITO
TR_TERMOSURIA 80 115 13,8 8,5 8,5 401,6 83,3 CDS
OCOA_TR_G1 43,5 115 13,8 10,82 10,82 218,4 43,5 OCOA
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Tabla 2.1.4 Transformadores de 3 devanados
NOMBRE Sr
MVA
Vr1
kV
Vr2
kV
Vr3
kV
Zcc (1)
%
Zcc (0)
%
Ir1
máx
A
Sr1
máx
MVA
UBICACIÓN
BACATA_TR_1 450 500 230 34,5 11,45 11,45 519,6 450 BACATA
PRIM_TR 450 500 230 34,5 11,44 11,44 519,6 450 PRIMAVERA
PRV_TR_2 450 500 230 34,5 11,53 11,53 0 450 PRIMAVERA
SCAR_TR_2 450 500 230 34,5 11,53 11,53 519,6 450 SAN CARLOS
SCAR_TR_3 450 500 230 34,5 11,83 11,83 519,6 450 SAN CARLOS
SCAR_TR_4 450 500 230 34,5 11,83 11,83 519,6 450 SAN CARLOS
SCAR_TR_1 225 500 230 34,5 11,53 11,53 259,8 225 SAN CARLOS
SCAR_TR_3 366 230 15,8 15,8 18,38 18,38 918,7 366 SAN CARLOS
SCAR_TR_2 366 230 15,8 15,8 18,38 18,38 918,7 366 SAN CARLOS
SCAR_TR_1 366 230 15,8 15,8 18,38 18,38 918,7 366 SAN CARLOS
SCAR_TR_4 366 230 15,8 15,8 18,38 18,38 918,7 366 SAN CARLOS
GUAVIO_TR 40 230 115 13,8 9,18 9,18 100,4 40 GUAVIO
TR-S_FDO-1(1) 150 230 115 13,2 12 10 393,6 150 SAN FERNANDO
ALTIL_TR 150 230 115 13,8 10 10 393,6 150 ALTILLANURA
SURIA_TR(2) 150 230 115 13,8 12 10 393,6 150 SURIA
(1) Se considera en los estudios la conexión Reforma 230 kV de la subestación San Fernando de
Ecopetrol desde donde se deriva el subsistema Ecopetrol a través de un transformador 230/115 kV. (2) Es conveniente anotar que el nuevo transformador en Suria 230 kV, se analizó con una impedancia de
secuencia positiva, del 12%, lo cual permite una mejor distribución de los flujos de potencia ante
determinadas contingencias. Este valor es razonable para una impedancia de transformador
En la tabla siguiente, para las nuevas líneas o derivaciones de ellas en las tres
alternativas, se supusieron los datos en color azul de la tabla siguiente.
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Tabla 2.1.5 Líneas de Transmisión
NOMBRE LONG
km
Vr
kV Ir máx A
Srmax(Calc)
MVA DESDE HASTA
BACATA_NVESP 40 500 1905 759 NVA ESPERANZA BACATA 500
PRIM_BACA 197,01 500 1905 1.650 PRIMAVERA BACATA 500
BAC_ZIPA 1 30 230 1620 645 BACATA230 NORTE_2
BAC_ZIPA 2 30 230 1620 645 BACATA230 NORTE_2
BACT_TORC_1 19,62 230 1489 593 BACATA230 TORCA
BACT_TORC_2 19,5 230 1489 593 BACATA230 TORCA
CHIV_CHIV2_1 7 230 1316 524 CHIVOR CHIVOR II
CHIV_CHIV2_2 7 230 1316 524 CHIVOR CHIVOR II
CHIV_GUAV_1 22 230 1021 407 CHIVOR GUAVIO
CHIV_GUAV_2 22 230 1021 407 CHIVOR GUAVIO
CHIV_SOCH_1 116,03 230 1021 407 CHIVOR SOCHAGOTA
CHIV_SOCH_2 116,03 230 960 382 CHIVOR SOCHAGOTA
CHIV_TORC_1 102,65 230 1021 407 CHIVOR TORCA
CHIV_TORC_2 102,65 230 1021 407 CHIVOR TORCA
CHIV2_NORT_1 85 230 960 382 NORTE_2 CHIVOR II
CHIV2_NORT_2 85 230 960 382 NORTE_2 CHIVOR II
CHIV2_RUB 259 230 1316 524 CHIVOR II RUBIALES
CHIV2_VIEN 85 230 1316 524 CHIVOR II ELVIENTO
VIEN_REB 93 230 1316 524 ELVIENTO REBOMBEO
CIRC_GUAV_1 109,32 230 1410 562 CIRCO GUAVIO
CIRC_GUAV_2 109,85 230 1410 562 CIRCO GUAVIO
GUAV_TORC_1 84 230 1372 547 GUAVIO TORCA
GUAV_TORC_2 84 230 1372 547 GUAVIO TORCA
GUAV_TUNL_1 155,78 230 1620 645 GUAVIO TUNAL
NVESP_GUA_1 140 230 1620 645 NVA ESPERANZA GUAVIO
CIRC_NVESP_1 37 230 1410 562 CIRCO NVA ESPERANZA
NVESP_MATE_1 21 230 1410 562 SUR2 NVA ESPERANZA
NVESP_PARAISO_2 17 230 1410 562 NVA ESPERANZA PARAISO
PARAISO_NVESP_1 17 230 1410 562 NVA ESPERANZA PARAISO
GUAC_PARAISO_1 7,64 230 1120 446 GUACATA PARAISO
GUAC_PARAISO_2 7,66 230 1120 446 GUACATA PARAISO
PARAISO_MATE_21 34,03 230 1410 562 PARAISO SUR2
PURN_SCAR_1 91,33 230 968 386 PURNIO SAN CARLOS
PURN_SCAR_2 91,33 230 968 386 PURNIO SAN CARLOS
PAIPA_SOCH_1 5,25 230 1237 493 PAIPA SOCHAGOTA
PAIPA_SOCH_2 5,25 230 1237 493 PAIPA SOCHAGOTA
CIRC_TUNL_1 29,74 230 1410 562 CIRCO TUNAL
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Pág. 23
NOMBRE LONG
km
Vr
kV Ir máx A
Srmax(Calc)
MVA DESDE HASTA
SUR2_TUNL_1 14,96 230 1410 562 SUR2 TUNAL
L_REF_SFO1 34 230 800 319 REFORMA230 SAN FERNANDO 230
L_REF_SFO2 34 230 800 319 REFORMA230 SAN FERNANDO 230
CHIV2_ALTI 1 150 115 760 151 CHIVOR II ALTILLANURA230
CHIV2_ALTI 2 150 115 760 151 CHIVOR II ALTILLANURA230
GUAV_REF_1 81,13 230 1620 645 GUAVIO REFORMA230
GUAV_VILL_1 81,13 230 1620 645 GUAVIO REFORMA230
TUNA_REF_1 74,95 230 1620 645 TUNAL REFORMA230
TUNL_VILL_1 74,95 230 1620 645 TUNAL REFORMA230
GUAV_SURI_1 89 230 1620 645 GUAVIO SURIA
TUNA_SURI_1 133 230 1620 645 TUNAL SURIA
REFORMA_SURIA 35 230 760 303 SURIA REFORMA230
CHIV2_SURIA 110 230 760 303 SURIA CHIVOR II
Tabla 2.1.6 Líneas del STR y Ecopetrol
NOMBRE LONG
km
Vr
kV Ir máx A
Srmax(Calc)
MVA DESDE HASTA
VILL_BARZ_1 8,06 115 800 159 REFORMA115 BARZAL
VILL_OCOA_1 12 115 643 128 REFORMA115 OCOA
VILL_OCOA_2 12 115 643 128 REFORMA115 OCOA
OCOA_BARZ_1 9,4 115 504 100 OCOA BARZAL
OCOA_GRAN_1 64,5 115 454 90 OCOA GRANADA
OCOA_SURIA1 31,51 115 500 100 OCOA SURIA 115
SURI_PLOPEZ1 53,37 115 500 99 SURIA 115 PT_LOPEZ115
SURI_PLOPEZ2 53,37 115 500 99 SURIA 115 PT_LOPEZ115
SURIA_GRANADA 64 115 593 118 GRANADA SURIA 115
L_LOPEZ_CAMPO1 43 115 530 106 PT_LOPEZ115 CAMPOBONITO
L_LOPEZ_CAMPO2 43 115 530 106 PT_LOPEZ115 CAMPOBONITO
CAMPO_ALTILLANURA 77 115 530 106 CAMPOBONITO ALTILLANURA115
ALTIL_CRIST 56,6 115 464 92 ALTILLANURA115 CRISTALINA115
EMSA_SURIA ECP 2,3 115 400 80 CDS SURIA 115
L_OCOA 0,05 115 584 116 OCOA TERMOCOA115
L_CDC_CDS 33 115 400 80 CDC CDS
L_CDO_CDC 15,6 115 400 80 CDO CDC
L_SFDO_CDC 7,3 115 906 180 SAN_FERNANDO CDC
L-SFDO_CDO 15,6 115 400 80 SAN_FERNANDO CDO
TERMOCOA_CDC 27,6 115 400 80 TERMOCOA CDC
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Pág. 24
En la Tabla 2.1.6 se discriminan en fondo verde claro, las líneas referentes al subsistema
Ecopetrol.
2.1.2 SISTEMA ELÉCTRICO EMSA
GERS dispone de la base de datos de los elementos del sistema eléctrico de EMSA
utilizada en el estudio del Plan de Expansión EMSA desde el año 2011 al año 2020.
El sistema eléctrico de EMSA se encuentra conectado al SIN a través del enlace de la
subestación Reforma con las subestaciones Guavio y Tunal a 230 kV a través de dos
transformadores 230/115 kV de 150 MVA. En el sistema de subtransmisión a 115 kV se
configura un anillo que une las subestaciones de Ocoa, Barzal y Reforma, desde el cual se
derivan de manera radial los nodos de Granada, Suria y Puerto López. A través de
transformadores 115 / 34.5 kV se alimentan las redes de Nivel 3 desde las subestaciones
nombradas. Todos estos circuitos que operan de forma radial presentan grandes
longitudes en sus enlaces produciendo problemas de regulación y baja confiabilidad en el
servicio.
El enlace desde la subestación Granada hacia Reforma se extiende por 76,5 km a 115 kV,
encontrado a su paso en el kilómetro 64,5, el nodo de Ocoa desde el cual se deriva
radialmente hacia Suria 31,5 km de línea. Desde la subestación de Altillanura, cuya
ubicación es próxima al municipio de Puerto Gaitán, se prolonga un circuito de 205 km
hasta Ocoa; en el kilómetro 77 desde Altillanura se encuentra la subestación
Campobonito, proyecto con capacidad de 25 MVA de Generación que se espera
disponible a operar para el año 2011, desde este nodo se recorren 43 km de doble circuito
hasta llegar a la subestación de Puerto López y 53,4 km más para llegar a la subestación
Suria.
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Para el modelado del sistema eléctrico de EMSA se considera la conexión de la
subestación Altillanura 230 kV al STN a través de un transformador 230 / 115 kV de
150 MVA y de un enlace doble circuito hacia la nueva subestación Chivor II, proyecto
recomendado por UPME para el 2013. Este punto de conexión con el STN a través de
Altillanura está contemplado en el "Estudio de conexión de carga en la red de Puerto
Gaitán, Meta" presentado en el año 2010, donde se considera que la subestación
Altillanura 230 kV se conectará mediante un doble circuito de 150 km de longitud con la
subestación Chivor 230 kV.
Demanda de la red eléctrica
Se consideraron los siguientes valores para las cargas concentradas a 115 kV en la red de
EMSA y Ecopetrol según datos reportados en el Plan de Expansión de EMSA para los
años 2013 y 2017.
ÁREA
2013 2014 2015 2016 2017
P
(MW)
Q
(Mvar)
P
(MW)
Q
(Mvar)
P
(MW)
Q
(Mvar)
P
(MW)
Q
(Mvar)
P
(MW)
Q
(Mvar)
BARZAL 64,5 35,6 67,3 38,0 69,9 39,7 72,4 42,0 74,5 43,8
CAQUEZA 20,4 7,2 20,9 7,4 21,5 7,6 22,0 7,8 22,3 7,9
GRANADA 35,6 3,2 37,4 1,9 38,8 2,9 40,1 4,1 41,2 5,3
OCOA 41,1 19,9 39,4 18,9 41,2 20,2 43,0 21,6 44,8 22,9
PTO LOPEZ 4,7 2,8 4,9 2,9 5,1 3,1 5,3 3,3 5,4 3,4
REFORMA 15,5 5,1 16,2 5,4 16,9 5,7 17,5 6,1 18,0 6,3
SURIA 14,3 7,8 14,9 8,3 15,5 8,8 16,0 9,3 16,5 9,7
CAMPOBONITO 7,2 3,5 7,2 3,5 7,2 3,5 7,2 3,5 7,2 3,5
ALTILLANURA 40,0 19,4 40,0 19,4 40,0 19,4 40,0 19,4 40,0 19,4
CRISTALINA 14,0 6,8 14,0 6,8 14,0 6,8 14,0 6,8 14,0 6,8
ECOPETROL 63,0 30,5 63,0 30,5 63,0 30,5 63,0 30,5 63,0 30,5
TOTAL 320,3 141,8 325,2 143,0 333,1 148,2 340.5 154,4 346,9 159,5
Tabla 2.1.7 Demandas EMSA
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Las cargas de Altillanura, Campobonito y Cristalina se mantienen constantes a lo largo de
las simulaciones para los años modelados. Esta es una decisión de los clientes atendidos
en dichos puntos.
Según acuerdos con EMSA, el sistema eléctrico del Meta debe tener la capacidad de
suministrar 70 MVA a Ecopetrol siguiendo los contratos de respaldo existentes. En las
simulaciones realizadas se garantizó este suministro con el objetivo de lograr un modelo
de simulación lo más ajustado posible; no obstante mantener esta condición en el modelo
simulado presenta dificultades por lo cual existen diferencias de pocos MVA del suministro
acordado que no tiene repercusiones importantes para el estudio. Operativamente será
posible lograr este valor máximo en forma exacta, pero serán decisiones propias de
Ecopetrol que pueden obviamente llegar a afectar su confiabilidad interna. Para el estudio
se supusieron enlaces cerrados, lo cual dificultó llegar a un valor exacto.
ÁREA
2013 2014 2015 2016 2017
P
(MW)
Q
(Mvar)
P
(MW)
Q
(Mvar)
P
(MW)
Q
(Mvar)
P
(MW)
Q
(Mvar)
P
(MW)
Q
(Mvar)
CDC 52,0 15,9 60,8 23,7 61,8 25,2 63,2 25,8 63,2 26,8
CDO 49,5 23,7 54,6 22,4 62,7 25,8 64,2 26,4 74,9 31,8
CDS 23,5 13,3 23,9 14,0 24,1 14,0 24,7 14,3 23,5 13,3
SAN FERNANDO 81,0 32,8 88,4 28,8 86,1 30,0 86,1 30,0 86,8 30,0
TOTAL 206,0 85,7 227,7 88,9 234,7 95,0 238,2 96,5 248,4 101,9
Tabla 2.1.8 Demandas ECOPETROL
Conforme al contrato con Ecopetrol, se decidió realizar los análisis bajo el peor escenario:
Ecopetrol demandando toda la potencia que tiene contratada actualmente y la que está en
proceso de contratar con el STN por la nueva línea Reforma – San Fernando 230 kV. En
esta situación los enlaces con las subestaciones Ocoa y Suria EMSA, se consideran
cerrados.
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Pág. 27
En la Figura 2.1.2 se presenta el diagrama unifilar de la red principal del sistema eléctrico
de EMSA, en 115 kV mostrando la interconexión a 230 kV con el STN y en achurado azul
el sistema asociado a Ecopetrol.
Figura 2.1.2 Diagrama Unifilar del sistema eléctrico de EMSA, niveles 230, 115 kV, año 2013.
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2.2 CASOS DE ESTUDIO
Debido a que la configuración del sistema de subtransmisión y distribución es en su
mayoría radial con circuitos de gran longitud, se producen problemas de regulación de
tensión en las subestaciones lejanas, pérdidas técnicas y baja confiabilidad, situaciones
que se mejoran sustancialmente al realizar una conexión a 230 kV a través de la
subestación Suria. (Según Estudio de Planeamiento Sistema Eléctrico EMSA 2011-2020)
A continuación se describen las alternativas planteadas para dicha conexión.
a) Guavio – Tunal (Gua-Tun): Apertura del circuito 2, de la línea a 230 kV Guavio –
Tunal, para ser extendida hacia la subestación Suria donde se construirían las
bahías de la línea en doble circuito y transformación 230/115 kV, como está
formulado en el Estudio de Planeamiento del Sistema Eléctrico EMSA 2011 – 2020,
realizado por GERS.
En el estudio citado se compara esta opción con la de crear un punto de inyección a
EMSA a través de la subestación Puerto López 230 kV, y con la alternativa de
instalar un tercer transformador en la subestación Reforma de 150 MVA. Como
resultado de ese estudio de Planeamiento, se obtiene que el proyecto Guavio –
Tunal es más eficiente que las otras dos alternativas, respecto a las pérdidas,
debido a que distribuye mejor las cargabilidades de los transformadores y mejora
las tensiones del anillo a 115 kV, ya que está geográficamente mejor ubicada
respecto al centro de carga del sistema dando mayor soporte al subsistema
Ecopetrol.
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Figura 2.2.1 Alternativa de conexión Guavio – Tunal a Suria 230 kV
La reconfiguración de esta línea, implica construir una derivación de 33 km hacia Suria,
a la altura del km. 100 medido desde Tunal. Esto significa que son 133 km desde la
subestación Tunal hacia Suria y 89 km de enlace con Guavio.
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b) Reforma – Suria (Ref - Sur): Apertura del circuito 2, de la línea a 230 kV Guavio –
Tunal, a la altura de la subestación Reforma donde se construiría un segundo
barraje con bahías de línea del STN y Bahía de línea del STR a 230 kV hacia la
subestación Suria donde se construiría bahía de línea y bahías de transformación
230 y 115 kV.
Figura 2.2.2 Alternativa de conexión Reforma a Suria 230 kV
La apertura de esta línea no conlleva un recorrido adicional de la línea Tunal – Guavio; y
es necesario construir un tramo de 35 km entre Reforma 230 y Suria 230 kV.
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c) Chivor II – Suria (Chi-Sur): Conexión de la subestación Suria a la subestación
Chivor II mediante línea a 230 kV con construcción de bahía de línea en Chivor II y
bahía de línea en Suria con transformación 230/115 kV.
Figura 2.2.3 Alternativa de conexión Chivor II a Suria 230 kV
La longitud de la nueva línea de enlace entre la subestación Chivor II y Suria es de
110 km.
Las anteriores alternativas se validan en conjunto con la opción de conexión de la
subestación Altillanura a la subestación Chivor II mediante doble circuito a 230 kV,
presentada por EMSA a UPME, en el 2010.
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2.3 CONSIDERACIONES
Para los análisis que más adelante se presentan, se consideraron los siguientes
escenarios de generación en Chivor y Guavio:
Despacho 1 Despacho 2 Despacho 3 Despacho 4 Despacho 5
CHIVOR 1000 MW
100%
1000 MW
100%
1000 MW
100%
400 MW
40%
200 MW
20%
GUAVIO 225 MW
18,75%
425 MW
35,4%
1200 MW
100%
1200 MW
100%
1200 MW
100%
Tabla 2.3.1 Escenarios de Despacho de Generación en Guavio y Chivor
En conjunto con EMSA se definen los siguientes escenarios de carga:
• DEMANDA ECOPETROL: Se consideró la demanda total de ECOPETROL para el
2013 en 206 MW (228,9 MVA), se admiten 70 MVA en el contrato de importación
desde EMSA con un factor de potencia de 0,9 (63 MW); se asume importación
desde el STN para suplir el 60% de la carga restante, es decir 143 MW * 60% =
85.8 MW a través de la línea Reforma – San Fernando. Para el 2017 se consideró
una demanda de 250 MW conservando el mismo contrato con EMSA (70 MVA) y
del restante importar el 60% desde el STN. A continuación se muestran en una
tabla los flujos de potencia hacia Ecopetrol desde EMSA y el STN.
2013 2014 2015 2016 2017
P (MW)
Q (Mvar)
P (MW)
Q (Mvar)
P (MW)
Q (Mvar)
P (MW)
Q (Mvar)
P (MW)
Q (Mvar)
EMSA 63 30,5 63 30,5 63 30,5 63 30,5 63 30,5
STN 85,8 41,5 98,8 47,8 103,0 49,9 105,1 50,9 111,2 53,8
Tabla 2.3.2 Importación Eléctrica estimada para Ecopetrol
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• DEMANDA HOCOL - CEPCOLSA: Se consideró la demanda concentrada a 115 kV
en Altillanura y Cristalina total de 60 MVA, teniendo una demanda en Hocol de
14 MW. Carga que permanecerá constante en el horizonte analizado (2013 – 2017).
2.4 SOFTWARE UTILIZADO
Los análisis se realizaron utilizando el software de análisis de sistemas de potencia
NEPLAN de BCP con sede en Suiza, el cual utiliza metodologías propuestas en las
normas internacionales ANSI/IEEE e IEC, para la realización de este tipo de estudios.
Para interpretar correctamente los diagramas del programa NEPLAN, es importante tener
en cuenta la posición de abierto-cerrado de los interruptores. Donde el cuadro sin relleno
corresponde a interruptor abierto y el cuadro con relleno corresponde a interruptor cerrado.
Las flechas corresponden a las cargas y el cuadro con achurado representa el equivalente
de red. El software utilizado hace uso de esta nomenclatura que se presenta en el
siguiente dibujo.
Interruptor lógico “cerrado”
Alimentador Red
Nodo Nodo
Nodo Línea
Interruptor lógico “abierto”
Subestación
Figura 2.4.1 Nomenclatura del Software Neplan
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3 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO
3.1 CONSIDERACIONES GENERALES
Se efectuaron cálculos de cortocircuito trifásico y monofásico en cada barraje de la red
EMSA a 115 kV para el escenario del año 2017 considerando todos los generadores del
sistema conectados, haciendo uso de la norma IEC 60909 en la cual los voltajes de
prefalla son del 110% del voltaje nominal para todo el sistema.
Como resultados de este análisis se obtienen las corrientes pico y de interrupción
simétrica, los cuales se presentan en diagramas unifilares y tablas donde aparecen las
barras de la red EMSA y nodos próximos a ella con influencia del proyecto.
La corriente pico (Ip) es el mayor valor instantáneo posible de la corriente de cortocircuito
en el primer ciclo y depende de la relación R/X. La corriente de interrupción simétrica de
cortocircuito (Ib) se define como el valor r.m.s. de la componente simétrica de la corriente
de cortocircuito, para el instante de separación de los contactos del dispositivo de
interrupción.
3.2 RESULTADOS DEL ANÁLISIS DE CORTOCIRCUITO
A continuación se exponen los resultados obtenidos del análisis de cortocircuito para el
año 2017 sobre cada alternativa de conexión evaluada en este estudio, resaltando en rojo
los mayores valores de corrientes de cortocircuito.
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SIN OBRAS GUA-TUN REF-SUR CHI-SUR
Ubicación de Falla
Ip Ib Ip Ib Ip Ib Ip Ib
kA kA kA kA kA kA kA kA SURIA 18,3 8,2 28,5 12,0 27,4 11,6 25,9 11,1
SAN_FERNANDO 29,7 11,8 30,7 12,3 31,6 12,6 30,7 12,3
REFORMA 29,5 12,1 30,7 12,6 32,7 13,3 30,8 12,6
CAQUEZA 16,2 7,1 16,2 7,2 16,3 7,2 16,2 7,2
OCOA 27,2 11,4 29,0 12,3 29,8 12,6 28,9 12,2
GRANADA 6,8 3,3 7,2 3,5 7,2 3,5 7,2 3,5
BARZAL 21,6 9,2 22,4 9,6 23,2 9,9 22,4 9,6
ALTILLANURA 12,1 5,3 12,1 5,3 12,1 5,3 12,1 5,3
CRISTALINA 3,4 1,7 3,4 1,7 3,4 1,7 3,4 1,7
PT_LOPEZ 9,9 4,7 11,1 5,3 11,0 5,2 10,9 5,2
CAMPOBONITO 8,8 4,2 9,3 4,5 9,3 4,5 9,2 4,4
CDC 22,8 9,6 23,9 10,2 24,2 10,3 23,8 10,2
CDS 18,3 8,2 26,2 11,3 25,4 10,9 24,4 10,6
TERMOCOA 27,1 11,4 28,9 12,2 29,8 12,6 28,8 12,2
CDO 19,4 9,0 20,0 9,4 20,4 9,5 20,0 9,3
Tabla 3.2.1 Resultados Análisis Cortocircuito Trifásico, Nodos 115 kV.
SIN OBRAS GUA-TUN REF-SUR CHI-SUR
Ubicación de Falla
Ip Ib Ip Ib Ip Ib Ip Ib
(kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) (kA) SURIA 16,6 7,5 30,2 12,8 29,5 12,6 27,2 11,8
SAN_FERNANDO 33,9 13,8 34,7 14,3 35,8 14,7 34,7 14,3
REFORMA 32,5 13,3 33,5 13,8 35,8 14,6 33,6 13,8
CAQUEZA 10,3 4,5 10,3 4,6 10,3 4,6 10,3 4,6
OCOA 25,8 10,9 27,0 11,5 27,7 11,7 27,0 11,5
GRANADA 6,0 2,9 6,3 3,1 6,3 3,0 6,3 3,0
BARZAL 18,8 8,0 19,2 8,2 19,7 8,4 19,2 8,2
ALTILLANURA 13,0 5,7 13,1 5,8 13,1 5,8 13,0 5,7
CRISTALINA 2,4 1,2 2,4 1,2 2,4 1,2 2,4 1,2
PT_LOPEZ 7,0 3,4 7,6 3,6 7,6 3,6 7,5 3,6
CAMPOBONITO 8,8 4,2 9,1 4,4 9,1 4,4 9,0 4,4
CDC 20,5 8,7 21,1 9,1 21,3 9,2 21,1 9,1
CDS 17,7 8,0 27,0 11,7 26,5 11,5 25,1 11,0
TERMOCOA 25,8 10,9 26,9 11,5 27,6 11,7 26,9 11,4
CDO 15,6 7,3 15,9 7,5 16,1 7,5 15,9 7,5
Tabla 3.2.2 Resultados de Análisis de Cortocircuito Monofásico, Nodos 115 kV.
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Pág. 36
Los resultados anteriores permiten concluir:
a) Los niveles de cortocircuito de interrupción son menores de 15 kA en todos los
casos, considerándose esta cifra un valor bajo ya que las capacidades interruptivas
son mayores a este valor.
b) El hecho de que casi siempre el nivel de corto es más alto en las alternativas (a)
(Gua-Tun) y (b) (Ref-Sur), dejan en evidencia que estas dos opciones de conexión
ocasionan nodos más fuertes, lo cual es conveniente para el sistema EMSA, dados
sus bajos niveles de corto en muchos puntos al interior (34,5 kV) de su sistema
eléctrico.
c) El alto nivel de cortocircuito de la subestación San Fernando y en algunos nodos al
interior de Ecopetrol, es consecuencia del alto grado de generación propia que está
siendo planeada para este sistema. La alternativa (a) (Gua-Tun) es la que menos
impacto ocasiona en este subsistema.
Los resultados en forma gráfica se presentan en los documentos PDF anexos a este
documento.
En la página siguiente se presenta un ejemplo para el caso Guavio – Tunal 2017.
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Figura 3.2.1. Resultado gráfico análisis de cortocircuito, Guavio Tunal - Suria 2017
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A continuación se presentan a través de gráficos de barras verticales los valores de
corriente de interrupción simétrica de cortocircuito (Ib) trifásico y monofásico, en las
barras de 115 kV separadas en grupos según su cercanía hacia la conexión con el SIN,
evaluado en las diferentes alternativas incluyendo el caso base en el año 2017.
Figura 3.2.2 Niveles de corriente pico de cortocircuito trifásico (Ib)
Figura 3.2.3 Niveles de corriente pico de cortocircuito trifásico (Ib)
0
5
10
REFORMA OCOA BARZAL SURIA
Ib (kA) Trifásico
SIN OBRAS
GUA-TUN
REF-SUR
CHI-SUR
0
2
4
6
8 Ib (kA) Trifásico
SIN OBRAS
GUA-TUN
REF-SUR
CHI-SUR
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Figura 3.2.4 Niveles de corriente pico de cortocircuito trifásico (Ib)
Figura 3.2.5 Niveles de corriente pico de cortocircuito monofásico (Ib)
0
5
10
S_FERNANDO TERMOCOA CDC CDO CDS
Ib (kA) Trifásico
SIN OBRAS
GUA-TUN
REF-SUR
CHI-SUR
0
5
10
15
REFORMA OCOA BARZAL SURIA
Ib (kA) Monofásico
SIN OBRAS
GUA-TUN
REF-SUR
CHI-SUR
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Figura 3.2.6 Niveles de corriente pico de cortocircuito monofásico (Ib)
Figura 3.2.7 Niveles de corriente pico de cortocircuito monofásico (Ib)
0
2
4
6
ALTILLANURA CAQUEZA CAMPOBONITO PT_LOPEZ GRANADA CRISTALINA
Ib (kA) Monofásico
SIN OBRAS
GUA-TUN
REF-SUR
CHI-SUR
0
5
10
15
S_FERNANDO TERMOCOA CDC CDS CDO
Ib (kA) Monofásico
SIN OBRAS
GUA-TUN
REF-SUR
CHI-SUR
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En las Figura 3.2.2 y Figura 3.2.5 se puede observar como es el incremento de los
niveles de cortocircuito según la alternativa planteada para las barras de Reforma, Ocoa,
Barzal y Suria a 115 kV. Los nodos que conforman el anillo sufren un mayor incremento
bajo la alternativa de conexión Ref-Sur, pero el mayor incremento aparece en el nodo
Suria con la alternativa Gua-Tun siendo de 1,7 veces la corriente de interrupción simétrica
ante un cortocircuito monofásico del escenario sin obras.
En las Figura 3.2.3, Figura 3.2.6, se muestran los niveles de corriente pico de
cortocircuito trifásico y monofásico para los nodos Altillanura, Caqueza, Campobonito,
Puerto López, Granada y Cristalina todos a 115 kV; se observa un incremento leve de la
corriente Ib respecto al caso base; aunque no hay mucha diferencia entre las alternativas,
el mayor aumento (12%) se da gracias a la alternativa de conexión Gua-Tun en un
cortocircuito trifásico en el nodo Puerto López.
Las Figura 3.2.4 y Figura 3.2.7 muestran los niveles de corriente de interrupción simétrica
de cortocircuito en los nodos pertenecientes al subsistema Ecopetrol, donde se observa un
nivel de cortocircuito alto debido a los generadores que se tienen presupuestados en estas
subestaciones. La alternativa Gua-Tun es la que causa menos efectos en estos niveles.
En los gráficos de barras se observa como las alternativas Gua-Tun y Ref-Sur son las que
mayor robustez aportan a los nodos al incrementar sus niveles de cortocircuito. La
alternativa de conexión desde Chivor II hasta Suria a 230 kV aporta muy poco a los niveles
de cortocircuito en los nodos evaluados.
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
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4 ESTUDIO DE FLUJOS DE CARGA
4.1 INFORMACIÓN BÁSICA
El objetivo de este estudio es determinar si en condiciones de estado estable,
considerando contingencias, los nuevos puntos de conexión a 230 kV, ocasionan
dificultades operativas tanto para el STN como en el sistema 115 kV de EMSA. Estas
dificultades se pueden observar a través de dos aspectos: sobrecargas en los elementos
y/o bajos e incluso altos voltajes en los nodos.
En este estudio GERS realizó simulaciones de flujos de carga para el sistema eléctrico
considerando diferentes escenarios para el análisis de conexión de la nueva subestación.
Para evaluar la cargabilidad y los voltajes del sistema, se consideran los siguientes límites
operativos:
Los voltajes de estado permanente aceptables, están entre 90% y 110% del voltaje
nominal del barraje. Estos límites se encuentran definidos en el Anexo 1 de la resolución
CREG 024 de 2005. Estos valores fueron calculados y se consignan en la Tabla 4.1.1
para los niveles de tensión 230 y 115 kV.
La evaluación para determinar la cargabilidad de las líneas y transformadores se calculó
con base en la corriente nominal, así se considera que todos los transformadores de
potencia y conductores eléctricos, se pueden cargar hasta el 100% de su capacidad
nominal. El diseñador establece la capacidad máxima a la que se pueden cargar estos
dispositivos. (Ver Tabla 4.1.1, Tabla 4.1.2 y Tabla 4.1.3)
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
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• En el análisis de estado estacionario se consideraron contingencias sencillas en las
líneas de transmisión y en los transformadores 230/115 kV.
• Los estudios de flujo de carga se realizaron para la condición de demanda máxima.
Tensiones en kV
Nominal Límite
Inferior 90%
Límite
Superior 110%
230.0 207.0 253.0
115.0 103.5 126.5
Tabla 4.1.1 Límites de operación para los niveles de tensión 230 y 115 kV
La capacidad de los transformadores y las líneas de transmisión se presentan en las
siguientes tablas:
Tabla 4.1.2 Capacidad de Transformadores de 3 devanados 230/115 kV, red EMSA
NOMBRE
Capacidad
nominal
(MVA)
Tensión
nom. prim
(kV)
Tensión
nom. sec
(kV)
Tensión
nom. ter
(kV)
Zcc (1)
%
Zcc (0)
%
Corriente
Máxima pri
(A)
UBICACIÓN
TR REFORMA1 150 230 115 13,2 16,5 16,5 393,6 REFORMA
TR REFORMA2 150 230 115 13,2 16,5 16,5 393,6 REFORMA
TR Sn FERNANDO 150 230 115 13,2 12,0 10,0 393,6 SAN FERNANDO
TR ALTILLANURA 150 230 115 13,8 10,0 10,0 393,6 ALTILLANURA
TR SURIA 150 230 115 13,8 12,0 10,0 393,6 SURIA
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NOMBRE Longitud
(km)
Tensión
Nominal (kV)
Corriente
máxima (A) Desde Hasta
GUAV_REF_21 81,13 230 1620 GUAVIO REFORMA230
GUAV_VILL_21 81,13 230 1620 GUAVIO REFORMA230
TUNA_REF_21 74,95 230 1620 TUNAL REFORMA
TUNL_VILL_21 74,95 230 1620 TUNAL REFORMA
CHIV2_ALTI_21 150,0 230 760 CHIVOR2 ALTILLANURA
CHIV2_ALTI_22 150,0 230 760 CHIVOR2 ALTILLANURA
GUAV_SURI_21 89,0 230 1620 GUAVIO SURIA
TUNA_SURI_21 133,0 230 1620 TUNAL SURIA
REFORMA_SURIA 35,0 230 760 SURIA REFORMA
CHIV2_SURIA 110,0 230 760 SURIA CHIVOR2
L_REF_SFO1 34,0 230 760 REFORMA SAN FERNANDO
L_REF_SFO2 34,0 230 760 REFORMA SAN FERNANDO
VILL_BARZ_11 8,06 115 760 REFORMA BARZAL
VILL_OCOA_11 12,0 115 760 REFORMA OCOA
VILL_OCOA_12 12,0 115 760 REFORMA OCOA
CAQZ_VILL_11 42,75 115 760 CAQUEZA REFORMA
OCOA_BARZ_11 9,4 115 593 OCOA BARZAL
OCOA_GRAN_11 64,5 115 530 OCOA GRANADA
OCOA_SURIA11 31,51 115 593 OCOA SURIA
SURI_PLOPEZ11 53,37 115 593 SURIA PT_LOPEZ
SURI_PLOPEZ12 53,37 115 593 SURIA PT_LOPEZ
SURIA_GRANADA 64,0 115 593 GRANADA SURIA
L_LOPEZ_CAMPO1 43,0 115 530 PT_LOPEZ CAMPOBONITO
L_LOPEZ_CAMPO2 43,0 115 530 PT_LOPEZ CAMPOBONITO
CAMPO_ALTILLANURA 77,0 115 530 CAMPOBONITO ALTILLANURA
ALTIL_CRIST11 56,6 115 530 ALTILLANURA CRISTALINA
EMSA_SURIA ECP 2,3 115 400 CDS SURIA
L_OCOA 0,05 115 584 OCOA TERMOCOA
L_SFDO_CDC 7,3 115 906 SAN_FERNANDO CDC
L-SFDO_CDO 15,6 115 400 SAN_FERNANDO CDO
L_CDC_CDS 33,0 115 400 CDC CDS
L_CDO_CDC 15,6 115 400 CDO CDC
TERMOCOA_CDC 27,6 115 400 TERMOCOA CDC
Tabla 4.1.3 Capacidad de Líneas de transmisión, red EMSA y circuitos próximos al Meta
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4.2 RESULTADO DEL ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA
4.2.1 CASO BASE
Con el fin de establecer un punto de partida para el análisis de flujo de carga se realizaron
los cálculos para la red en el año 2013 y 2017 considerando la no realización de las
alternativas previstas con este estudio, contemplando tres escenarios de despacho
(críticos) en generadores de Chivor y Guavio, de los 5 que se muestran en la Tabla 2.3.1.
Figura 4.2.1 Tensión en barras de 230 kV, 2013
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Pág. 46
Figura 4.2.2 Tensión en barras 115 kV, 2013
De la simulación para el año 2013 se puede observar que el sistema tiene un
comportamiento de tensiones aceptables. No obstante, a nivel de 115 kV, los barrajes de
Suria, Puerto López y Granada pertenecientes a la red EMSA se encuentran muy
próximos al límite inferior de voltaje. Los barrajes de CDC, CDO, CDS y San Fernando,
referentes a Ecopetrol también están cerca del límite inferior. Tener en cuenta que esta
situación es sin contingencia.
Al evaluar el caso base para el año 2013 bajo algunas contingencias en tres escenarios de
despacho de Chivor y Guavio se observa que las barras de 115 kV y 230 kV (eje
ordenadas) no se encuentran suficientemente fortalecidas para soportar la salida de líneas
(eje abscisas) como la de Guavio a Reforma, contingencia en la que el voltaje de los
80
95
110
125
Ten
sió
n O
pe
raci
ón
(kV
)
Despacho 1 Despacho 3 Despacho 5 Límite Inferior Límite Superior
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nodos Suria, Puerto Lopez y Granada y nodos pertenecientes a Ecopetrol a 115 kV, y San
Fernando y Reforma a 230 kV, descienden por debajo del límite inferior de voltaje.
Figura 4.2.3 Tensión en % en barras del Meta, ante contingencias, 2013
Para mejorar los voltajes en las barras mencionadas se deslastró el siguiente porcentaje
de la demanda total de EMSA incluyendo Altillanura, sin afectar la demanda de Ecopetrol,
(Carga Meta 250 MW)
DESPACHO 1 DESPACHO 3 DESPACHO 5
Porcentaje a Deslastrar 30% 30% 20%
Pérdida de Potencia 75 MW 75 MW 50 MW
Tabla 4.2.1 Deslastre de carga. 2013
BARZAL
CAMPOBONITO
CAQUEZA115
GRANADA
OCOA
PT_LOPEZ115
REFORMA 230
REFORMA115
SAN FERNANDO 230
SURIA 115
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
Base Guavio -
Reforma
Tr S. Fernando Chivor - Chivor 2
100-110
90-100
80-90
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Al realizar los cálculos de flujo de carga ante el escenario de no haber realizado las obras
propuestas para el año 2017, se observa en la Figura 4.2.4 que las tensiones de las
barras de Reforma y San Fernando 230 kV, en condiciones normales de operación, es
decir fuera de contingencia, se encuentran cercanas al límite inferior de voltaje, lo que
muestra un aumento en la sensibilidad de estos nodos.
Figura 4.2.4 Tensión en barras de 230 kV, 2017
Respecto a las tensiones en la red EMSA a 115 kV, la situación no es aceptable, ya que
los nodos de Granada y Suria (pertenecientes a EMSA) violan el límite inferior de tensión,
y Barzal, Campobonito, Puerto López están cerca de este límite. Esta condición de
análisis, es sin contingencia.
190
210
230
250
Ten
sió
n O
per
ació
n (
kV)
Despacho 1 Despacho 3 Despacho 5 Límite Inferior Límite Superior
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Figura 4.2.5 Tensión en barras 115 kV, 2017
Al evaluar el caso base para el año 2017 bajo las contingencias más críticas, las barras de
115 kV y 230 kV no son lo suficientemente robustas para soportar la salida de líneas como
la de Guavio a Reforma, Tunal a Reforma o la contingencia de uno de los transformadores
230/115 kV de Reforma. En la gráfica siguiente se observa en el eje vertical las
contingencias y en el horizontal los nodos afectados. Se observa que las tensiones caen
por debajo del 90% en todos los nodos ante la apertura de las líneas que conectan a
Reforma con el STN. Ante la contingencia del transformador de Reforma además de la
caída de tensiones también se provoca una sobrecarga del transformador que queda en
operación del 166%.
80
95
110
125
Ten
sió
n O
pe
raci
ón
(kV
)
Despacho 1 Despacho 3 Despacho 5 Límite Inferior Límite Superior
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Figura 4.2.6 Tensión en % en barras del Meta, ante contingencias, 2017
Se logra mejorar las tensiones al deslastrar cargas en todo el Meta, excepto en el área
correspondiente a Ecopetrol. Carga Meta (284 MW)
Guavio -Reforma Tunal -Reforma Tr Reforma
Porcentaje a Deslastrar 65% 15% 20%
Pérdida de Potencia 184 MW 42 MW 57 MW
Tabla 4.2.2. Deslastre de carga, 2017
4.2.2 COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS EN EL AÑO 2013
A continuación se ilustran en gráficas los resultados de voltajes en las barras para los
niveles de 230 y 115 kV en tres diferentes despachos de los generadores Guavio y Chivor
(Despacho 1, 3 y 5 de la Tabla 2.3.1), y para las tres alternativas analizadas y el caso
base, para el año 2013.
BASE
GUAVIO-REFORMA
TUNAL-REFORMA
TR REFORMA
Contingencias
100-110
90-100
80-90
70-80
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• Despacho de Generación: Chivor 1000 MW, Guavio 225 MW
Figura 4.2.7 Porcentaje de tensión en barras 230 kV, 2013
Figura 4.2.8 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2013
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
pe
raci
ón
%
Sin Obra Ref - Suria Chivor2 - Suria
Guav Tun - Suria Límite Inferior Límite Superior
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
per
ació
n (
%)
Sin Obra Guavio Tunal - Suria Reforma - Suria
Límite Inferior Límite Superior Chivor 2 - Suria
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• Despacho de generación: Chivor 1000 MW, Guavio 1200 MW
Figura 4.2.9 Porcentaje de tensión en barras 230 kV, 2013
Figura 4.2.10 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2013
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
pe
raci
ón
%
Sin Obra Ref - Suria Chivor2 - Suria
Guav Tun - Suria Límite Inferior Límite Superior
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
per
ació
n (
%)
Sin Obra Guavio Tunal - Suria Reforma - Suria
Chivor 2 - Suria Límite Inferior Límite Superior
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• Despacho de generación: Chivor 200 MW, Guavio 1200 MW
Figura 4.2.11 Porcentaje de tensión en barras 230 kV, 2013
Figura 4.2.12 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2013
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
pe
raci
ón
%
Sin Obra Ref - Suria Chivor2 - Suria
Guav Tun - Suria Límite Inferior Límite Superior
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
pe
raci
ón
(%
)
Sin Obra Guavio Tunal - Suria Reforma - Suria
Chivor 2 - Suria Límite Inferior Límite Superior
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Las gráficas obtenidas para el año 2013 en la comparación entre las tres alternativas de
conexión propuestas, muestran que todas afectan favorablemente la tensión en las barras
a 230 kV.
Al interior de la red de EMSA las alternativas ofrecen una mejora en la tensión de las
barras a niveles de tensión de 115 kV, dándole mayor estabilidad al sistema ante
contingencias.
Ante diferentes despachos de generación en las subestaciones Guavio y Chivor se
constata en los graficos anteriores, que de las tres alternativas la que ofrece un escenario
más uniforme de tensiones, es la conexión de Guavio y Tunal a Suria (Gua – Tun) y la
alternativa de conexión desde Chivor II hacia Suria. No obstante está última opción pierde
fortaleza en circunstancias de operación del sistema donde la generación en Chivor sea
baja.
La alternativa (b) (Reforma a Suria) se comporta muy similar ante los tres despachos
simulados, a pesar de ello, con ésta conexión no se logra el incremento de tensión al
100% del voltaje nominal de las barras.
4.2.3 COMPARACIÓN DE ALTERNATIVAS EN EL AÑO 2017
Para el año 2017 las alternativas de conexión ofrecen un escenario donde las tensiones a
230 kV y a 115 kV no rebasan los límites de voltaje de las barras en la red de EMSA y las
próximas pertenecientes al STN.
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• Escenario de despacho de generación: Chivor 1000 MW, Guavio 225 MW
Figura 4.2.13 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2017
• Escenario de despacho de generación: Chivor 1000 MW, Guavio 1200 MW
Figura 4.2.14 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2017
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
pe
raci
ón
(%
)
Sin Obra Guavio Tunal - Suria Reforma - Suria
Chivor 2 - Suria Límite Inferior Límite Superior
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
pe
raci
ón
(%
)
Sin Obra Guavio Tunal - Suria Reforma - Suria
Chivor 2 - Suria Límite Inferior Límite Superior
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• Escenario de despacho de generación: Chivor 200 MW, Guavio 1200 MW
Figura 4.2.15 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2017
4.2.4 ANÁLISIS BAJO CONTINGENCIAS
A continuación se muestra mediante gráficas las contingencias que provocan violaciones
en los límites de tensión y sobrecargan los elementos del sistema. Las tablas Excel,
adjuntas a este informe “Tablas FC.xlsx” y “2013-2017-V-C_Contingencias.xlsx” presentan
el detalle.
Es conveniente anotar que se realizaron contingencias para prácticamente todas las líneas
en 230 kV en el STN en el área vecina, las líneas de 500 kV en las inmediaciones de
Bogotá, en los transformadores de 230/115 kV y en las líneas de 115 kV de EMSA. Solo
se presentan a continuación las contingencias consideradas más graves. En un CD
adjunto se presentan las hojas de cálculo previamente indicadas.
85
90
95
100
105
110
115
Ten
sió
n O
per
ació
n (
%)
Sin Obra Guavio Tunal - Suria Reforma - Suria
Chivor 2 - Suria Límite Inferior Límite Superior
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4.2.4.1 Año 2013
• Alternativa Gua-Tun: Conexión de Guavio y Tunal a Suria.
Para esta alternativa se analizan tres contingencias consideradas como las más graves ya
que ocasionan violación de los límites inferiores de voltaje en algunas barras o
sobrecargas.
Figura 4.2.16 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2013
La contingencia en la línea que conecta a Guavio con la subestación Reforma afecta la
tensión en la barra de Reforma a 230 kV y en consecuencia la de San Fernando, las
cuales descienden por debajo del 90% ocasionando una violación del límite inferior.
ALTILLANURA
CAMPOBONITO
CRISTALINA
GRANADA
PTO_LOPEZ
REFORMA 230
Sn FERNANDO
Sn FERNANDO 2301
35
13
51
35
13
51
35
13
51
35
13
5
CASO BASE
CDS-SURIA
GUAVIO_REFORMA
SURIA-GRANADA
TERMOCOA-CDO
TR Sn FERNANDOTR SURIA
TUNAL-REFORMA
Contingencias
100 - 110
90 - 100
80 - 90
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Figura 4.2.17 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2013
En cuanto a la sobrecarga de elementos se observa que el transformador de Suria
experimenta sobrecargas hasta del 104%, mientras la generación de Chivor y Guavio se
encuentra al máximo, siendo la salida de la línea de Guavio a Reforma la más crítica. Se
debe tener en cuenta en este punto que las contingencias fueron realizadas con EMSA
suministrando los 70 MVA hacia Ecopetrol, de tal forma que un re-despacho al interior de
Ecopetrol, soluciona el inconveniente; en particular al entrar en operación uno de los
generadores de la subestación San Fernando o de la subestación Termosuria con 30 MW
la sobrecarga en el transformador de Suria desaparece al igual que la sobrecarga de la
línea CDS a Suria. Con respecto a la línea CDS – Suria, se informa que es propiedad de
Ecopetrol, y que puede ser puesto en servicio un circuito paralelo con alguna facilidad,
eliminando de esta forma dicha sobrecarga en cualquier contingencia.
0
20
40
60
80
100
120
1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE GUAVIO-REFORMA TR Sn FERNANDO
TR REFORMA
TR Sn FERNANDO
TR SURIA
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Con el objetivo de mejorar las tensiones y limitar las sobrecargas en elementos del
sistema ante la contingencia de la línea Guavio a Reforma, es necesario realizar un
deslastre de carga máximo del 5% en la red EMSA (12,5 MW)
• Alternativa (b): Conexión de Reforma a Suria.
Figura 4.2.18 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias. Año 2013
La tensión en los nodos de Altillanura a 115 kV y Reforma y San Fernando a 230 kV se
encuentran, desde el caso base con voltajes que alcanzan el 100% de la Tensión nominal,
cuando ocurre una contingencia en la línea que va desde Guavio hacia Reforma aparece
una depresión en el voltaje de los nodos Reforma y San Fernando que viola el límite
inferior de voltaje mientras la generación en las subestaciones Guavio es mínima y en
Chivor se encuentra al máximo (Despacho 1). En el gráfico se puede observar que la gran
mayoria de nodos del sistema eléctrico EMSA se encuentran en el rango de 90 a 100%
del valor nominal, no viola el límite inferior, pero muestra una alta sensibilidad.
ALTILLANURA
CAMPOBONITO
CRISTALINA
GRANADA
PTO_LOPEZ
REFORMA 230
Sn FERNANDO 115
Sn FERNANDO 230
SURIA 230
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE
GUAVIO_REFORMAREFORMA-SURIA
SURIA-GRANADATR Sn FERNANDO
TR SURIAContingencias
100-110
90-100
80-90
70-80
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Figura 4.2.19 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2013
Contingencias en el transformador de San Fernando provocan esfuerzos en la línea que
conecta CDS de Ecopetrol con la subestación de Suria a 115 kV, por encima del 100%, al
incrementar la generación en la subestación Termosuria se elimina esta sobrecarga.
En la Figura 4.2.19 se observa un incremento grande en la cargabilidad de la línea de
Chivor a Guavio ante la apertura de las líneas Chivor a Chivor II y de Chivor a Guavio. El
Transformador de Suria aumenta su cargabilidad cuando sale de operación la línea que
conecta Guavio con Reforma. Cuando se encuentra fuera de funcionamiento uno de los
0
20
40
60
80
100
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE CHIVOR-CHIVOR II CHIVOR-GUAVIO GUAVIO_REFORMA TR REFORMA TR Sn FERNANDO
CHIVOR_GUAVIO
TR REFORMA
TR SURIA
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 61
transformadores de la subestación Reforma, la cargabilidad del transformador que queda
en servicio alcanza el 99%.
• Alternativa (c): Conexión de Chivor II a Suria
Figura 4.2.20 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2013
La salida de la línea que conecta la subestación de Chivor II con Suria a 230 kV ocasiona
una violación del límite inferior de voltaje en las barras de San Fernando a 115 kV
alcanzando el 80% del voltaje nominal. Se observa otra violación en el nodo de San
Fernando a 230 kV, provocada por la salida de operación de la línea que va de Guavio a
Reforma.
En esta alternativa de conexión la salida de la línea que conecta la nueva estación
Chivor II con la existente Chivor provoca una sobrecarga de 114% en la línea que queda
en servicio de este doble enlace, cuando el escenario de despacho de Guavio y Chivor es
el máximo. Contingencias en la línea que une a Guavio con la subestación Reforma
CAMPOBONITO
CRISTALINA
Sn FERNANDO 115
Sn FERNANDO 230
SURIA 230
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE CHIVOR2 - SURIA GUAVIO_REFORMA TR Sn FERNANDO
Contingencias
100 - 110
90 - 100
80 - 90
70 - 80
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 62
ocasionan sobrecargas en el transformador de Suria, siendo la mayor sobrecarga del
101%. Las sobrecargas de la línea que une el sistema de Ecopetrol con la red de EMSA a
través de Suria pueden ser evitadas con el despacho adecuado de los generadores de la
subestación de San Fernando y de Termosuria.
Figura 4.2.21 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2013
Las bajas tensiones ocasionadas por la apertura de la Linea Guavio a Reforma mejoran
cuando se deslatra un 10% de la carga de EMSA (25 MW).
-
20
40
60
80
100
120
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE CHIVOR-CHIVOR II GUAVIO_REFORMA TR Sn FERNANDO
CHIVOR_CHIVOR2
TR REFORMA
TR Sn FERNANDO
TR SURIA
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
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Pág. 63
4.2.4.2 Año 2017
• Alternativa Gua-Tun:
Figura 4.2.22 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2017
Considerando la alternativa Gua-Tun en operación para el año 2017 se observan
depresiones en el voltaje de las barras San Fernando 230 kV y Reforma 230 kV, que
pueden alcanzar el 80% de la tensión nominal, cuando ocurren contingencias en la línea
de Guavio a Reforma. Ya que las caídas de tensión en los nodos a 230 kV, no superan el
20% del voltaje nominal, lo cual se puede restablecer con la operación de uno de los
generadores existentes en San Fernando. También se observa violación del límite inferior
de voltaje en el nodo San Fernando a 115 kV cuando ocurre la salida del transformador
230/115 kV de esa misma subestación, lo cual puede remediarse con la entrada en
operación de un generador de la subestación San Fernando.
REFORMA 230
Sn FERNANDO
Sn FERNANDO 230
1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE GUAVIO-REFORMA TR Sn FERNANDO
Contingencias
100-110
90-100
80-90
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
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Figura 4.2.23 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2017
Aparecen sobrecargas en el transformador 230/115 kV de la subestación Suria ante la
apertura de la línea Guavio a Reforma y la salida de operación del transformador de San
Fernando, siendo la más drástica del 105%, se debe anotar que el adecuado manejo de
los taps en los transformadores 230/115 kV en Reforma, San Fernando y Suria, eliminan
la sobrecarga en el transformador Suria 230/115 kV.
Las sobrecargas en el transformador 230/115 kV de San Fernando no superan el 109% y
pueden ser limitadas con el adecuado despacho de los generadores de Ecopetrol. Se
observa una sobrecarga de 102% en el transformador de Reforma con la apertura de la
línea que va desde Nueva Esperanza a Guavio mientras el despacho en Guavio es el más
bajo, sobrecarga que se puede aliviar con el manejo de los taps del Transformador de
Reforma y de Suria.
0
20
40
60
80
100
120
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE GUAVIO-
REFORMA
NVA ESPERANZA -
GUAVIO
TR SURIA TR Sn FERNANDO
TR SURIA
TR Sn FERNANDO
TR REFORMA
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• Alternativa Ref-Sur
Figura 4.2.24 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2017
El perfil de tensiones para esta alternativa de conexión es muy parejo, pero cercano al
95% de la tensión nominal de las barras del sistema eléctrico de EMSA.
En la Figura 4.2.25, se puede observar que al abrir una de las líneas que unen las
subestaciones Chivor y Chivor II, el enlace restante alcanza su capacidad máxima en un
escenario de despacho en Guavio y Chivor máximo. Cuando sale de operación uno de los
transformadores de la subestación Reforma, el transformador que queda en servicio se
sobrecarga al 124%, lo cual puede limitarse al deslastrar el 10% de la carga de la
demanda perteneciente a EMSA (28,4 MW) y con el manejo adecuado de los taps de los
transformadores que quedan en operación.
CAMPOBONITO
CRISTALINA
PTO LOPEZ
SURIA 230
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE REFORMA-SURIA SURIA-GRANADA TR Sn FERNANDO
Contingencias
100-110
90-100
80-90
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
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Figura 4.2.25 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2017
• Alternativa Chi-Sur
Figura 4.2.26 Porcentaje de tensión en barras ante contingencias, Año 2017
0
20
40
60
80
100
120
140
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE CHIVOR-
CHIVOR II
REFORMA-
SURIA
TR REFORMA TR SURIA TR Sn
FERNANDO
CHIVOR-CHIVOR2
TR SURIA
TR Sn FERNANDO
TR REFORMA
ALTILLANURA
CAMPOBONITO
CRISTALINA
REFORMA 230
Sn FERNANDO
Sn FERNANDO 230
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE GUAVIO-REFORMA TR Sn FERNANDO TUNAL-REFORMA
Contingencias
100-110
90-100
80-90
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
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Se presentan caídas de tensión con las contingencias en la línea Guavio a Reforma y en
el transformador de San Fernando, siendo la más crítica la salida de operación de la línea
que conecta la subestación Guavio con la de Reforma, que provoca un descenso en la
tensión del barraje de Reforma al 82% de la tensión nominal, y 80% en San Fernando
230 kV.
Figura 4.2.27 Porcentaje de cargabilidad en elementos ante contingencias, Año 2017
Al evaluar la alternativa (c) (Chi-Sur), en el año 2017 se observan sobrecargas ante
contingencias en las líneas Chivor a Chivor II, Guavio a Reforma, Chivor II a Suria, y en
cualquiera de los transformadores 230/115 kV del Meta.
La apertura de la línea que une a Chivor con Chivor II ocasiona sobrecarga de hasta el
116% en el enlace que queda en operación. Se provoca sobrecarga en el transformador
0
20
40
60
80
100
120
1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5 1 3 5
CASO BASE CHIVOR-
CHIVOR II
GUAVIO-
REFORMA
CHIVOR II-
SURIA
TR REFORMA TR SURIA TR Sn
FERNANDO
CHIVOR-CHIVOR2
TR SURIA
TR Sn FERNANDO
TR REFORMA
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Fecha : 12 Julio /2011
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Suria 230/115 kV por la salida de la línea Guavio a Reforma; estas sobrecargas se pueden
limitar con el adecuado manejo de los taps de los transformadores de Reforma, San
Fernando y Suria.
Aparecen sobrecargas en el transformador 230/115 kV de la subestación San fernando
con la salida de la línea Chivor II a Suria o del transformador de Suria; sobrecargas que se
pueden eliminar con el apropiado despacho de los generadores de Ecopetrol. También se
presenta sobrecarga del transformador de Reforma 230/115 kV cuando sale de operación
uno de los transformadores de esta subestación.
5 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD
5.1 GENERALIDADES
El objetivo del estudio de Confiabilidad es comprender cualitativa y cuantitativamente las
limitaciones de la red de transmisión y el impacto que implican sus fallos en el suministro
de potencia al sistema y en la calidad del servicio. Además permite evaluar los beneficios
que tienen las diferentes alternativas de conexión en cuanto a la confiabilidad del
suministro.
Se realizó la evaluación de la confiabilidad para analizar todas las alternativas de conexión
en el horizonte del 2013 al 2017, considerando las posibles combinaciones de fallas sobre
el sistema de transmisión. El modelo de confiabilidad de los elementos se obtuvó a partir
de los datos históricos suministrados por EMSA a GERS en septiembre del 2010 y la
informacion disponible en GERS con respecto a las lineas del STN. En relación a los datos
de confiabilidad para los transformadores de tres devanados se ha determinado
generalizar estos valores como se observa en la Tabla 5.1.1.
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Los elementos mostrados en las siguientes tablas se consideran como los únicos con
probabilidad de falla; los demás elementos del sistema se consideran ideales incluso la
conexión de la subestación Altillanura al STN.
Tabla 5.1.1 Tasa de Falla Transformadores
ACTIVOS
T. medio de reparación
Tasa anual de falla
(horas) (Fallas/Año)
Transf. de 3 Devanados
STR 480,0 0,05
Tabla 5.1.2 Tasa de Falla Líneas de Transmisión 115 kV
ACTIVOS REPORTADOS
POR EMSA
Tiempo medio
de reparación
Tasa anual
de falla
Longitud
Tasa anual
de falla
(horas) (Fallas/Año) km (Fallas/Año/km)
REFORMA – BARZAL 0,66 5,6 10,0 0,56
REFORMA - OCOA 1 0,36 5,3 12,0 0,44
REFORMA - OCOA 2 0,35 4,4 12,0 0,36
VICTORIA - CAQUEZA 1,04 1,6 23,3 0,07
BARZAL – OCOA 0,58 5,1 9,1 0,56
OCOA - SURIA 0,55 38,5 31,5 1,22
OCOA – GRANADA 0,67 18,7 67,0 0,28
SURIA - PUERTO LOPEZ 0,51 2,5 53,4 0,05
Para las líneas de transmisión a 230 kV se utilizarón las siguientes tasas de falla:
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Tabla 5.1.3 Tasa de Falla líneas de transmisión 230 kV
LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Tiempo medio
de reparación
Tasa anual
de falla
Longitud
Tasa anual
de falla
(horas) Fallas/Año) km Fallas/Año/km)
GUAVIO – REFORMA 0,07 11 81,13 0,14
TUNAL – REFORMA 0,17 13 74,95 0,17
NUEVA ESPERANZA – GUAVIO 0,17 24 140,0 0,17
GUAVIO – SURIA 0,17 15 89,0 0,17
TUNAL – SURIA 0,17 23 133,0 0,17
REFORMA – SURIA 0,17 6 35,0 0,17
CHIVOR II – SURIA 0,17 19 110,0 0,17
Los cálculos se realizan con curvas de carga tomando como referencia datos medidos de
potencia Activa en el lado de alta tensión de ambos transformadores de la subestación
Reforma, medición realizada hora a hora para el periodo comprendido entre el 1 y el 31 de
Julio del 2010, con la cual se calcula un perfil de carga promedio.
Figura 5.1.1 Demanda Horaria de Potencia Activa Normalizada (EMSA 2010)
70
80
90
100
110
120
130
140
150
160
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
MW
Hora
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Debido a que la carga horaria del sistema eléctrico varía ampliamente durante un día se
toman valores escalados de los consumos y la duración de ellos, tomándolos como datos
de entrada para el cálculo de confiabilidad del sistema considerando la demanda diaria.
Figura 5.1.2 Curva de duración de Demanda
Se considera un consumo de Ecopetrol de 70 MVA el 10% del tiempo, no se considera
generación en Campobonito y el consumo en las zonas de Altillanura y Cristalina se
considera constante.
5.2 RESULTADOS DEL ESTUDIO DE CONFIABILIDAD
Con base en la información anterior, y la curva de carga del sistema, se calculó la Energía
No Suministrada (ENS) anual para cada alternativa propuesta ante diferentes escenarios
de despacho de los generadores Chivor y Guavio, considerando las tasas de falla y los
tiempos que tarda rehabilitar una línea o transformador según las tablas Tabla 5.1.1, Tabla
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24
CA
RG
A (
%)
Duración (hr)
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5.1.2 y Tabla 5.1.3. Los gráficos siguientes presentan la ENS de cada año, realizando una
ponderación de resultados a partir de los despachos de Guavio y Chivor.
Figura 5.2.1 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2013
Figura 5.2.2 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2014
SIN OBRAS GUA-TUN REF-SUR CHI-SUR
418,9
0,3 6,6 13,5
2013
SIN OBRAS GUA-TUN REF-SUR CHI-SUR
1.311,7
9,0 93,1
40,3
2014
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Figura 5.2.3 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2015
Figura 5.2.4 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2016
SIN OBRAS GUA-TUN REF-SUR CHI-SUR
2.204,6
17,6 179,5
67,1
2015
SIN OBRAS GUA-TUN REF-SUR CHI-SUR
3.097,4
26,3
266,0 94,0
2016
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Figura 5.2.5 Energía No Suministrada Anual (MWh / año), Año 2017
En las gráficas anteriores se aprecian los valores de ENS para los cinco años evaluados
en este estudio, según cada una de las alternativas, observándose la necesidad de la
realización del proyecto ante la perspectiva de 3990 MWh de energía no suministrada para
el año 2017 si no prospera alguna de las alternativas de conexión.
Con la evaluación de confiabilidad del sistema se encuentra que la Alternativa Gua-Tun
cuenta con la suficiente fortaleza de respaldo de la demanda ante contingencias. La
alternativa Ref-Sur presenta un nivel de energía no suministrada de 352 MWh/año en el
mediano plazo, siendo la alternativa con mayor ENS.
SIN OBRAS GUA-TUN REF-SUR CHI-SUR
3.990,2
34,9
352,4 120,8
2017
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6 EVALUACIÓN ECONÓMICA
6.1 GENERALIDADES
A continuación se presenta la metodología con la cual se realizó la evaluación económica
de las tres (3) opciones de conexión para la subestación SURIA 230 kV de EMSA. La
metodología se fundamenta en establecer la relación beneficio/costo de los proyectos,
para lo cual se establecieron los beneficios y los costos de los proyectos.
Para valorar los beneficios se empleó la metodología de costo anual equivalente, para lo
que se calculan las anualidades de los costos (en inversión, gastos de administración,
operación y mantenimiento) y las anualidades de beneficios (disminución de pérdidas,
disminución de demanda no atendida, tanto en operación normal como en contingencia).
Para valorar los costos y beneficios se extrapolaron los resultados del último año del
horizonte de planeamiento, con lo cual se evitó distorsionar los resultados.
Valoración Económica (Costos de inversión)
Para esta valoración se tomaron como referencia los valores por unidades constructivas
dadas en las resoluciones CREG No. 097 de 2008 (Activos del STR) y CREG No. 011 de
2009 (Activos del STN). Los precios empleados en esta valoración están indexados a valor
presente empleando el Índice de Precios al Productor (IPP) de Abril de 2011, el cual se
formula con:
Para las unidades constructivas presentadas en la resolución CREG No. 011 de 2009:
�� � ������� � ���������2011
������2008
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Dónde:
• Precio CREG: Precio Unidad constructiva a diciembre de 2008 según Resolución
CREG 011 de 2009.
• IPP Diciembre 2008 = 183.40
• IPP Abril 2011 = 193.71
Para las unidades constructivas presentadas en la resolución CREG No. 097 de 2008:
�� � ������� � ���������2011
������2007
Dónde:
• Precio CREG: Precio Unidad constructiva a diciembre de 2007 según Resolución
CREG 097 de 2008.
• IPP Diciembre 2007 = 168.27
• IPP Abril 2011 = 193.71
La fuente de información para el IPP es: http://www.banrep.gov.co
Gastos de Administración Operación y Mantenimiento (Costos AOM)
Se suponen los gastos AOM y los gastos de activos no eléctricos (ANE) de los proyectos
de acuerdo con el porcentaje definido por la CREG para el STN y STR tal como sigue:
• El valor de AOM de activos del STN se estableció basado en un porcentaje de 2,5%
del valor del activo eléctrico, según Resolución 011 de 2009.
• El valor del activo no eléctrico (ANE) del STN se estableció basado en el porcentaje
determinado por la CREG en la Resolución 011 de 2009, correspondiente al 5% del
valor de la anualidad del activo eléctrico.
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• El valor de AOM de activos del STR se estableció basado en el porcentaje
reconocido a EMSA (Resoluciones CREG 025 de 2010) porcentaje de 3,35% del
valor del activo eléctrico.
• El valor del activo no eléctrico (ANE) del STR se estableció basado en el porcentaje
determinado por la CREG en la Resolución 097 de 2008, correspondiente al 4,1%
del valor de la anualidad del activo eléctrico.
Atención de nueva demanda (Beneficio):
La entrada de nueva demanda es posible en la medida en que las redes estén adaptadas
para permitir el servicio de las mismas y ello será verificado mediante el cumplimiento de
los criterios técnicos de desempeño de las mismas (cargabilidad de las líneas, voltajes en
las barras, entre otras). El beneficio directo para la Empresa será el incremento en sus
ingresos por cobro de cargos por uso que percibirá por la atención de demanda adicional,
lo cual es posible gracias a la entrada de los proyectos nuevos.
Mejoras en confiabilidad (Beneficio):
Las mejoras en confiabilidad tienen como consecuencia un mayor ingreso para la empresa
el cual se presenta por dos vías:
� Mayores ventas (mayores ingresos por mayores ventas en el negocio de
distribución).
� Disminución de costos por disminución de la calidad.
Puesto que la metodología de remuneración de los Sistemas de Transmisión Regional
STR, se basa en mantener un ingreso regulado, para los proyectos resultantes en el nivel
de tensión 4 y conexiones al STN la energía adicional que se pueda atender fue valorada
a costo de racionamiento.
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Pérdidas (Beneficio):
Se valoraron con el costo de la energía y el costo de transporte en STN, que estarían a
cargo del Operador de Red (EMSA).
Tasa de descuento (Costo):
Para descontar los costos e ingresos se empleó la tasa del respectivo nivel de tensión,
esto es para los cargos recibidos por concepto de STR, la tasa será del 13 %.
Relación Beneficio Costo
Una vez identificadas y valoradas las anualidades de costos y beneficios, se estableció la
relación B/C como el cociente entre los beneficios y los costos. Para que un proyecto se
lleve a cabo es necesario que la relación B/C sea mayor que uno.
Selección de la mejor alternativa
Si se dispone de múltiples alternativas de expansión técnicamente viables, se seleccionará
aquella que presente la mayor relación B/C.
6.2 RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN ECONÓMICA
Se presenta en este capítulo la correspondiente evaluación económica de las opciones de
conexión en pesos colombianos (COP$).
• Consideraciones Generales para STN
Para la valoración de activos del STN se empleó la Resolución 011 de 2009.
El valor de AOM de activos del STN se estableció basado en un porcentaje de 2,5% del
valor del activo eléctrico.
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El valor del activo no eléctrico (ANE) del STN se estableció basado en el porcentaje
determinado por la CREG en la Resolución 011 de 2009, correspondiente al 5% del valor
de la anualidad del activo eléctrico.
• Consideraciones Generales para STR
Para la valoración de activos del STR se empleó la Resolución 097 de 2008.
El valor de AOM de activos del STR se estableció basado en el porcentaje reconocido a
EMSA (Resoluciones CREG 025 2010) porcentaje de 3,35% del valor del activo eléctrico.
El valor del activo no eléctrico del STR se estableció basado en el porcentaje determinado
por la CREG en la Resolución 097 de 2008, correspondiente al 4,1% del valor de la
anualidad del activo eléctrico.
La valoración de los costos de la Energía no Suministrada se realizó con el costo de
racionamiento primer escalón CRO1 según la UPME (639,18 $/kWh, pesos que aplican
para Abril de 2011, por consistencia con los valores de las unidades constructivas).
La disminución en pérdidas se valoró como los costos no incurridos en pagos de energía y
cargos del STN, para lo cual se empleó un valor de 143,64 $/kWh y de 23,64 $/kWh
respectivamente.
• Subestaciones
Se emplea para la subestación Suria 230 kV la configuración Interruptor y Medio.
La subestación Reforma 230 kV tiene configuración Interruptor y Medio.
La subestación Chivor 230 kV tiene configuración Barra Principal y Transferencia.
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El costo del módulo de conexión del transformador del lado de alta se asigna al STN (ver
Resolución CREG 011 de 2009).
6.2.1 ALTERNATIVAS DE CONEXIÓN
Se presentan tres (3) alternativas de conexión a continuación:
6.2.1.1 Alternativa (a) (Gua – Tun)
Como se mencionó en capítulos anteriores esta alternativa consiste en realizar una
derivación de la línea Tunal – Guavio de 230 kV hacia la subestación Suria 230 kV. La
siguiente Figura 6.2.1 detalla las distancias a partir de la derivación:
SURIA 230 kV
SURIA 115 kV
150MVA
GUAVIO 230 kVTUNAL 230 kV
33 km33 km
56 km100 km
Derivación
NEPLAN
Figura 6.2.1 Alternativa (a) (Gua-Tun)
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Los elementos en color verde corresponden a los activos del STN (Nivel de tensión 5), los
elementos en color café corresponden a los activos del STR (Nivel de tensión 4). De
acuerdo a lo anterior se identifican los elementos que hacen parte de la valoración
económica:
STN
• 66 kilómetros línea 230 kV (33 km ida y 33 km regreso).
• Módulo de Barraje tipo 1, interruptor y medio.
• Módulo común.
• Dos (2) bahías de línea.
• Un (1) bahía de transformador 230kV.
• Corte central (2), para línea y transformador.
STR
• Transformador de 230kV/115 kV de 150MVA (Banco de tres autotransformadores
monofásicos de 50MVA).
• Bahía de transformador de 115 kV.
6.2.1.2 Alternativa (b) (Ref – Sur)
Esta alternativa consiste en alimentar la subestación Suria 230 kV desde Reforma 230 kV
por medio de una línea de 35 km. Para mejorar la tensión en Reforma 230 kV esta
alternativa propone también abrir el circuito Tunal – Guavio y conectarlo en Reforma 230
como se presenta en la Figura 6.2.2:
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SURIA 230 kV
SURIA 115 kV
150MVA
GUAVIO 230 kV
0 km0 km
81 km75 km
Derivación
REFORMA 230 kV
35 km
NEPLAN
TUNAL 230 kV
Figura 6.2.2 Alternativa (b) (Ref – Sur)
De la misma forma, los elementos en color verde corresponden a los activos del STN
(Nivel de tensión 5), los elementos en color café corresponden a los activos del STR (Nivel
de tensión 4). De acuerdo a lo anterior se identifican los elementos que hacen parte de la
valoración económica para esta opción:
STN
• 35 kilómetros línea 230 kV (De Reforma a Suria).
• Módulo de Barraje tipo 1, interruptor y medio.
• Módulo común, Suria.
• Cuatro (4) bahías de línea, (tres para Reforma y una para Suria)
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• Un (1) bahía de transformador 230kV.
• Corte central (2), para línea y transformador en Suria.
STR
• Transformador de 230 kV/115 kV de 150 MVA (Banco de tres autotransformadores
monofásicos de 50 MVA).
• Bahía de transformador de 115 kV.
6.2.1.3 Alternativa (c) (Chi– Sur)
Esta alternativa propone alimentar la subestación Suria 230 kV desde Chivor 230 kV por
medio de una línea de 110 km como se presenta en la Figura 6.2.3:
SURIA 230 kV
SURIA 115 kV
150MVA
CHIVOR II 230 kV
110 km
NEPLAN
Figura 6.2.3 Alternativa (c) (Chiv –Sur)
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Los elementos en color verde corresponden a los activos del STN (Nivel de tensión 5), los
elementos en color café corresponden a los activos del STR (Nivel de tensión 4). De
acuerdo a lo anterior se identifican los elementos que hacen parte de la valoración
económica para esta opción:
STN
• 110 kilómetros línea 230 kV (De Chivor a Suria).
• Módulo de Barraje tipo 1, interruptor y medio.
• Módulo común. Suria.
• Dos (2) bahías de línea, (una para Chivor y una para Suria)
• Un (1) bahía de transformador 230kV, Suria.
• Corte central (2), para línea y transformador en Suria.
STR
• Transformador de 230 kV/115 kV de 150 MVA (Banco de tres autotransformadores
monofásicos de 50 MVA).
• Bahía de transformador de 115 kV.
6.2.2 VALORACIÓN ECONÓMICA
6.2.2.1 Alternativa (a) (Gua – Tun)
• Unidades Constructivas de la CREG
Los costos de referencia de las unidades constructivas de la CREG para la Alternativa
GUA-TUN se presentan en Tabla 6.2.1, Tabla 6.2.2 y Tabla 6.2.3 en miles de pesos
colombianos (MCOP), de acuerdo con las Resoluciones CREG 011 de 2009 y 097 de
2008.
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Tabla 6.2.1 Costo de UC para las líneas 230 kV
Descripción Vida Útil
Longitud (km) COD UC
R. CREG 011/09 Valor Unitario
(miles $/08)
Valor Total (miles $/11) Observación
Líneas 230 kV 40 33 km de ida y 33 km de
regreso. LI213 $ 617.042,0 $ 43.014.153,0
Línea Guavio Tunal - Suria (2 Circuitos - 2 sub conductores por
fase - Nivel 1)
Tabla 6.2.2 Costo de UC para la subestación de Conexión al STN
Descripción Vida Útil Cantidad COD UC
R. CREG 011/09 Valor Unitario
(miles $/08)
Valor Total (miles $/11) Observación
• Subestación Suria 230 kV
Módulo de Barraje 30 1 SE232 $ 457.662,0 $ 483.390,0 Tipo 1 – Interruptor y Medio
Módulo Común 30 1 SE242 $ 4.912.136,0 $ 5.188.276,0
Bahía de Línea 30 2 SE211 $ 2.569.253,0 $ 5.427.372,0
Bahía de Transform. 230 kV 30 1 SE212 $ 2.026.751,0 $ 2.140.687,0
Corte Central (IM) 30 2 SE219 $ 942.679,0 $ 1.991.345,0 Corte Central Línea y Corte
Central transformador
Tabla 6.2.3 Costo de UC para la subestación Suria 115 kV
Descripción Vida Útil Cantidad COD UC
R. CREG 097/08 Valor Unitario
(miles $/07)
Valor Total (miles $/11) Observación
• Subestación Suria 115 kV
Transformador 230/115 kV 30 1 N4T17 $ 6.613.170,0 $ 7.612.986,0
Banco de autotransform. monofásico, capacidad final
de 50 MVA Bahía de
Transform. 115 kV 30 1 N4S10 $ 825.629,0 $ 950.452,0
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• Total Inversión Proyecto
Los costos totales de Unidades Constructivas para el Proyecto se presentan en la Tabla
6.2.4 en miles de pesos colombianos (MCOP).
Tabla 6.2.4 Total de inversión de la Alternativa Gua-Tun tanto en el STN como en el STR.
Descripción Valor Total
(miles $/11)
Valor Total
(miles de dólares) 1
Líneas STN $ 43.014.153,0 $ 23.896,8
Subestación STN $ 15.231.070,0 $ 8.461,7
Total inversión STN $ 58.245.222,9 $ 32.358,5
Subestación STR $ 8.563.438,0 $ 4.757,5
Total inversión STR $ 8.563.438,0 $ 4.757,5
• Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.2.5 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
Tabla 6.2.5 Inversión anualizada de la Alternativa Gua-Tun tanto en el STN como en el STR.
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Líneas STN 40 11,45% $ 4.990.423
Subestación STN 30 11,45% $ 1.814.146
Total inversión anualizada STN
$ 6.804.570
Subestación STR 30 13% $ 1.142.453
Total inversión anualizada STR
$ 1.142.453
1 Se emplea una TRM de 1800 pesos
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• Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No Eléctrico
(ANE). El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.2.6 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
Tabla 6.2.6 Costo de AOM y ANE para la Alternativa Gua-Tun tanto en el STN como en el STR.
Descripción Porcentaje (%) Valor Total
(miles $/11)
AOM STN 2,5% $ 1.456.130,6
ANE STN 5% $ 340.228,5
Total STN (Inv. Anualizada + AOM + ANE)
$ 8.600.929,5
AOM STR 3,35% $ 286.875
ANE STR 4,1% $ 46.841
Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE)
$ 1.476.170
El valor total de la inversión anual tanto en el STN como en el STR es de $10.077.099
miles de pesos colombianos.
• Cálculo de la relación beneficio costo
En la siguiente tabla se presenta la información de la potencia no suministrada (PNS) y
energía no suministrada (ENS) tanto por crecimiento del sistema como por confiabilidad.
De igual forma el delta de pérdidas en potencia y energía.
Tabla 6.2.7 ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Gua-Tun (2013)
Fecha de
Entrada en
Operación
Potencia No
Suministrada -
PNS (MW)
Energía No
Suministrada –
ENS (MWh/año)
ENS por
Confiabilidad
(MWh/año)
Delta
Pérdidas
(MW)
Delta Pérdidas
Energía
(MWh/año)
2013 0 0 418,6 2,32 7387,3
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La energía no suministrada por confiabilidad, se valora a un costo de racionamiento, que
como se indicó anteriormente se emplea un costo de racionamiento primer escalón CRO1
(639,18 $/kWh, aplica Abril 2011); y el delta de pérdidas de energía a un costo estimado
de 143,64 $/kWh, que correspondería a 120 $/kWh por generación y 23,64 $/kWh del
costo de transmisión. En consecuencia, tendría un beneficio de
Tabla 6.2.8 Beneficios Alternativa GUA-TUN (2013)
Beneficios calculados de la Alternativa GUA-TUN $ (miles $/11)
Energía No Suministrada por Crecimiento (situación normal) 0
Energía No Suministrada por Confiabilidad (situación de contingencia) $ 267.561
Energía delta de pérdidas $1.061.120
TOTAL BENEFICIOS $1.328.681
La relación beneficio costo para el año 2013 es menor que uno, la entrada del proyecto en
este año se justifica debido a la necesidad de contar con un respaldo en el suministro de
potencia en caso de la salida de alguna unidad de transformación en la subestación
Reforma 230 kV. La viabilidad económica del proyecto se determina con el año 2014. Para
el año 2014 la relación beneficio costo se presenta a continuación:
Tabla 6.2.9 ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa GUA-TUN (2014)
Fecha de
Entrada en
Operación
Potencia No
Suministrada -
PNS (MW)
Energía No
Suministrada –
ENS (MWh/año)
ENS por
Confiabilidad
(MWh/año)
Delta
Pérdidas
(MW)
Delta Pérdidas
Energía
(MWh/año)
2014 12,88 41002 1302,8 2,18 6941
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 89
Tabla 6.2.10 Beneficios Alternativa GUA-TUN (2014)
Beneficios calculados de la Alternativa GUA-TUN $ (miles $/11)
Energía No Suministrada por Crecimiento (situación normal) $ 26.207.649
Energía No Suministrada por Confiabilidad (situación de contingencia) $ 832.723
Energía delta de pérdidas $ 997.012
TOTAL BENEFICIOS $ 28.037.385
Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 2,78.
• Impacto en los Cargos STN y STR ($/kWh)
De acuerdo con el estudio de planeación presentado en el 2010, teniendo en cuenta que
la proyección anual de demanda nacional de energía eléctrica en Colombia en el
escenario bajo es de 57.732,8 GWh/año y un factor de demanda por STR, en particular
para la región centro-sur se estimó en 79,47 %, se calculó un impacto en el cargo STN de
0,1380 $/kWh y en el STR de 0,0286 $/kWh.
6.2.2.2 Alternativa (b) (Ref – Sur)
• Unidades Constructivas de la CREG
Los costos de referencia de las unidades constructivas de la CREG para la Alternativa
REF-SUR se presentan en las Tabla 6.2.11, Tabla 6.2.12 y Tabla 6.2.13 en miles de pesos
colombianos (MCOP), de acuerdo con las Resoluciones CREG 011 de 2009 y 097 de
2008.
Tabla 6.2.11 Costo de UC para las líneas 230 kV
Descripción Vida Útil
Longitud (km) COD UC
R. CREG 011/09 Valor Unitario
(miles $/08)
Valor Total (miles $/11) Observación
Líneas 230 kV 40 35 km de Reforma a
Suria. LI213 $ 617.042,0 $ 22.810.535
Línea Reforma - Suria (2 Circuitos - 2 sub
conductores por fase - Nivel 1)
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 90
Tabla 6.2.12 Costo de UC para la subestación de Conexión al STN
Descripción Vida Útil Cantidad COD UC
R. CREG 011/09 Valor Unitario
(miles $/08)
Valor Total (miles $/11) Observación
• Subestación Suria 230 kV y Modificaciones en Reforma
Módulo de Barraje 30 1 SE232 $ 457.662,0 $ 483.390 Tipo 1 – Interruptor y Medio
Módulo Común 30 1 SE242 $ 4.912.136,0 $ 5.188.276
Bahía de Línea 30 4 SE211 $ 2.569.253,0 $ 10.854.744 Tres bahías para Reforma y una para Suria
Bahía de Transform. 230 kV 30 1 SE212 $ 2.026.751,0 $ 2.140.687 -
Corte Central (IM) 30 2 SE219 $ 942.679,0 $ 1.991.345 Corte Línea y Corte transform.
Tabla 6.2.13 Costo de UC para la subestación Suria 115 kV
Descripción Vida Útil Cantidad COD UC
R. CREG 097/08 Valor Unitario
(miles $/07)
Valor Total (miles $/11) Observación
• Subestación Suria 115 kV
Transformador 230/115 kV 30 1 N4T17 $ 6.613.170,0 $ 7.612.986,0
Banco de autotransform. monofásico, capacidad final
de 50 MVA Bahía de
Transform. 115 kV 30 1 N4S10 $ 825.629,0 $ 950.452,0 -
• Total Inversión Proyecto
Los costos totales de Unidades Constructivas para el Proyecto se presentan en la Tabla
6.2.14 en miles de pesos colombianos (MCOP).
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 91
Tabla 6.2.14 Total de inversión de la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR.
Descripción Valor Total
(miles $/11)
Valor Total
(miles de dólares) 2
Líneas STN $ 22.810.535,0 $ 12.672,5
Subestación STN (Suria y Modificaciones Reforma) $ 20.658.442,0 $ 11.447,0
Total inversión STN $ 43.468.977,0 $ 24.149,4
Subestación STR $ 8.563.438,0 $ 4.757,5
Total inversión STR $ 8.563.438,0 $ 4.757,5
• Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.2.15 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
Tabla 6.2.15 Inversión anualizada de la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR.
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Líneas STN 40 11,45% $ 2.646.436,8
Subestación STN 30 11,45% $ 2.460.591,6
Total inversión anualizada STN
$ 5.107.028,4
Subestación STR 30 13% $ 1.142.453
Total inversión anualizada STR
$ 1.142.453
• Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No Eléctrico
(ANE).
El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.2.16 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
2 Se emplea una TRM de 1800 pesos
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 92
Tabla 6.2.16 Costo de AOM y ANE para la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR.
Descripción Porcentaje (%) Valor Total
(miles $/11)
AOM STN 2,5% $ 1.086.724,4
ANE STN 5% $ 255.351,4
Total STN (Inv. Anualizada + AOM + ANE)
$ 6.449.104,3
AOM STR 3,35% $ 286.875
ANE STR 4,1% $ 46.841
Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE)
$ 1.476.170
El valor total de la inversión anual tanto en el STN como en el STR es de $ 7.925.274
miles de pesos colombianos.
• Cálculo de la relación beneficio/costo
En la siguiente tabla se presenta la información de la potencia no suministrada (PNS) y
energía no suministrada (ENS) tanto por crecimiento del sistema como por confiabilidad.
De igual forma el delta de pérdidas en potencia y energía.
Tabla 6.2.17 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Ref-Sur (2013)
Fecha de
Entrada en
Operación
Potencia No
Suministrada -
PNS (MW)
Energía No
Suministrada –
ENS (MWh/año)
ENS por
Confiabilidad
(MWh/año)
Delta
Pérdidas
(MW)
Delta Pérdidas
Energía
(MWh/año)
2013 0 0 412,3 2,273 7237,7
La energía no suministrada por confiabilidad, se valora a un costo de racionamiento, que
como se indicó anteriormente se emplea un costo de racionamiento primer escalón CRO1
(639,18 $/kWh, aplica Abril 2011); y el delta de pérdidas de energía a un costo estimado
de 143,64 $/kWh, que correspondería a 120 $/kWh por generación y 23,64 $/kWh del
costo de transmisión. En consecuencia, tendría un beneficio de:
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 93
Tabla 6.2.18 Beneficios del Alternativa REF-SUR (2013)
Beneficios calculados del Proyecto SURIA 230 kV $ (miles $/11)
Energía No Suministrada por Crecimiento (situación normal) 0
Energía No Suministrada por Confiabilidad (situación de contingencia) $ 263.533
Energía delta de pérdidas $ 1.039.629
TOTAL BENEFICIOS $1.303.163
Para la segunda alternativa la relación beneficio costo para el año 2013 es menor que uno,
de acuerdo a la necesidad de respaldar el suministro se propone la entrada de las
Alternativas para el año 2013. La viabilidad económica del proyecto se determina en el
año 2014. Para el año 2014 la relación beneficio costo se presenta a continuación:
Tabla 6.2.19 ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Ref-Sur (2014)
Fecha de
Entrada en
Operación
Potencia No
Suministrada -
PNS (MW)
Energía No
Suministrada –
ENS (MWh/año)
ENS por
Confiabilidad
(MWh/año)
Delta
Pérdidas
(MW)
Delta Pérdidas
Energía
(MWh/año)
2014 12,88 41002 1218,6 2,48 7898,6
Tabla 6.2.20 Beneficios del Alternativa REF-SUR (2014)
Beneficios calculados de la Alternativa REF-SUR $ (miles $/11)
Energía No Suministrada por Crecimiento (situación normal) $ 26.207.649
Energía No Suministrada por Confiabilidad (situación de contingencia) $ 778.905
Energía delta de pérdidas $ 1.134.556
TOTAL BENEFICIOS $ 28.121.110
Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 3,54.
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 94
• Impacto en los Cargos STN y STR ($/kWh)
De acuerdo con el estudio de planeación presentado en el 2010, en forma proporcional se
calculó un impacto en el cargo STN de 0,0731 $/kWh y en el STR de 0,0286 $/kWh.
6.2.2.3 Alternativa (c) (Chi – Sur)
• Unidades Constructivas de la CREG
Los costos de referencia de las unidades constructivas de la CREG para la Alternativa
CHI-SUR se presentan en las Tabla 6.2.21, Tabla 6.2.22 y Tabla 6.2.23 en miles de pesos
colombianos (MCOP), de acuerdo con las Resoluciones CREG 011 de 2009 y 097 de
2008.
Tabla 6.2.21 Costo de UC para las líneas 230 kV.
Descripción Vida Útil
Longitud (km) COD UC
R. CREG 011/09 Valor Unitario
(miles $/08)
Valor Total (miles $/11) Observación
Líneas 230 kV 40 110 km de Chivor a
Suria. LI213 $ 617.042,0 $ 71.690.254
Línea Chivor - Suria (2 Circuitos - 2 sub
conductores por fase - Nivel 1)
Tabla 6.2.22 Costo de UC para las subestaciones de Conexión al STN
Descripción Vida Útil Cantidad COD UC
R. CREG 011/09 Valor
Unitario (miles $/08)
Valor Total (miles $/11) Observación
• Subestación Suria 230 kV y modificaciones en Chivor
Módulo de Barraje 30 1 SE232 $ 457.662,0 $ 483.390,0 Tipo 1 – Interruptor y Medio
Módulo Común 30 1 SE242 $ 4.912.136,0 $ 5.188.276,0
Bahía de Línea 30 2 SE211 $ 2.569.253,0 $ 5.427.372,0 Una bahía para Chivor y una para Suria
Bahía de Transformador 230
kV 30 1 SE212 $ 2.026.751,0 $ 2.140.687,0 -
Corte Central (IM) 30 2 SE219 $ 942.679,0 $ 1.991.345,0 Corte Central Línea y Corte Central transformador
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 95
Tabla 6.2.23 Costo de UC para la subestación Suria 115 kV
Descripción Vida Útil Cantidad COD UC
R. CREG 097/08 Valor Unitario
(miles $/07)
Valor Total (miles $/11) Observación
• Subestación Suria 115 kV
Transformador 230/115 kV 30 1 N4T17 $ 6.613.170,0 $ 7.612.986,0
Banco de autotransform. monofásico, capacidad final
de 50 MVA Bahía de
Transform. 115 kV 30 1 N4S10 $ 825.629,0 $ 950.452,0 -
• Total Inversión Proyecto
Los costos totales de Unidades Constructivas para el Proyecto se presentan en la Tabla
6.2.24 en miles de pesos colombianos (MCOP).
Tabla 6.2.24 Total de inversión de la Alternativa Chi-Sur tanto en el STN como en el STR.
Descripción Valor Total
(miles $/11)
Valor Total
(miles de dólares) 3
Líneas STN $ 71.690.254,0 $ 39.827,9
Subestación STN (Suria y Modificaciones Reforma) $ 15.231.070,0 $ 8,461,7
Total inversión STN $ 86.921.324,0 $ 48.289,6
Subestación STR $ 8.563.438,0 $ 4.757,5
Total inversión STR $ 8.563.438,0 $ 4.757,5
• Inversión Anualizada
La inversión anualizada del Proyecto se presenta en la Tabla 6.2.25 en miles de pesos
colombianos (MCOP).
3 Se emplea una TRM de 1800 pesos
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 96
Tabla 6.2.25 Inversión anualizada de la Alternativa Chi-Sur tanto en el STN como en el STR.
Descripción Vida útil Tasa de Retorno
Regulatoria Anualidad
Líneas STN 40 11,45% $ 8.317.372,8
Subestación STN 30 11,45% $ 1.814.146,6
Total inversión anualizada STN
$ 10.131.519,4
Subestación STR 30 13% $ 1.142.453
Total inversión anualizada STR
$ 1.142.453
• Costos de Administración, Operación y Mantenimiento (AOM) y Activo No Eléctrico
(ANE).
El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.2.26 en miles de pesos colombianos
(MCOP).
Tabla 6.2.26 Costo de AOM y ANE para la Alternativa Chi-Sur tanto en el STN como en el STR.
Descripción Porcentaje (%) Valor Total
(miles $/11)
AOM STN 2,5% $ 2.173.033,1
ANE STN 5% $ 506.576,0
Total STN (Inv. Anualizada + AOM + ANE)
$ 12.811.128,6
AOM STR 3,35% $ 286.875
ANE STR 4,1% $ 46.841
Total STR (Inv. Anualizada + AOM + ANE)
$ 1.476.170
El valor total de la inversión anual tanto en el STN como en el STR es de $ 14.287.298
miles de pesos colombianos.
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 97
• Cálculo de la relación beneficio/costo
En la siguiente tabla se presenta la información de la potencia no suministrada (PNS) y
energía no suministrada (ENS) tanto por crecimiento del sistema como por confiabilidad.
De igual forma el delta de pérdidas en potencia y energía.
Tabla 6.2.27 PNS y ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Chi-Sur (2013)
Fecha de
Entrada en
Operación
Potencia No
Suministrada -
PNS (MW)
Energía No
Suministrada –
ENS (MWh/año)
ENS por
Confiabilidad
(MWh/año)
Delta
Pérdidas
(MW)
Delta Pérdidas
Energía
(MWh/año)
2013 0 0 405,4 2,178 6934
La energía no suministrada por confiabilidad, se valora a un costo de racionamiento, que
como se indicó anteriormente se emplea un costo de racionamiento primer escalón CRO1
(639,18 $/kWh, aplica Abril 2011); y el delta de pérdidas de energía a un costo estimado
de 143,64 $/kWh, que correspondería a 120 $/kWh por generación y 23,64 $/kWh del
costo de transmisión. En consecuencia, tendría un beneficio de:
Tabla 6.2.28 Beneficios Alternativa CHI-SUR (2013)
Beneficios calculados del Proyecto S URIA 230 kV $ (miles $/11)
Energía No Suministrada por Crecimiento (situación normal) 0
Energía No Suministrada por Confiabilidad (situación de contingencia) $ 259.123
Energía delta de pérdidas $ 996.006
TOTAL BENEFICIOS $ 1.255.130
La viabilidad económica de la opción se determina con el año 2014, debido a lo
mencionado para las anteriores alternativas. A continuación se presenta la relación
beneficio costo para este año:
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 98
Tabla 6.2.29 ENS por crecimiento del sistema y confiabilidad, Alternativa Chi-Sur (2014)
Fecha de
Entrada en
Operación
Potencia No
Suministrada -
PNS (MW)
Energía No
Suministrada –
ENS (MWh/año)
ENS por
Confiabilidad
(MWh/año)
Delta
Pérdidas
(MW)
Delta Pérdidas
Energía
(MWh/año)
2014 12,88 41002 1271,4 2,125 6764,7
Tabla 6.2.30 Beneficios Alternativa Chi-Sur (2014)
Beneficios calculados de la Alternativa CHI -SUR $ (miles $/11)
Energía No Suministrada por Crecimiento (situación normal) $ 26.207.649
Energía No Suministrada por Confiabilidad (situación de contingencia) $ 812.653
Energía delta de pérdidas $ 971.680
TOTAL BENEFICIOS $ 27.991.983
Luego, la relación beneficio/costo del proyecto es 1,96.
• Impacto en los Cargos STN y STR ($/kWh)
De acuerdo con el estudio de planeación presentado en el 2010, en forma proporcional se
calculó un impacto en el cargo STN de 0,2297 $/kWh y en el STR de 0,0286 $/kWh.
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 99
7 CONCLUSIONES
7.1 ESTUDIO DE CORTOCIRCUITO
Conforme a los resultados y análisis presentados previamente, las tres alternativas son
muy similares, siendo la (c) (Chi - Sur) la que menos aumenta los niveles de corto al
interior de Ecopetrol y viceversa, siendo la (a) y la (b) las que más aumentan
favorablemente los niveles de corto, donde actualmente son bajos, es decir al interior del
sistema EMSA.
Los resultados del análisis de cortocircuito trifásico y monofásico muestran que se
incrementa la corriente pico de cortocircuito trifásico en la subestación Suria un máximo de
55%, y corriente pico de cortocircuito monofásico se incrementa un máximo de 82%. Para
los demás nodos de la red EMSA el cortocircuito monofásico no supera el 9%. El mayor
aumento del nivel de corriente de interrupción simétrica de cortocircuito se da en la
subestación Suria con la alternativa de conexión Gua-Tun siendo del 71% para
cortocircuitos monofásicos y del 46% para trifásicos.
7.2 ANÁLISIS DE FLUJO DE CARGA
Los resultados obtenidos con el análisis de flujo de carga para cada una de las alternativas
de conexión ante diferentes despachos en las subestaciones de generación de Guavio y
Chivor, muestran que ninguna de las tres conexiones ocasionan dificultades operativas al
STN, y mejoran las tensiones al interior de la red EMSA en niveles de voltaje a 115 kV.
Al evaluar las condiciones de conexión actuales de la red EMSA al STN para el año 2013
se observa que los barrajes de Suria, Puerto López y Granada se encuentran muy
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 100
próximos al límite inferior de Voltaje (90%) presentando gran sensibilidad. La contingencia
de la línea Guavio a Reforma ocasiona violaciones al límite de voltaje inferior dejando en
evidencia la poca confiabilidad del sistema.
Si no se realiza el proyecto de conexión de la subestación Suria a 230 kV con el STN,
pueden haber pérdidas hasta del 30% de la potencia demandada por los usuarios de la
red (75 MW), ante la apertura del enlace entre Guavio y Reforma.
Las alternativas Gua-Tun y Chi-Sur, mejoran el perfil de voltajes en la red EMSA a 115 kV
fortaleciendolo y haciéndolo más uniforme. Con la alternativa Ref-Sur no se logra
incrementar la tensión al 100% del voltaje nominal en las barras a 115 kV.
Ante las contingencias críticas analizadas en el estudio para el año 2013 se realizan
deslastres de Carga en la red EMSA. A continuación se describen las más críticas:
Gua-Tun Ref-Sur Chi -Sur
Línea
Guavio – Reforma 12 MW 12 MW 25 MW
Tabla 7.2.1 Comparación deslastres de carga requeridos bajo contingencias
La no realización del proyecto de conexión, puede ocasionar deslastre de cargas de hasta
el 65% de la demanda del Meta comprendida en demanda EMSA y el área de Altillanura.
es decir, ante la contingencia de la línea Guavio a Reforma puede haber deslastres de
hasta 184 MW en la zona.
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 101
7.3 ANÁLISIS DE CONFIABILIDAD
La alternativa (a), derivación Guavio – Tunal hacia Suria, es la que presenta menores
valores de ENS con respecto a las otras opciones de conexión evaluadas.
De no realizarse el proyecto de conexión, la energía no suministrada alcanza
3990 MWh/año en el mediano plazo.
La alternativa Ref-Sur presenta un nivel de energía no suministrada de 352 MWh/año en el
mediano plazo, siendo la alternativa con mayor ENS.
7.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA
De acuerdo a los resultados obtenidos en los ítems anteriores a continuación se presenta
un resumen y la justificación de la elección de la primera alternativa.
Figura 7.4.1 Relación B/C Alternativas
0
1
2
3
4
GUA-TUN REF-SUR CHI-SUR
Beneficio / Costo
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
Pág. 102
Se puede observar que todas las alternativas son técnica y económicamente viables. La
alternativa Ref-Sur es la que presenta mayor relación beneficio costo.
Por otra parte aunque la Alternativa Ref-Sur es la que presenta mayor relación beneficio
costo, también es la que a mediano plazo genera mayor energía no suministrada por
confiabilidad, 352 MWh/año al 2017.
7.5 ALTERNATIVA RECOMENDADA
De acuerdo a los análisis presentados previamente y teniendo en cuenta los deslastres de
carga requeridos en cada contingencia, se recomienda la alternativa Gua-Tun, es decir, la
derivación de la linea Guavio Tunal, hacía la subestación Suria.
La alternativa Chi-Sur es suceptible a presentar una sobrecarga del 116% en el enlace en
paralelo con la apertura de una de las líneas entre Chivor y Chivor II ante un máximo
despacho Guavio y Chivor en el año 2017. La salida de operación de uno de los
transformadores de la subestación Reforma ocasiona sobrecargas en el transformador
que queda operando al 124%, en la alternativa Ref-Sur en el 2017.
La razón fundamental de elegir la Alternativa Gua-Tun como opción principal se basa en
los resultados técnicos presentados en los análisis de confiabilidad, esta alternativa es la
que presenta mejores resultados a mediano y largo plazo siendo esto una razón de peso
tomando en cuenta la vida útil de los proyectos.
La opción de abrir el segundo circuito Guavio a Tunal y extenderlo hacia la subestación
Suria 230 kV distribuye mejor las cargabilidades de los transformadores y mejora las
tensiones del anillo a 115 kV, dando mayor soporte al subsistema Ecopetrol.
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3
Fecha : 12 Julio /2011
ANEXO I
TABLAS DE DATOS DE ELEMENTOS, RED ELÉCTRICA EMSA
En este anexo se presentan los parámetros y valores empleados en los diferentes
componentes de la red eléctrica modelada en el software NEPLAN versión 5.4.5.
• Tabla I. Transformadores de 2 devanados
• Tabla II. Transformadores de 3 devanados
• Tabla III. Líneas de Transmisión
• Tabla IV. Líneas del STR y Ecopetrol
• Tabla V. Cargas Localizadas en los Nodos del Meta
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3 Fecha : 12 Julio/2011
ANEXO I TABLAS DE DATOS DE ELEMENTOS, RED
ELÉCTRICA EMSA
En este anexo se presentan los parámetros y valores empleados en los diferentes
componentes de la red eléctrica modelada en el software NEPLAN versión 5.4.5.
• Tabla I. Transformadores de 2 devanados
• Tabla II. Transformadores de 3 devanados
• Tabla III. Líneas de Transmisión
• Tabla IV. Líneas del STR y Ecopetrol
• Tabla V. Cargas Localizadas en los Nodos del Meta
ANEXO I TABLAS DE DATOS
Tabla I. Transformadores de 2 devanados
NOMBRE
Sr MVA
Vr1 kV
Vr2 kV
Zcc (1) %
Zcc (0) %
Ir1 máx
A
Sr1 máx MVA
UBICACIÓN
CHIVOR_TR_G1 162 230 13,8 10 10 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G2 162 230 13,8 10 10 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G3 162 230 13,8 10 10 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G4 162 230 13,8 10 10 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G5 162 230 13,8 16,87 16,87 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G6 162 230 13,8 16,87 16,87 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G7 162 230 13,8 16,87 16,87 406,7 162 CHIVOR
CHIVOR_TR_G8 162 230 13,8 16,87 16,87 406,7 162 CHIVOR
GUAVIO_TR_G1 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
GUAVIO_TR_G2 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
GUAVIO_TR_G3 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
GUAVIO_TR_G4 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
GUAVIO_TR_G5 270 230 13,2 12,9 12,9 677,8 270 GUAVIO
LA GUACA_TR_G1 140 230 13,8 14,37 14,37 351,4 140 LA GUACA
LA GUACA_TR_G2 140 230 13,8 14,37 14,37 351,4 140 LA GUACA
LA GUACA_TR_G3 140 230 13,8 14,37 14,37 351,4 140 LA GUACA
PARAISO_TR_G1 120 230 13,8 14,32 14,323 301,2 120 PARAISO
PARAISO_TR_G2 120 230 13,8 14,32 14,323 301,2 120 PARAISO
PARAISO_TR_G3 120 230 13,8 14,32 14,323 301,2 120 PARAISO
PAIPA_TR_G4 210 237 16 12 12 511,6 210 PAIPA
PAIPA_TR_2 180 230 115 9 9 472,4 180 PAIPA
PAIPA_TR_1 90 230 115 9 9 236,2 90 PAIPA
PAIPA_TR_3 90 230 115 9 9 236,2 90 PAIPA
TR_CAMPOBONITO 40 115 13,2 10 7 200,8 40 CAMPOBONITO
TR_TERMOSURIA 80 115 13,8 8,5 8,5 401,6 83,3 CDS
OCOA_TR_G1 43,5 115 13,8 10,82 10,82 218,4 43,5 OCOA
ANEXO I TABLAS DE DATOS
Tabla II. Transformadores de 3 devanados
NOMBRE Sr
MVA Vr1 kV
Vr2 kV
Vr3 kV
Zcc (1) %
Zcc (0) %
Ir1 máx
A
Sr1 máx MVA
UBICACIÓN
BACATA_TR_1 450 500 230 34,5 11,45 11,45 519,6 450 BACATA
PRIM_TR 450 500 230 34,5 11,44 11,44 519,6 450 PRIMAVERA
PRV_TR_2 450 500 230 34,5 11,53 11,53 0 450 PRIMAVERA
SCAR_TR_2 450 500 230 34,5 11,53 11,53 519,6 450 SAN CARLOS
SCAR_TR_3 450 500 230 34,5 11,83 11,83 519,6 450 SAN CARLOS
SCAR_TR_4 450 500 230 34,5 11,83 11,83 519,6 450 SAN CARLOS
SCAR_TR_1 225 500 230 34,5 11,53 11,53 259,8 225 SAN CARLOS
SCAR_TR_3 366 230 15,8 15,8 18,38 18,38 918,7 366 SAN CARLOS
SCAR_TR_2 366 230 15,8 15,8 18,38 18,38 918,7 366 SAN CARLOS
SCAR_TR_1 366 230 15,8 15,8 18,38 18,38 918,7 366 SAN CARLOS
SCAR_TR_4 366 230 15,8 15,8 18,38 18,38 918,7 366 SAN CARLOS
GUAVIO_TR 40 230 115 13,8 9,18 9,18 100,4 40 GUAVIO
TR-S_FDO-1(1) 150 230 115 13,2 12 10 393,6 150 SAN FERNANDO
ALTIL_TR 150 230 115 13,8 10 10 393,6 150 ALTILLANURA
SURIA_TR(2) 150 230 115 13,8 12 10 393,6 150 SURIA
ANEXO I TABLAS DE DATOS
Tabla III. Líneas de Transmisión
NOMBRE LONG
km Vr kV
Ir máx A Srmax(Calc)
MVA DESDE HASTA
BACATA_NVESP 40 500 1905 759 NVA ESPERANZA BACATA 500
PRIM_BACA 197,01 500 1905 1.650 PRIMAVERA BACATA 500
BAC_ZIPA 1 30 230 1620 645 BACATA230 NORTE_2
BAC_ZIPA 2 30 230 1620 645 BACATA230 NORTE_2
BACT_TORC_1 19,62 230 1489 593 BACATA230 TORCA
BACT_TORC_2 19,5 230 1489 593 BACATA230 TORCA
CHIV_CHIV2_1 7 230 1316 524 CHIVOR CHIVOR II
CHIV_CHIV2_2 7 230 1316 524 CHIVOR CHIVOR II
CHIV_GUAV_1 22 230 1021 407 CHIVOR GUAVIO
CHIV_GUAV_2 22 230 1021 407 CHIVOR GUAVIO
CHIV_SOCH_1 116,03 230 1021 407 CHIVOR SOCHAGOTA
CHIV_SOCH_2 116,03 230 960 382 CHIVOR SOCHAGOTA
CHIV_TORC_1 102,65 230 1021 407 CHIVOR TORCA
CHIV_TORC_2 102,65 230 1021 407 CHIVOR TORCA
CHIV2_NORT_1 85 230 960 382 NORTE_2 CHIVOR II
CHIV2_NORT_2 85 230 960 382 NORTE_2 CHIVOR II
CHIV2_RUB 259 230 1316 524 CHIVOR II RUBIALES
CHIV2_VIEN 85 230 1316 524 CHIVOR II ELVIENTO
VIEN_REB 93 230 1316 524 ELVIENTO REBOMBEO
CIRC_GUAV_1 109,32 230 1410 562 CIRCO GUAVIO
CIRC_GUAV_2 109,85 230 1410 562 CIRCO GUAVIO
GUAV_TORC_1 84 230 1372 547 GUAVIO TORCA
GUAV_TORC_2 84 230 1372 547 GUAVIO TORCA
GUAV_TUNL_1 155,78 230 1620 645 GUAVIO TUNAL
NVESP_GUA_1 140 230 1620 645 NVA ESPERANZA GUAVIO
CIRC_NVESP_1 37 230 1410 562 CIRCO NVA ESPERANZA
NVESP_MATE_1 21 230 1410 562 SUR2 NVA ESPERANZA
NVESP_PARAISO_2 17 230 1410 562 NVA ESPERANZA PARAISO
PARAISO_NVESP_1 17 230 1410 562 NVA ESPERANZA PARAISO
GUAC_PARAISO_1 7,64 230 1120 446 GUACATA PARAISO
GUAC_PARAISO_2 7,66 230 1120 446 GUACATA PARAISO
PARAISO_MATE_21 34,03 230 1410 562 PARAISO SUR2
PURN_SCAR_1 91,33 230 968 386 PURNIO SAN CARLOS
PURN_SCAR_2 91,33 230 968 386 PURNIO SAN CARLOS
PAIPA_SOCH_1 5,25 230 1237 493 PAIPA SOCHAGOTA
PAIPA_SOCH_2 5,25 230 1237 493 PAIPA SOCHAGOTA
CIRC_TUNL_1 29,74 230 1410 562 CIRCO TUNAL
ANEXO I TABLAS DE DATOS
NOMBRE LONG
km Vr kV
Ir máx A Srmax(Calc)
MVA DESDE HASTA
SUR2_TUNL_1 14,96 230 1410 562 SUR2 TUNAL
L_REF_SFO1 34 230 800 319 REFORMA230 SAN FERNANDO 230
L_REF_SFO2 34 230 800 319 REFORMA230 SAN FERNANDO 230
CHIV2_ALTI 1 150 115 760 151 CHIVOR II ALTILLANURA230
CHIV2_ALTI 2 150 115 760 151 CHIVOR II ALTILLANURA230
GUAV_REF_1 81,13 230 1620 645 GUAVIO REFORMA230
GUAV_VILL_1 81,13 230 1620 645 GUAVIO REFORMA230
TUNA_REF_1 74,95 230 1620 645 TUNAL REFORMA230
TUNL_VILL_1 74,95 230 1620 645 TUNAL REFORMA230
GUAV_SURI_1 89 230 1620 645 GUAVIO SURIA
TUNA_SURI_1 133 230 1620 645 TUNAL SURIA
REFORMA_SURIA 35 230 760 303 SURIA REFORMA230
CHIV2_SURIA 110 230 760 303 SURIA CHIVOR II
ANEXO I TABLAS DE DATOS
Tabla IV. Líneas del STR y Ecopetrol
NOMBRE
LONG km
Vr kV
Ir máx A Srmax(Calc)
MVA DESDE HASTA
VILL_BARZ_1 8,06 115 800 159 REFORMA115 BARZAL
VILL_OCOA_1 12 115 643 128 REFORMA115 OCOA
VILL_OCOA_2 12 115 643 128 REFORMA115 OCOA
OCOA_BARZ_1 9,4 115 504 100 OCOA BARZAL
OCOA_GRAN_1 64,5 115 454 90 OCOA GRANADA
OCOA_SURIA1 31,51 115 500 100 OCOA SURIA 115
SURI_PLOPEZ1 53,37 115 500 99 SURIA 115 PT_LOPEZ115
SURI_PLOPEZ2 53,37 115 500 99 SURIA 115 PT_LOPEZ115
SURIA_GRANADA 64 115 593 118 GRANADA SURIA 115
L_LOPEZ_CAMPO1 43 115 530 106 PT_LOPEZ115 CAMPOBONITO
L_LOPEZ_CAMPO2 43 115 530 106 PT_LOPEZ115 CAMPOBONITO
CAMPO_ALTILLANURA 77 115 530 106 CAMPOBONITO ALTILLANURA115
ALTIL_CRIST 56,6 115 464 92 ALTILLANURA115 CRISTALINA115
EMSA_SURIA ECP 2,3 115 400 80 CDS SURIA 115
L_OCOA 0,05 115 584 116 OCOA TERMOCOA115
L_CDC_CDS 33 115 400 80 CDC CDS
L_CDO_CDC 15,6 115 400 80 CDO CDC
L_SFDO_CDC 7,3 115 906 180 SAN_FERNANDO CDC
L-SFDO_CDO 15,6 115 400 80 SAN_FERNANDO CDO
TERMOCOA_CDC 27,6 115 400 80 TERMOCOA CDC
ANEXO I TABLAS DE DATOS
Tabla V. Demandas EMSA
ÁREA
2013 2014 2015 2016 2017
P (MW)
Q (Mvar)
P (MW)
Q (Mvar)
P (MW)
Q (Mvar)
P (MW)
Q (Mvar)
P (MW)
Q (Mvar)
BARZAL 64,5 35,6 67,3 38,0 69,9 39,7 72,4 42,0 74,5 43,8
CAQUEZA 20,4 7,2 20,9 7,4 21,5 7,6 22,0 7,8 22,3 7,9
GRANADA 35,6 3,2 37,4 1,9 38,8 2,9 40,1 4,1 41,2 5,3
OCOA 41,1 19,9 39,4 18,9 41,2 20,2 43,0 21,6 44,8 22,9
PTO LOPEZ 4,7 2,8 4,9 2,9 5,1 3,1 5,3 3,3 5,4 3,4
REFORMA 15,5 5,1 16,2 5,4 16,9 5,7 17,5 6,1 18,0 6,3
SURIA 14,3 7,8 14,9 8,3 15,5 8,8 16,0 9,3 16,5 9,7
CAMPOBONITO 7,2 3,5 7,2 3,5 7,2 3,5 7,2 3,5 7,2 3,5
ALTILLANURA 40,0 19,4 40,0 19,4 40,0 19,4 40,0 19,4 40,0 19,4
CRISTALINA 14,0 6,8 14,0 6,8 14,0 6,8 14,0 6,8 14,0 6,8
ECOPETROL 63,0 30,5 63,0 30,5 63,0 30,5 63,0 30,5 63,0 30,5
TOTAL 320,3 141,8 325,2 143,0 333,1 148,2 340.5 154,4 346,9 159,5
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3 Fecha : 12 Julio/2011
ANEXO II DIAGRAMAS UNIFILARES
En este anexo se presentan los diagramas unifilares del STN cercano al Meta y de la red
EMSA.
• Diagrama II.1. Diagrama Unifilar STN cercano a Meta
• Diagrama II.2. Diagrama Unifilar, Sistema Eléctrico EMSA
• Diagrama II.3. Diagrama Unifilar, Alternativa (a) Guavio - Tunal a Suria
• Diagrama II.4. Diagrama Unifilar, Alternativa (b) Reforma a Suria
• Diagrama II.5. Diagrama Unifilar, Alternativa (c) Chivor II a Suria
GUAVIO230 KV
CHIVOR 2
TUNAL230 KV
OCOA
VILLAVICENCIO(REFORMA) 230 KV
42,752 km
CAQUEZA
8,06 km
12 km
9,4 km64,5 km
GRANADA
BARZAL 115 kV
VILLAVICENCIO(REFORMA) 115 KV
31,51 km
OCOA 115 kV
53,37 km
SURIA 115 kV
56,6 km
CRISTALINA
ALTILLANURA 115
PTO LOPEZ
150 km
74,95 km
81,13 km
CAMPOBONITO
43 km
77 km
TERMOCOA 0,05 km
SAN FERNANDO230 kV
CDO
27,6 km
Sn FERNANDO
15,6 km
CDS
2,3 km
64 km
CHIVOR230 KV
7 km
23,317 km
VICTORIA 115 KV
CDC
7,3 km
33 km
15,6 km
34 km
22 km
155,78 km
LeyendaElem. ProyectadosElem. No Alimentado13,800 kV115,000 kV230,000 kV
DIAGRAMA II.2 SISTEMA ELÉCTRICO EMSA, 230 - 115 kV
SURIA 230 kV
GUAVIO230 KV
CHIVOR 2
TUNAL230 KV
OCOA
VILLAVICENCIO(REFORMA) 230 KV
42,752 km
CAQUEZA
8,06 km
12 km
9,4 km64,5 km
GRANADA
BARZAL
VILLAVICENCIO(REFORMA) 115 KV
31,51 km
OCOA 115 kV
53,37 km
SURIA 115 kV
56,6 km
CRISTALINA
ALTILLANURA 115
PTO LOPEZ
150 km
74,95 km
81,13 km
133 km 89 km
CAMPOBONITO
43 km
77 km
TERMOCOA 0,05 km
SAN FERNANDO230 kV
CDO
27,6 km
Sn FERNANDO
15,6 km
CDS
2,3 km
64 km
CHIVOR230 KV
7 km
23,317 km
VICTORIA 115 KV
CDC
7,3 km
33 km
15,6 km
34 km
22 km
Leyenda
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
DIAGRAMA II.3 SISTEMA ELÉCTRICO EMSA, 230 - 115 kV - ALTERNATIVA DE CONEXIÓN (a) DERIVACIÓN GUAVIO - TUNAL HACIA SURIA 230 kV
SURIA 230 kV
GUAVIO230 KV
CHIVOR 2
TUNAL230 KV
OCOA
VILLAVICENCIO(REFORMA) 230 KV
42,752 km
CAQUEZA
8,06 km
12 km
9,4 km64,5 km
GRANADA
BARZAL
REFORMA115 KV
31,51 km
OCOA 115 kV
53,37 km
SURIA 115 kV
56,6 km
CRISTALINA
ALTILLANURA 115
PTO LOPEZ
150 km
74,95 km
81,13 km
CAMPOBONITO
43 km
77 km
TERMOCOA 0,05 km
SAN FERNANDO230 kV
CDO
27,6 km
Sn FERNANDO
15,6 km
CDS
2,3 km
64 km
35 km
CHIVOR230 KV
7 km
23,317 km
VICTORIA 115 KV
CDC
7,3 km
33 km
15,6 km
34 km
22 km
Leyenda
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
DIAGRAMA II.4 SISTEMA ELÉCTRICO EMSA, 230 - 115 kV - ALTERNATIVA DE CONEXIÓN (b) CONEXIÓN REFORMA HACIA SURIA 230 kV
SURIA 230 kV
GUAVIO230 KV
CHIVOR 2
TUNAL230 KV
OCOA
VILLAVICENCIO(REFORMA) 230 KV
42,752 km
CAQUEZA
8,06 km
12 km
9,4 km64,5 km
GRANADA
BARZAL
VILLAVICENCIO(REFORMA) 115 KV
31,51 km
OCOA 115 kV
53,37 km
SURIA 115 kV
56,6 km
CRISTALINA
ALTILLANURA 115
PTO LOPEZ
150 km
74,95 km
81,13 km
CAMPOBONITO
43 km
77 km
TERMOCOA 0,05 km
SAN FERNANDO230 kV
CDO
27,6 km
Sn FERNANDO
15,6 km
CDS
2,3 km
64 km
CHIVOR230 KV
7 km
23,317 km
VICTORIA 115 KV
CDC
7,3 km
33 km
15,6 km
34 km
22 km
155,78 km
Leyenda
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
110 km
DIAGRAMA II.5 SISTEMA ELÉCTRICO EMSA, 230 - 115 kV - ALTERNATIVA DE CONEXIÓN (c) CONEXIÓN CHIVOR II HACIA SURIA 230 kV
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3 Fecha : 12 Julio/2011
ANEXO III RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO
En este anexo se presentan los resultados de cortocitcuito monofásico y trifásico para el
año 2017.
• Diagrama III.1. Cortocircuito Monofásico Caso Base (Sin Obras)
• Diagrama III.2. Cortocircuito Monofásico Alternativa (a) (Guavio, Tunal – Suria)
• Diagrama III.3. Cortocircuito Monofásico Alternativa (b) (Reforma – Suria)
• Diagrama III.4. Cortocircuito Monofásico Alternativa (c) (Chivor II – Suria)
• Diagrama III.5. Cortocircuito Trifásico Caso Base (Sin Obras)
• Diagrama III.6. Cortocircuito Trifásico Alternativa (a) (Guavio, Tunal – Suria)
• Diagrama III.7. Cortocircuito Trifásico Alternativa (b) (Reforma – Suria)
• Diagrama III.8. Cortocircuito Trifásico Alternativa (c) (Chivor II – Suria)
ip(L1)=3,63 kAIb(L1)=1,61 kA ip(L1)=2,40 kA
Ib(L1)=0,98 kA
ip(L1)=3,71 kAIb(L1)=1,52 kA
ip(L1)=3,48 kAIb(L1)=1,47 kA
ip(L1)=0,97 kAIb(L1)=0,41 kA
BARZALip(L1)=18,75 kAIb(L1)=8,02 kA
REFORMAip(L1)=32,52 kAIb(L1)=13,32 kA
ip(L1)=3,28 kAIb(L1)=1,39 kA
ip(L1)=1,11 kAIb(L1)=0,50 kA
ip(L1)=0,00 kAIb(L1)=0,00 kA
ip(L1)=4,06 kAIb(L1)=1,72 kA
OCOA
ip(L1)=7,47 kAIb(L1)=3,15 kA
OCOAip(L1)=25,81 kAIb(L1)=10,91 kA
TERMOCOAip(L1)=25,76 kAIb(L1)=10,88 kA
ip(L1)=0,00 kAIb(L1)=0,00 kA
CRISTALINAip(L1)=2,44 kAIb(L1)=1,23 kA
ip(L1)=2,26 kAIb(L1)=1,09 kA
ALTILLANURAip(L1)=13,04 kAIb(L1)=5,73 kA
ip(L1)=1,44 kAIb(L1)=0,69 kA
CAMPOBONIip(L1)=8,75 kAIb(L1)=4,24 kA
PTO LOPEZip(L1)=7,01 kAIb(L1)=3,37 kA
ip(L1)=2,43 kAIb(L1)=1,18 kA
GRANADAip(L1)=6,00 kAIb(L1)=2,91 kA
ip(L1)=7,22 kAIb(L1)=3,27 kA
ip(L1)=3,09 kAIb(L1)=1,26 kA
SURIAip(L1)=16,56 kAIb(L1)=7,52 kA
TUNAL
TORCA ISA
BACATA
CHIVOR
NORTE
GUAVIO
CIRCO
SAN MATEO
NUEVAESPERANZA
PARAISO
ip(L1)=6,65 kAIb(L1)=2,94 kA
CAQUEZAip(L1)=10,29 kAIb(L1)=4,55 kAVICTORIA
CHIVOR 2
ip(L1)=3,87 kAIb(L1)=1,65 kA
CDSip(L1)=17,68 kAIb(L1)=8,01 kA
ip(L1)=4,65 kAIb(L1)=1,90 kA
S FDOip(L1)=33,87 kAIb(L1)=13,81 kA
EL VIENTO
REBOMBEO
RUBIALES
ip(L1)=4,87 kAIb(L1)=2,26 kA
CDOip(L1)=15,63 kAIb(L1)=7,27 kA
CDCip(L1)=20,49 kAIb(L1)=8,74 kA
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
Sn FERNANDO
PAIPA
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA III.1 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO - CASO BASE - 2017
ip(L1)=3,7 kAIb(L1)=1,6 kA ip(L1)=2,7 kA
Ib(L1)=1,1 kA
ip(L1)=4,1 kAIb(L1)=1,7 kA
ip(L1)=3,4 kAIb(L1)=1,5 kA
ip(L1)=1,3 kAIb(L1)=0,5 kA
BARZALip(L1)=19,2 kAIb(L1)=8,2 kA
REFORMAip(L1)=33,5 kAIb(L1)=13,8 kA
ip(L1)=4,3 kAIb(L1)=1,8 kA
ip(L1)=1,2 kAIb(L1)=0,5 kA
ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA
ALTILLANURA230 kV
ip(L1)=4,2 kAIb(L1)=1,8 kA
OCOA
ip(L1)=7,6 kAIb(L1)=3,2 kA
OCOAip(L1)=27,0 kAIb(L1)=11,5 kA
TERMOCOAip(L1)=26,9 kAIb(L1)=11,5 kA
ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA
CRISTALINAip(L1)=2,4 kAIb(L1)=1,2 kA
ip(L1)=2,2 kAIb(L1)=1,1 kA
ALTILLANURAip(L1)=13,1 kAIb(L1)=5,8 kA
ip(L1)=1,4 kAIb(L1)=0,7 kA
CAMPOBONip(L1)=9,1 kAIb(L1)=4,4 kA
PTO LOPEZip(L1)=7,6 kAIb(L1)=3,6 kA
ip(L1)=2,7 kAIb(L1)=1,3 kA
GRANADAip(L1)=6,3 kAIb(L1)=3,1 kA
ip(L1)=16,3 kAIb(L1)=7,1 kA
ip(L1)=3,3 kAIb(L1)=1,4 kA
SURIAip(L1)=30,2 kAIb(L1)=12,8 kA
TUNAL 230 KV
TORCA ISA230 kV
SOCHAGOTA
BACATA
CHIVOR 230 KV
NORTE_2
GUAVIO 230 KVCIRCO
SAN MATEO
PARAISOGUACA
ip(L1)=6,6 kAIb(L1)=2,9 kA
CAQUEZAip(L1)=10,3 kAIb(L1)=4,6 kA
VICTORIA 115 KV
CHIVOR2 230 KV
ip(L1)=4,6 kAIb(L1)=2,0 kA
CDSip(L1)=27,0 kAIb(L1)=11,7 kA
ip(L1)=5,4 kAIb(L1)=2,2 kA
Sn FERNANDOip(L1)=34,7 kAIb(L1)=14,3 kA
EL VIENTO
REBOMBEO
RUBIALES
ip(L1)=5,0 kAIb(L1)=2,3 kA
CDOip(L1)=15,9 kAIb(L1)=7,5 kA
CDCip(L1)=21,1 kAIb(L1)=9,1 kA
VILLAVICENCIOREFORMA 230 KV
Sn FERNANDO230 kV
PAIPA
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
ip(L1)=3,7 kAIb(L1)=1,6 kA ip(L1)=2,6 kA
Ib(L1)=1,1 kA
ip(L1)=4,0 kAIb(L1)=1,6 kA
ip(L1)=3,7 kAIb(L1)=1,6 kA
ip(L1)=1,2 kAIb(L1)=0,5 kA
BARZALip(L1)=19,7 kAIb(L1)=8,4 kA
REFORMAip(L1)=35,8 kAIb(L1)=14,6 kA
ip(L1)=4,0 kAIb(L1)=1,7 kA
ip(L1)=1,2 kAIb(L1)=0,5 kA
ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA
ALTILLANURA230 kV
ip(L1)=4,3 kAIb(L1)=1,8 kA
OCOA
ip(L1)=7,7 kAIb(L1)=3,3 kA
OCOAip(L1)=27,7 kAIb(L1)=11,7 kA
TERMOCOAip(L1)=27,6 kAIb(L1)=11,7 kA
ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA
CRISTALINAip(L1)=2,4 kAIb(L1)=1,2 kA
ip(L1)=2,2 kAIb(L1)=1,1 kA
ALTILLANURAip(L1)=13,1 kAIb(L1)=5,8 kA
ip(L1)=1,4 kAIb(L1)=0,7 kA
CAMPOBONip(L1)=9,1 kAIb(L1)=4,4 kA
PTO LOPEZip(L1)=7,6 kAIb(L1)=3,6 kA
ip(L1)=2,6 kAIb(L1)=1,3 kA
GRANADAip(L1)=6,3 kAIb(L1)=3,0 kA
ip(L1)=15,9 kAIb(L1)=6,9 kA
ip(L1)=3,4 kAIb(L1)=1,4 kA
SURIAip(L1)=29,5 kAIb(L1)=12,6 kA
TUNAL 230 KV
TORCA ISA230 kV
SOCHAGOTA
BACATA
CHIVOR 230 KV
NORTE_2
GUAVIO 230 KVCIRCO
SAN MATEO
PARAISOGUACA
ip(L1)=6,6 kAIb(L1)=2,9 kA
CAQUEZAip(L1)=10,3 kAIb(L1)=4,6 kA
VICTORIA 115 KV
CHIVOR2 230 KV
ip(L1)=4,4 kAIb(L1)=1,9 kA
CDSip(L1)=26,5 kAIb(L1)=11,5 kA
ip(L1)=5,2 kAIb(L1)=2,1 kA
Sn FERNANDOip(L1)=35,8 kAIb(L1)=14,7 kA
EL VIENTO
REBOMBEO
RUBIALES
ip(L1)=5,0 kAIb(L1)=2,4 kA
CDOip(L1)=16,1 kAIb(L1)=7,5 kA
CDCip(L1)=21,3 kAIb(L1)=9,2 kA
VILLAVICENCIOREFORMA 230 KV
Sn FERNANDO230 kV
PAIPA
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA III.3 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO - ALTERNATIVA (b) - 2017
ip(L1)=3,7 kAIb(L1)=1,6 kA ip(L1)=2,6 kA
Ib(L1)=1,1 kA
ip(L1)=4,1 kAIb(L1)=1,7 kA
ip(L1)=3,5 kAIb(L1)=1,5 kA
ip(L1)=1,2 kAIb(L1)=0,5 kA
BARZALip(L1)=19,2 kAIb(L1)=8,2 kA
REFORMAip(L1)=33,6 kAIb(L1)=13,8 kA
ip(L1)=4,2 kAIb(L1)=1,8 kA
ip(L1)=1,2 kAIb(L1)=0,5 kA
ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA
ALTILLANURA230 kV
ip(L1)=4,2 kAIb(L1)=1,8 kA
OCOA
ip(L1)=7,6 kAIb(L1)=3,2 kA
OCOAip(L1)=27,0 kAIb(L1)=11,5 kA
TERMOCOAip(L1)=26,9 kAIb(L1)=11,4 kA
ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA
CRISTALINAip(L1)=2,4 kAIb(L1)=1,2 kA
ip(L1)=2,2 kAIb(L1)=1,1 kA
ALTILLANURAip(L1)=13,0 kAIb(L1)=5,7 kA
ip(L1)=1,4 kAIb(L1)=0,7 kA
CAMPOBONip(L1)=9,0 kAIb(L1)=4,4 kA
PTO LOPEZip(L1)=7,5 kAIb(L1)=3,6 kA
ip(L1)=2,6 kAIb(L1)=1,3 kA
GRANADAip(L1)=6,3 kAIb(L1)=3,0 kA
ip(L1)=14,5 kAIb(L1)=6,4 kA
ip(L1)=3,3 kAIb(L1)=1,4 kA
SURIAip(L1)=27,2 kAIb(L1)=11,8 kA
TUNAL 230 KV
TORCA ISA230 kV
SOCHAGOTA
BACATA
CHIVOR 230 KV
NORTE_2
GUAVIO 230 KVCIRCO
SAN MATEO
PARAISOGUACA
ip(L1)=6,6 kAIb(L1)=2,9 kA
CAQUEZAip(L1)=10,3 kAIb(L1)=4,6 kA
VICTORIA 115 KV
CHIVOR2 230 KV
ip(L1)=4,5 kAIb(L1)=1,9 kA
CDSip(L1)=25,1 kAIb(L1)=11,0 kA
ip(L1)=5,3 kAIb(L1)=2,2 kA
Sn FERNANDOip(L1)=34,7 kAIb(L1)=14,3 kA
EL VIENTO
REBOMBEO
RUBIALES
ip(L1)=5,0 kAIb(L1)=2,3 kA
CDOip(L1)=15,9 kAIb(L1)=7,5 kA
CDCip(L1)=21,1 kAIb(L1)=9,1 kA
VILLAVICENCIOREFORMA 230 KV
Sn FERNANDO230 kV
PAIPA
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA III.4 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO MONOFÁSICO - ALTERNATIVA (c) - 2017
ip(L1)=5,6 kAip(L1)=2,7 kA
ip(L1)=4,2 kA
ip(L1)=3,5 kA
ip(L1)=1,0 kA
BARZALip(L1)=21,6 kAIb(L1)=9,2 kA
REFORMAip(L1)=29,5 kAIb(L1)=12,1 kA
ip(L1)=4,3 kA
ip(L1)=1,4 kA
ip(L1)=0,0 kA
ALTILLANURA230 kV
ip(L1)=5,0 kAOCOA
ip(L1)=7,6 kA
OCOAip(L1)=27,2 kAIb(L1)=11,4 kA
TERMOCOAip(L1)=27,1 kAIb(L1)=11,4 kA
ip(L1)=0,0 kA
CRISTALINAip(L1)=3,4 kAIb(L1)=1,7 kA
ip(L1)=2,9 kA
ALTILLANURAip(L1)=12,1 kAIb(L1)=5,3 kA
ip(L1)=1,7 kA
CAMPOBONip(L1)=8,8 kAIb(L1)=4,2 kA
PTO LOPEZip(L1)=9,9 kAIb(L1)=4,7 kA
ip(L1)=3,3 kA
GRANADAip(L1)=6,8 kAIb(L1)=3,3 kA
ip(L1)=9,1 kA
ip(L1)=3,5 kA
SURIAip(L1)=18,3 kAIb(L1)=8,2 kA
TUNAL 230 KV
TORCA ISA230 kV
SOCHAGOTA
BACATA
CHIVOR 230 KV
NORTE_2
GUAVIO 230 KVCIRCO
SAN MATEO
PARAISOGUACA
ip(L1)=10,6 kA
CAQUEZAip(L1)=16,2 kAIb(L1)=7,1 kA
VICTORIA 115 KV
CHIVOR2 230 KV
ip(L1)=4,8 kA
CDSip(L1)=18,3 kAIb(L1)=8,2 kA
ip(L1)=5,3 kA
Sn FERNANDOip(L1)=29,7 kAIb(L1)=11,8 kA
EL VIENTO
REBOMBEO
RUBIALES
ip(L1)=5,9 kA
CDOip(L1)=19,4 kAIb(L1)=9,0 kA
CDCip(L1)=22,8 kAIb(L1)=9,6 kA
VILLAVICENCIOREFORMA 230 KV
Sn FERNANDO230 kV
PAIPA
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
ip(L1)=5,7 kAip(L1)=3,0 kA
ip(L1)=4,7 kA
ip(L1)=3,4 kA
ip(L1)=1,3 kA
BARZALip(L1)=22,4 kAIb(L1)=9,6 kA
REFORMAip(L1)=30,7 kAIb(L1)=12,6 kA
ip(L1)=5,8 kA
ip(L1)=1,4 kA
ip(L1)=0,0 kA
ALTILLANURA230 kV
ip(L1)=5,2 kAOCOA
ip(L1)=7,8 kA
OCOAip(L1)=29,0 kAIb(L1)=12,3 kA
TERMOCOAip(L1)=28,9 kAIb(L1)=12,2 kA
ip(L1)=0,0 kA
CRISTALINAip(L1)=3,4 kAIb(L1)=1,7 kA
ip(L1)=2,9 kA
ALTILLANURAip(L1)=12,1 kAIb(L1)=5,3 kA
ip(L1)=1,7 kA
CAMPOBONip(L1)=9,3 kAIb(L1)=4,5 kA
PTO LOPEZip(L1)=11,1 kAIb(L1)=5,3 kA
ip(L1)=3,6 kA
GRANADAip(L1)=7,2 kAIb(L1)=3,5 kA
ip(L1)=16,7 kA
ip(L1)=3,8 kA
SURIAip(L1)=28,5 kAIb(L1)=12,0 kA
TUNAL 230 KV
TORCA ISA230 kV
SOCHAGOTA
BACATA
CHIVOR 230 KV
NORTE_2
GUAVIO 230 KVCIRCO
SAN MATEO
PARAISOGUACA
ip(L1)=10,5 kA
CAQUEZAip(L1)=16,2 kAIb(L1)=7,2 kA
VICTORIA 115 KV
CHIVOR2 230 KV
ip(L1)=5,9 kA
CDSip(L1)=26,2 kAIb(L1)=11,3 kA
ip(L1)=6,1 kA
Sn FERNANDOip(L1)=30,7 kAIb(L1)=12,3 kA
EL VIENTO
REBOMBEO
RUBIALES
ip(L1)=6,2 kA
CDOip(L1)=20,0 kAIb(L1)=9,4 kA
CDCip(L1)=23,9 kAIb(L1)=10,2 kA
VILLAVICENCIOREFORMA 230 KV
Sn FERNANDO230 kV
PAIPA
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA III.6 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO - ALTERNATIVA (a) - 2017
ip(L1)=5,7 kAip(L1)=2,9 kA
ip(L1)=4,6 kA
ip(L1)=3,7 kA
ip(L1)=1,2 kA
BARZALip(L1)=23,2 kAIb(L1)=9,9 kA
REFORMAip(L1)=32,7 kAIb(L1)=13,3 kA
ip(L1)=5,4 kA
ip(L1)=1,4 kA
ip(L1)=0,0 kA
ALTILLANURA230 kV
ip(L1)=5,4 kAOCOA
ip(L1)=8,0 kA
OCOAip(L1)=29,8 kAIb(L1)=12,6 kA
TERMOCOAip(L1)=29,8 kAIb(L1)=12,6 kA
ip(L1)=0,0 kA
CRISTALINAip(L1)=3,4 kAIb(L1)=1,7 kA
ip(L1)=2,9 kA
ALTILLANURAip(L1)=12,1 kAIb(L1)=5,3 kA
ip(L1)=1,7 kA
CAMPOBONip(L1)=9,3 kAIb(L1)=4,5 kA
PTO LOPEZip(L1)=11,0 kAIb(L1)=5,2 kA
ip(L1)=3,6 kA
GRANADAip(L1)=7,2 kAIb(L1)=3,5 kA
ip(L1)=16,0 kA
ip(L1)=3,9 kA
SURIAip(L1)=27,4 kAIb(L1)=11,6 kA
TUNAL 230 KV
TORCA ISA230 kV
SOCHAGOTA
BACATA
CHIVOR 230 KV
NORTE_2
GUAVIO 230 KVCIRCO
SAN MATEO
PARAISOGUACA
ip(L1)=10,5 kA
CAQUEZAip(L1)=16,3 kAIb(L1)=7,2 kA
VICTORIA 115 KV
CHIVOR2 230 KV
ip(L1)=5,6 kA
CDSip(L1)=25,4 kAIb(L1)=10,9 kA
ip(L1)=5,9 kA
Sn FERNANDOip(L1)=31,6 kAIb(L1)=12,6 kA
EL VIENTO
REBOMBEO
RUBIALES
ip(L1)=6,2 kA
CDOip(L1)=20,4 kAIb(L1)=9,5 kA
CDCip(L1)=24,2 kAIb(L1)=10,3 kA
VILLAVICENCIOREFORMA 230 KV
Sn FERNANDO230 kV
PAIPA
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA III.7 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO - ALTERNATIVA (b) - 2017
ip(L1)=5,7 kAip(L1)=3,0 kA
ip(L1)=4,7 kA
ip(L1)=3,4 kA
ip(L1)=1,3 kA
BARZALip(L1)=22,4 kAIb(L1)=9,6 kA
REFORMAip(L1)=30,8 kAIb(L1)=12,6 kA
ip(L1)=5,6 kA
ip(L1)=1,4 kA
ip(L1)=0,0 kA
ALTILLANURA230 kV
ip(L1)=5,2 kAOCOA
ip(L1)=7,8 kA
OCOAip(L1)=28,9 kAIb(L1)=12,2 kA
TERMOCOAip(L1)=28,8 kAIb(L1)=12,2 kA
ip(L1)=0,0 kA
CRISTALINAip(L1)=3,4 kAIb(L1)=1,7 kA
ip(L1)=2,9 kA
ALTILLANURAip(L1)=12,1 kAIb(L1)=5,3 kA
ip(L1)=1,7 kA
CAMPOBONip(L1)=9,2 kAIb(L1)=4,4 kA
PTO LOPEZip(L1)=10,9 kAIb(L1)=5,2 kA
ip(L1)=3,5 kA
GRANADAip(L1)=7,2 kAIb(L1)=3,5 kA
ip(L1)=14,9 kA
ip(L1)=3,8 kA
SURIAip(L1)=25,9 kAIb(L1)=11,1 kA
TUNAL 230 KV
TORCA ISA230 kV
SOCHAGOTA
BACATA
CHIVOR 230 KV
NORTE_2
GUAVIO 230 KVCIRCO
SAN MATEO
PARAISOGUACA
ip(L1)=10,5 kA
CAQUEZAip(L1)=16,2 kAIb(L1)=7,2 kA
VICTORIA 115 KV
CHIVOR2 230 KV
ip(L1)=5,7 kA
CDSip(L1)=24,4 kAIb(L1)=10,6 kA
ip(L1)=6,0 kA
Sn FERNANDOip(L1)=30,7 kAIb(L1)=12,3 kA
EL VIENTO
REBOMBEO
RUBIALES
ip(L1)=6,2 kA
CDOip(L1)=20,0 kAIb(L1)=9,3 kA
CDCip(L1)=23,8 kAIb(L1)=10,2 kA
VILLAVICENCIOREFORMA 230 KV
Sn FERNANDO230 kV
PAIPA
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA III.8 RESULTADOS DE CORTOCIRCUITO TRIFÁSICO - ALTERNATIVA (c) - 2017
ESTUDIO DE CONEXIÓN SUB. SURIA Revisión : 3 Fecha : 12 Julio/2011
ANEXO IV RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA
AÑOS 2013 Y 2017
En este anexo se presentan los resultados de Flujo de Carga para los años 2013 y 2017
en las diferentes alternativas de conexión. bajo diferentes despachos de Chivor y Guavio:
• Diagrama IV.1.1 Caso Base Despacho 1-2013
• Diagrama IV.1.2 Caso Base Despacho 2-2013
• Diagrama IV.1.3 Caso Base Despacho 3-2013
• Diagrama IV.1.4 Caso Base Despacho 4-2013
• Diagrama IV.1.5 Caso Base Despacho 5-2013
• Diagrama IV.2.1 Alternativa (a) Despacho 1-2013
• Diagrama IV.2.2 Alternativa (a) Despacho 2-2013
• Diagrama IV.2.3 Alternativa (a) Despacho 3-2013
• Diagrama IV.2.4 Alternativa (a) Despacho 4-2013
• Diagrama IV.2.5 Alternativa (a) Despacho 5-2013
• Diagrama IV.3.1 Alternativa (b) Despacho 1-2013
• Diagrama IV.3.2 Alternativa (b) Despacho 2-2013
• Diagrama IV.3.3 Alternativa (b) Despacho 3-2013
• Diagrama IV.3.4 Alternativa (b) Despacho 4-2013
• Diagrama IV.3.5 Alternativa (b) Despacho 5-2013
• Diagrama IV.4.1 Alternativa (c) Despacho 1-2013
• Diagrama IV.4.2 Alternativa (c) Despacho 2-2013
• Diagrama IV.4.3 Alternativa (c) Despacho 3-2013
• Diagrama IV.4.4 Alternativa (c) Despacho 4-2013
• Diagrama IV.4.5 Alternativa (c) Despacho 5-2013
• Diagrama IV.5.1 Caso Base Despacho 1-2017
• Diagrama IV.5.2 Caso Base Despacho 2-2017
• Diagrama IV.5.3 Caso Base Despacho 3-2017
• Diagrama IV.5.4 Caso Base Despacho 4-2017
• Diagrama IV.5.5 Caso Base Despacho 5-2017
• Diagrama IV.6.1 Alternativa (a) Despacho 1-2017
• Diagrama IV.6.2 Alternativa (a) Despacho 2-2017
• Diagrama IV.6.3 Alternativa (a) Despacho 3-2017
• Diagrama IV.6.4 Alternativa (a) Despacho 4-2017
• Diagrama IV.6.5 Alternativa (a) Despacho 5-2017
• Diagrama IV.7.1 Alternativa (b) Despacho 1-2017
• Diagrama IV.7.2 Alternativa (b) Despacho 2-2017
• Diagrama IV.7.3 Alternativa (b) Despacho 3-2017
• Diagrama IV.7.4 Alternativa (b) Despacho 4-2017
• Diagrama IV.7.5 Alternativa (b) Despacho 5-2017
• Diagrama IV.8.1 Alternativa (c) Despacho 1-2017
• Diagrama IV.8.2 Alternativa (c) Despacho 2-2017
• Diagrama IV.8.3 Alternativa (c) Despacho 3-2017
• Diagrama IV.8.4 Alternativa (c) Despacho 4-2017
• Diagrama IV.8.5 Alternativa (c) Despacho 5-2017
GUAVIO237,4 kV103,2 %
CHIVOR 2239,5 kV104,1 %
TUNAL228,8 kV99,5 %
OCOA
101,9 MVA82,8 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
225,2 kV97,9 %
7,0 MVA6,3 MW
CAQUEZA111,2 kV96,7 %
74,1 MVA64,2 MW
52,8 MVA45,4 MW
1,7 MVA0,4 MW
21,3 MVA21,0 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA105,4 kV91,6 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL108,8 kV94,6 %
REFORMA110,6 kV96,2 %
101,9 MVA82,8 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
18,9 MVA13,2 MW
OCOA108,7 kV94,5 %
13,7 MVA13,7 MW
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA106,4 kV92,5 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA111,3 kV96,8 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA114,0 kV99,2 %
PTO LOPEZ107,4 kV93,4 %
238,0 kV103,5 %99,7 MVA
96,3 MW
54,7 MVA48,7 MW
55,8 MVA45,2 MW
219,4 MVA208,0 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON108,6 kV94,4 %
16,4 MVA16,3 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
39,9 MVA39,9 MW
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA108,7 kV94,5 %
23,2 MVA14,5 MWSn FERNANDO
225,0 kV97,8 %
CDO105,7 kV91,9 %
23,4 MVA14,2 MW
S FDO106,8 kV92,9 %
31,7 MVA31,6 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS106,2 kV92,3 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
24,9 MVA19,5 MW
14,8 MVA14,8 MW
CHIVOR239,7 kV104,2 %
NORTE232,7 kV101,2 %
TORCA ISA229,9 kV100,0 %
CIRCO227,1 kV98,8 %
SAN MATEO228,7 kV99,5 %NUEVA
ESPERANZA230,5 kV100,2 %
104,1 MVA91,2 MW
213,0 MVA212,3 MW37,5 MVA
24,9 MW
98,3 MVA89,4 MW
73,0 MVA56,7 MW
BACATA230,6 kV100,3 %
60,9 MVA43,3 MW
93,0 MVA92,3 MW
109,1 MVA95,1 MW
69,1 MVA60,2 MW
136,6 MVA135,9 MW
PARAISO230,6 kV100,3 %
25,1 MVA10,9 MW
147,8 MVA147,4 MW
148,1 MVA147,8 MW
211,6 MVA210,8 MW
128,7 MVA124,7 MW
56,8 MVA36,3 MW
28,1 MVA26,8 MW
VICTORIA112,6 kV97,9 %
EL VIENTO239,8 kV104,3 %
REBOMBEO238,5 kV103,7 %
RUBIALES235,6 kV102,4 %
58,3 MVA52,4 MW
64,1 MVA63,0 MW
82,0 MVA78,5 MW
87,5 MVA87,3 MW
CDC106,0 kV92,2 %
61,6 MVA59,7 MW
5,3 MVA4,0 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
4,8 MVA3,7 MW
44,5 MVA43,8 MW
216,3 MVA214,9 MW
20,7 MVA8,7 MW
PAIPA236,0 kV102,6 %
96,1 MVA87,0 MW
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.1.1 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 1 - 2013
GUAVIO237,5 kV103,2 %
CHIVOR 2239,6 kV104,2 %
TUNAL228,9 kV99,5 %
OCOA
106,3 MVA85,5 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
224,9 kV97,8 %
4,4 MVA4,0 MW
CAQUEZA111,8 kV97,2 %
75,3 MVA65,0 MW
54,6 MVA46,5 MW
2,8 MVA0,4 MW
21,6 MVA21,2 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA106,1 kV92,2 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL109,6 kV95,3 %
REFORMA111,5 kV96,9 %
106,3 MVA85,5 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
20,5 MVA13,9 MW
OCOA109,5 kV95,2 %
14,0 MVA13,9 MW
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA107,0 kV93,0 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA111,5 kV96,9 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA114,2 kV99,3 %
PTO LOPEZ107,9 kV93,8 %
238,2 kV103,6 %99,8 MVA
96,6 MW
55,1 MVA48,9 MW
52,6 MVA37,4 MW
234,4 MVA223,9 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON109,0 kV94,8 %
16,6 MVA16,5 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
42,2 MVA42,2 MW
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA109,5 kV95,2 %
26,5 MVA16,7 MWSn FERNANDO
224,8 kV97,7 %
CDO106,1 kV92,3 %
26,5 MVA16,3 MW
S FDO107,1 kV93,1 %
30,1 MVA30,1 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS106,7 kV92,8 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
26,4 MVA20,6 MW
14,7 MVA14,6 MW
CHIVOR239,8 kV104,2 %
NORTE232,9 kV101,2 %
TORCA ISA230,1 kV100,1 %
CIRCO227,2 kV98,8 %
SAN MATEO228,8 kV99,5 %NUEVA
ESPERANZA230,4 kV100,2 %
116,6 MVA106,6 MW
228,8 MVA228,0 MW29,1 MVA
12,3 MW
105,7 MVA98,3 MW
89,1 MVA78,3 MW
BACATA230,8 kV100,3 %
70,2 MVA56,9 MW
66,3 MVA64,9 MW
121,7 MVA110,6 MW
72,5 MVA63,9 MW
120,9 MVA119,9 MW
PARAISO230,6 kV100,3 %
18,7 MVA5,1 MW
131,6 MVA131,5 MW
131,9 MVA131,8 MW
195,7 MVA194,9 MW
111,1 MVA106,4 MW
69,7 MVA55,9 MW
25,6 MVA24,5 MW
VICTORIA113,0 kV98,3 %
EL VIENTO239,9 kV104,3 %
REBOMBEO238,6 kV103,7 %
RUBIALES235,7 kV102,5 %
58,3 MVA52,4 MW
64,1 MVA63,0 MW
82,0 MVA78,5 MW
70,3 MVA63,4 MW
90,5 MVA90,0 MW
CDC106,4 kV92,5 %
59,5 MVA58,0 MW
5,2 MVA2,9 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
3,8 MVA3,1 MW
46,2 MVA45,1 MW
179,5 MVA176,9 MW
22,0 MVA9,8 MW
PAIPA236,2 kV102,7 %
106,7 MVA99,7 MW
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. ProyectadosElem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.1.2 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 2 - 2013
GUAVIO236,7 kV102,9 %
CHIVOR 2239,0 kV103,9 %
TUNAL228,1 kV99,2 %
OCOA
108,8 MVA89,1 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
223,7 kV97,2 %
8,9 MVA7,3 MW
CAQUEZA111,5 kV96,9 %
74,5 MVA64,0 MW
53,5 MVA44,9 MW
3,1 MVA0,6 MW
21,3 MVA20,9 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA105,5 kV91,7 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL109,1 kV94,9 %
REFORMA110,9 kV96,5 %
108,8 MVA89,1 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
19,8 MVA12,7 MW
OCOA109,0 kV94,8 %
13,9 MVA13,9 MW
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA106,4 kV92,6 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA111,1 kV96,6 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA113,8 kV99,0 %
PTO LOPEZ107,4 kV93,4 %
237,5 kV103,3 %99,8 MVA
96,5 MW
54,8 MVA48,9 MW
44,5 MVA6,2 MW
279,7 MVA273,1 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON108,5 kV94,3 %
16,5 MVA16,4 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
42,1 MVA42,1 MW
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA109,0 kV94,8 %
25,5 MVA13,9 MWSn FERNANDO
223,6 kV97,2 %
CDO105,6 kV91,8 %
25,6 MVA13,5 MW
S FDO106,6 kV92,7 %
32,3 MVA32,3 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS106,2 kV92,3 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
25,5 MVA19,1 MW
14,9 MVA14,9 MW
CHIVOR239,2 kV104,0 %
NORTE232,4 kV101,1 %
TORCA ISA229,7 kV99,9 %
CIRCO226,3 kV98,4 %
SAN MATEO228,2 kV99,2 %NUEVA
ESPERANZA230,1 kV100,0 %
171,1 MVA167,4 MW
290,4 MVA289,8 MW41,9 MVA
36,8 MW
137,2 MVA133,7 MW
165,4 MVA163,1 MW
BACATA230,7 kV100,3 %
114,0 MVA110,3 MW
55,2 MVA41,9 MW
175,2 MVA170,8 MW
83,1 MVA74,8 MW
55,6 MVA55,6 MW
PARAISO230,5 kV100,2 %
69,9 MVA69,3 MW
67,4 MVA67,1 MW
67,6 MVA67,3 MW
134,1 MVA130,6 MW
59,5 MVA35,2 MW
134,9 MVA132,5 MW
17,0 MVA13,2 MW
VICTORIA112,8 kV98,1 %
EL VIENTO239,2 kV104,0 %
REBOMBEO237,9 kV103,5 %
RUBIALES235,0 kV102,2 %
58,3 MVA52,4 MW
64,0 MVA63,0 MW
81,9 MVA78,5 MW
70,3 MVA63,4 MW
89,0 MVA88,4 MW
CDC105,8 kV92,0 %
61,8 MVA60,5 MW
6,5 MVA4,5 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
4,5 MVA4,0 MW
45,5 MVA44,3 MW
59,5 MVA26,6 MW
23,5 MVA13,7 MW
PAIPA235,9 kV102,5 %
150,2 MVA147,7 MW
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.1.3 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 3 - 2013
GUAVIO237,3 kV103,2 %
CHIVOR 2239,6 kV104,2 %
TUNAL228,6 kV99,4 %
OCOA
107,9 MVA88,0 MW70,4 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
224,6 kV97,7 %
3,1 MVA1,0 MW2,0 %
CAQUEZA111,8 kV97,2 %
75,1 MVA64,9 MW49,5 %
54,4 MVA46,5 MW44,6 %
2,6 MVA0,4 MW2,7 %
21,9 MVA21,6 MW
26,2 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA106,1 kV92,2 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL109,6 kV95,3 %
REFORMA111,4 kV96,9 %
107,9 MVA88,0 MW
70,4 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
20,8 MVA15,5 MW22,4 %
OCOA109,5 kV95,2 %
11,6 MVA11,4 MW12,5 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA107,1 kV93,1 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
17,4 %
CRISTALINA111,5 kV97,0 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA114,2 kV99,3 %
PTO LOPEZ108,1 kV94,0 %
238,3 kV103,6 %94,6 MVA
91,1 MW58,2 %
52,6 MVA46,1 MW16,7 %
43,0 MVA18,2 MW
6,8 %
255,4 MVA247,1 MW
40,5 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON109,2 kV94,9 %
13,9 MVA13,9 MW14,0 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
35,2 MVA35,2 MW35,1 %
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA109,5 kV95,2 %
25,7 MVA14,6 MW23,2 %Sn FERNANDO
224,6 kV97,6 %
CDO106,1 kV92,3 %
25,8 MVA14,3 MW
35,0 %
S FDO107,1 kV93,1 %
32,0 MVA32,0 MW
43,2 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS106,8 kV92,9 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
25,2 MVA17,8 MW34,1 %
14,3 MVA14,3 MW13,0 %
CHIVOR239,7 kV104,2 %
NORTE233,0 kV101,3 %
TORCA ISA230,2 kV100,1 %
CIRCO226,9 kV98,7 %
SAN MATEO228,6 kV99,4 %NUEVA
ESPERANZA230,2 kV100,1 %
104,9 MVA93,1 MW27,1 %
212,3 MVA211,4 MW
38,9 %27,3 MVA8,5 MW
6,5 %
91,2 MVA81,3 MW
22,4 %
131,7 MVA127,2 MW
24,1 %
BACATA230,8 kV100,4 %
62,1 MVA44,0 MW
9,6 %
35,7 MVA31,1 MW
6,0 %
145,6 MVA138,1 MW
26,3 %
77,1 MVA68,7 MW13,9 %
93,7 MVA93,0 MW16,8 %
PARAISO230,5 kV100,2 %
34,5 MVA32,2 MW
7,7 %
104,2 MVA104,2 MW
18,5 %
104,4 MVA104,4 MW
18,6 %
169,2 MVA168,0 MW
30,3 %
84,8 MVA76,5 MW
15,3 %
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15,0 %
21,2 MVA19,5 MW
13,7 %
VICTORIA113,0 kV98,3 %
EL VIENTO239,9 kV104,3 %
REBOMBEO238,6 kV103,8 %
RUBIALES235,7 kV102,5 %
58,3 MVA52,4 MW10,9 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,0 MVA78,5 MW15,0 %
70,3 MVA63,4 MW13,1 %
89,7 MVA89,0 MW
58,6 %
CDC106,4 kV92,5 %
62,5 MVA61,3 MW
37,4 %
8,2 MVA5,8 MW11,1 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
4,3 MVA3,5 MW5,8 %
45,9 MVA44,6 MW14,7 %
111,5 MVA91,8 MW26,6 %
22,8 MVA11,3 MW
4,5 %
PAIPA236,2 kV102,7 %
126,2 MVA121,5 MW
19,7 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.1.4 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 4 - 2013
GUAVIO237,4 kV103,2 %
CHIVOR 2239,6 kV104,2 %
TUNAL228,9 kV99,5 %
OCOA
104,5 MVA86,6 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
225,2 kV97,9 %
5,0 MVA1,6 MW
CAQUEZA111,5 kV97,0 %
74,5 MVA64,9 MW
53,5 MVA46,5 MW
1,4 MVA0,3 MW
21,9 MVA21,6 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA105,5 kV91,8 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL108,9 kV94,7 %
REFORMA110,7 kV96,3 %
104,5 MVA86,6 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
20,0 MVA16,0 MW
OCOA108,9 kV94,7 %
11,0 MVA10,7 MW
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA106,6 kV92,7 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA111,4 kV96,9 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA114,1 kV99,2 %
PTO LOPEZ107,8 kV93,7 %
238,3 kV103,6 %93,4 MVA
89,6 MW
51,7 MVA45,3 MW
44,1 MVA25,8 MW
246,5 MVA238,1 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON108,9 kV94,7 %
13,3 MVA13,2 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
33,9 MVA33,8 MW
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA108,9 kV94,7 %
23,1 MVA13,9 MWSn FERNANDO
225,0 kV97,8 %
CDO105,8 kV92,0 %
23,3 MVA13,7 MW
S FDO106,9 kV93,0 %
32,3 MVA32,3 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS106,4 kV92,5 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
24,0 MVA17,0 MW
14,2 MVA14,2 MW
CHIVOR239,7 kV104,2 %
NORTE233,0 kV101,3 %
TORCA ISA230,3 kV100,1 %
CIRCO227,1 kV98,8 %
SAN MATEO228,8 kV99,5 %NUEVA
ESPERANZA230,4 kV100,2 %
85,5 MVA68,1 MW
186,4 MVA185,4 MW36,6 MVA
24,1 MW
77,4 MVA63,8 MW
120,9 MVA115,2 MW
BACATA230,9 kV100,4 %
50,6 MVA21,6 MW
57,8 MVA56,0 MW
135,9 MVA127,2 MW
75,5 MVA66,6 MW
107,2 MVA106,4 MW
PARAISO230,7 kV100,3 %
25,7 MVA20,0 MW
116,7 MVA116,6 MW
116,9 MVA116,9 MW
182,4 MVA181,4 MW
97,7 MVA91,1 MW
84,7 MVA75,4 MW
24,4 MVA22,1 MW
VICTORIA113,0 kV98,2 %
EL VIENTO239,9 kV104,3 %
REBOMBEO238,7 kV103,8 %
RUBIALES235,7 kV102,5 %
58,3 MVA52,4 MW
64,1 MVA63,0 MW
82,0 MVA78,5 MW
70,3 MVA63,4 MW
90,7 MVA90,4 MW
CDC106,2 kV92,3 %
63,6 MVA62,1 MW
8,2 MVA6,5 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
4,9 MVA3,5 MW
46,2 MVA45,3 MW
146,0 MVA131,4 MW
21,9 MVA10,4 MW
PAIPA236,1 kV102,7 %
118,2 MVA112,8 MW
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.1.5 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 5 - 2013
SURIA 230 kV233,8 kV101,7 %
GUAVIO237,7 kV103,4 %
CHIVOR 2240,0 kV104,3 %
TUNAL229,5 kV99,8 %
OCOA
73,9 MVA63,1 MW47,9 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
226,2 kV98,3 %
11,8 MVA8,1 MW7,5 %
CAQUEZA113,4 kV98,6 %
58,2 MVA51,0 MW
36,9 %
28,2 MVA25,4 MW22,2 %
15,6 MVA13,5 MW15,7 %
12,3 MVA12,1 MW13,9 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA112,5 kV97,8 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL113,8 kV98,9 %
REFORMA115,1 kV100,1 %
73,9 MVA63,1 MW
47,9 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
25,8 MVA25,5 MW26,0 %
OCOA114,2 kV99,3 %
7,1 MVA6,3 MW
7,1 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA114,7 kV99,8 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW17,1 %
CRISTALINA113,4 kV98,6 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA116,1 kV100,9 %
PTO LOPEZ114,7 kV99,8 %
240,4 kV104,5 %81,0 MVA
79,7 MW49,4 %
100,7 MVA98,5 MW63,2 %
51,2 MVA40,3 MW16,2 %
38,9 MVA20,1 MW
6,1 %
203,5 MVA191,6 MW
32,1 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
41,7 MVA25,1 MW
6,5 %
125,8 MVA123,7 MW
19,2 %
CAMPOBON114,9 kV99,9 %
9,8 MVA8,7 MW9,3 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
26,9 MVA25,3 MW
25,2 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA114,2 kV99,3 %
12,3 MVA9,2 MW10,7 %Sn FERNANDO
224,5 kV97,6 %
CDO112,0 kV97,4 %
22,5 MVA19,9 MW29,0 %
S FDO113,2 kV98,5 %
23,9 MVA22,2 MW
30,8 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS114,4 kV99,5 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
56,5 MVA55,0 MW71,3 %
23,5 MVA23,5 MW
20,4 %
CHIVOR240,0 kV104,4 %
NORTE233,1 kV101,4 %
TORCA ISA230,4 kV100,2 %
CIRCO227,9 kV99,1 %
SAN MATEO229,5 kV99,8 %NUEVA
ESPERANZA231,3 kV100,6 %
104,6 MVA91,8 MW27,0 %
205,9 MVA204,4 MW
37,6 %38,9 MVA26,7 MW
9,3 %
98,5 MVA89,9 MW24,2 %
71,1 MVA54,8 MW13,0 %
BACATA231,0 kV100,4 %
62,2 MVA43,7 MW
9,6 %
94,8 MVA94,5 MW
16,0 %
109,2 MVA96,5 MW
19,6 %
79,3 MVA71,8 MW
14,2 %
150,1 MVA149,4 MW
26,8 %
PARAISO231,1 kV100,5 %
31,6 MVA16,0 MW
7,1 %
153,5 MVA152,5 MW
27,2 %
153,9 MVA152,9 MW
27,3 %
225,0 MVA224,4 MW
40,2 %
132,3 MVA128,5 MW
23,8 %
55,3 MVA36,2 MW
8,5 %
12,6 MVA12,4 MW
8,0 %
VICTORIA113,4 kV98,7 %
EL VIENTO240,3 kV104,5 %
REBOMBEO239,0 kV103,9 %
RUBIALES236,1 kV102,7 %
58,3 MVA52,4 MW10,8 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,1 MVA78,5 MW
15,0 %
71,5 MVA64,4 MW13,1 %
92,2 MVA85,2 MW
60,3 %
CDC112,5 kV97,8 %
34,4 MVA28,5 MW19,5 %
30,9 MVA30,9 MW39,7 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
8,5 MVA7,4 MW11,0 %
46,1 MVA42,6 MW14,8 %
225,5 MVA224,3 MW
53,6 %
21,5 MVA8,5 MW
4,2 %
PAIPA236,3 kV102,7 %
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.2.1 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 1 - 2013
233,9 kV101,7 %
GUAVIO237,8 kV103,4 %
CHIVOR 2240,0 kV104,3 %
TUNAL229,5 kV99,8 %
OCOA
73,2 MVA63,4 MW47,5 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
226,0 kV98,3 %
13,8 MVA11,3 MW
8,8 %
CAQUEZA113,5 kV98,7 %
57,3 MVA50,4 MW
36,3 %
26,9 MVA24,5 MW21,1 %
16,4 MVA14,2 MW16,5 %
12,1 MVA11,9 MW13,6 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA112,7 kV98,0 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL113,9 kV99,0 %
REFORMA115,2 kV100,1 %
73,2 MVA63,4 MW
47,5 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
26,7 MVA26,5 MW26,9 %
OCOA114,4 kV99,5 %
7,0 MVA6,1 MW
7,0 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA115,0 kV100,0 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW17,1 %
CRISTALINA113,5 kV98,7 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA116,1 kV101,0 %
PTO LOPEZ114,9 kV99,9 %
240,5 kV104,6 %80,6 MVA
79,4 MW49,1 %
101,6 MVA99,8 MW63,7 %
51,2 MVA40,1 MW16,2 %
37,5 MVA8,7 MW5,9 %
216,1 MVA205,3 MW
34,1 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
47,0 MVA33,8 MW
7,3 %
135,3 MVA133,7 MW
20,6 %
CAMPOBON115,0 kV100,0 %
9,7 MVA8,5 MW9,2 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
26,7 MVA25,0 MW
25,0 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA114,4 kV99,5 %
13,3 MVA7,8 MW11,5 %Sn FERNANDO
224,0 kV97,4 %
CDO112,6 kV97,9 %
20,1 MVA18,6 MW25,8 %
S FDO114,0 kV99,1 %
25,7 MVA23,2 MW
32,9 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS114,7 kV99,7 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
55,8 MVA54,7 MW70,2 %
23,8 MVA23,7 MW
20,5 %
CHIVOR240,1 kV104,4 %
NORTE233,3 kV101,4 %
TORCA ISA230,5 kV100,2 %
CIRCO227,9 kV99,1 %
SAN MATEO229,6 kV99,8 %NUEVA
ESPERANZA231,4 kV100,6 %
117,4 MVA107,5 MW
30,3 %
221,6 MVA220,1 MW
40,5 %30,4 MVA13,1 MW
7,3 %
106,1 MVA98,9 MW
26,0 %
87,7 MVA76,9 MW16,0 %
BACATA231,2 kV100,5 %
70,8 MVA57,6 MW10,9 %
67,9 MVA66,6 MW
11,4 %
122,5 MVA112,5 MW
22,0 %
83,2 MVA75,8 MW
14,9 %
134,0 MVA133,5 MW
23,9 %
PARAISO231,3 kV100,6 %
25,1 MVA0,7 MW5,6 %
136,8 MVA135,8 MW
24,2 %
137,1 MVA136,1 MW
24,3 %
209,5 MVA208,5 MW
37,4 %
115,5 MVA109,9 MW
20,7 %
68,5 MVA56,4 MW10,5 %
9,3 MVA9,2 MW
5,9 %
VICTORIA113,5 kV98,7 %
EL VIENTO240,3 kV104,5 %
REBOMBEO239,1 kV103,9 %
RUBIALES236,2 kV102,7 %
58,3 MVA52,4 MW10,8 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,1 MVA78,5 MW
15,0 %
71,5 MVA64,4 MW13,1 %
96,0 MVA86,8 MW
62,9 %
CDC113,1 kV98,4 %
36,8 MVA29,0 MW20,7 %
31,3 MVA31,2 MW39,4 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
9,2 MVA7,7 MW11,8 %
48,0 MVA43,4 MW15,5 %
187,3 MVA185,0 MW
44,5 %
22,1 MVA9,7 MW
4,4 %
PAIPA236,3 kV102,7 %
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.2.2 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 2 - 2013
232,0 kV100,9 %
GUAVIO237,0 kV103,1 %
CHIVOR 2239,4 kV104,1 %
TUNAL228,3 kV99,3 %
OCOA
74,8 MVA66,4 MW48,8 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
224,9 kV97,8 %
23,5 MVA23,2 MW15,0 %
CAQUEZA113,4 kV98,6 %
55,9 MVA48,9 MW
35,5 %
24,6 MVA22,2 MW19,4 %
17,9 MVA15,6 MW18,0 %
11,2 MVA11,1 MW12,6 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA112,6 kV97,9 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL113,6 kV98,8 %
REFORMA114,8 kV99,9 %
74,8 MVA66,4 MW
48,8 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
30,4 MVA30,3 MW30,5 %
OCOA114,1 kV99,2 %
6,8 MVA5,8 MW
6,8 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA115,0 kV100,0 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW17,1 %
CRISTALINA113,2 kV98,5 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,9 kV100,8 %
PTO LOPEZ114,9 kV99,9 %
240,0 kV104,3 %79,9 MVA
78,7 MW48,8 %
109,4 MVA106,8 MW
69,2 %
51,0 MVA39,8 MW16,2 %
54,6 MVA37,8 MW
8,7 %
263,9 MVA257,4 MW
41,8 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
70,8 MVA66,4 MW11,1 %
174,8 MVA173,5 MW
26,8 %
CAMPOBON115,0 kV100,0 %
9,5 MVA8,2 MW9,0 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
26,2 MVA24,4 MW
24,7 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA114,1 kV99,2 %
12,6 MVA6,4 MW10,9 %Sn FERNANDO
223,0 kV96,9 %
CDO112,3 kV97,6 %
19,2 MVA17,2 MW24,7 %
S FDO113,6 kV98,8 %
25,8 MVA23,6 MW
33,1 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS114,6 kV99,7 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
57,7 MVA56,4 MW72,7 %
24,6 MVA24,6 MW
21,3 %
CHIVOR239,6 kV104,2 %
NORTE232,9 kV101,3 %
TORCA ISA230,2 kV100,1 %
CIRCO226,9 kV98,7 %
SAN MATEO228,8 kV99,5 %NUEVA
ESPERANZA231,0 kV100,4 %
172,3 MVA168,7 MW
44,5 %
283,3 MVA282,0 MW
51,9 %41,2 MVA35,8 MW
9,9 %
137,9 MVA134,6 MW
33,9 %
164,3 MVA162,2 MW
30,0 %
BACATA231,1 kV100,5 %
115,0 MVA111,3 MW
17,7 %
53,4 MVA40,4 MW
9,0 %
178,1 MVA174,3 MW
32,1 %
97,6 MVA92,2 MW
17,6 %
75,3 MVA74,9 MW13,5 %
PARAISO231,1 kV100,5 %
65,6 MVA63,8 MW14,7 %
72,9 MVA72,7 MW
12,9 %
73,1 MVA72,9 MW12,9 %
154,5 MVA149,9 MW
27,7 %
65,1 MVA39,7 MW11,7 %
136,0 MVA134,1 MW
21,0 %
4,2 MVA2,7 MW
2,7 %
VICTORIA113,6 kV98,8 %
EL VIENTO239,7 kV104,2 %
REBOMBEO238,4 kV103,7 %
RUBIALES235,5 kV102,4 %
58,3 MVA52,4 MW10,9 %
64,0 MVA63,0 MW
11,7 %
82,0 MVA78,5 MW
15,0 %
70,3 MVA63,4 MW13,1 %
94,8 MVA86,6 MW
62,4 %
CDC112,8 kV98,1 %
35,3 MVA28,3 MW19,9 %
32,9 MVA32,9 MW41,5 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
9,9 MVA8,7 MW12,7 %
47,4 MVA43,3 MW15,3 %
63,8 MVA34,6 MW15,2 %
24,2 MVA13,5 MW
4,8 %
PAIPA236,1 kV102,7 %
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.2.3 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 3 - 2013
233,0 kV101,3 %
GUAVIO237,6 kV103,3 %
CHIVOR 2239,9 kV104,3 %
TUNAL229,2 kV99,7 %
OCOA
74,6 MVA65,8 MW48,4 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
226,3 kV98,4 %
15,8 MVA15,4 MW10,1 %
CAQUEZA112,9 kV98,2 %
57,5 MVA50,6 MW36,8 %
27,2 MVA24,7 MW21,6 %
16,3 MVA14,0 MW16,5 %
11,9 MVA11,8 MW
13,5 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA111,7 kV97,1 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL112,7 kV98,0 %
REFORMA114,0 kV99,2 %
74,6 MVA65,8 MW48,4 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
27,0 MVA27,0 MW27,3 %
OCOA113,2 kV98,5 %
3,8 MVA3,5 MW3,8 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA114,1 kV99,2 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
17,1 %
CRISTALINA113,2 kV98,4 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,8 kV100,7 %
PTO LOPEZ114,3 kV99,4 %
240,3 kV104,5 %75,6 MVA
73,7 MW46,1 %
108,9 MVA106,2 MW
68,6 %
48,3 MVA37,2 MW15,3 %
35,5 MVA12,0 MW
5,6 %
237,4 MVA230,0 MW
37,4 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
55,0 MVA47,3 MW
8,6 %
155,3 MVA153,7 MW
23,8 %
CAMPOBON114,5 kV99,6 %
6,5 MVA5,9 MW6,2 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
20,3 MVA19,4 MW19,1 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA113,2 kV98,5 %
12,1 MVA9,1 MW10,6 %Sn FERNANDO
224,7 kV97,7 %
CDO111,0 kV96,5 %
22,0 MVA18,8 MW
28,7 %
S FDO112,1 kV97,5 %
24,0 MVA22,7 MW
31,3 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS113,7 kV98,9 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
57,5 MVA55,3 MW72,9 %
23,9 MVA23,8 MW20,8 %
CHIVOR240,0 kV104,3 %
NORTE233,2 kV101,4 %
TORCA ISA230,4 kV100,2 %
CIRCO227,5 kV98,9 %
SAN MATEO229,3 kV99,7 %NUEVA
ESPERANZA231,2 kV100,5 %
106,0 MVA94,0 MW27,3 %
205,0 MVA203,4 MW
37,5 %28,4 MVA9,7 MW
6,8 %
91,8 MVA82,0 MW
22,5 %
130,4 MVA125,7 MW
23,8 %
BACATA231,1 kV100,5 %
62,0 MVA44,7 MW
9,6 %
37,8 MVA33,2 MW
6,4 %
147,4 MVA140,6 MW
26,5 %
90,5 MVA82,9 MW16,3 %
110,0 MVA109,7 MW
19,6 %
PARAISO231,1 kV100,5 %
34,3 MVA27,2 MW
7,7 %
109,9 MVA109,3 MW
19,5 %
110,2 MVA109,6 MW
19,5 %
186,2 MVA184,7 MW
33,2 %
91,0 MVA81,0 MW
16,4 %
96,6 MVA90,6 MW
14,9 %
6,2 MVA5,1 MW3,9 %
VICTORIA113,3 kV98,5 %
EL VIENTO240,2 kV104,5 %
REBOMBEO239,0 kV103,9 %
RUBIALES236,1 kV102,7 %
58,3 MVA52,4 MW10,8 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,1 MVA78,5 MW15,0 %
71,5 MVA64,4 MW13,1 %
91,9 MVA86,0 MW
60,0 %
CDC111,5 kV96,9 %
33,5 MVA28,8 MW
19,1 %
31,3 MVA31,2 MW40,6 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
9,1 MVA8,0 MW11,8 %
45,9 MVA43,0 MW14,8 %
103,8 MVA83,2 MW24,7 %
23,1 MVA11,0 MW
4,6 %
PAIPA236,3 kV102,8 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.2.4 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 4 - 2013
233,2 kV101,4 %
GUAVIO237,6 kV103,3 %
CHIVOR 2239,9 kV104,3 %
TUNAL229,3 kV99,7 %
OCOA
74,3 MVA65,5 MW48,1 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
226,5 kV98,5 %
13,8 MVA13,1 MW
8,8 %
CAQUEZA113,1 kV98,3 %
57,8 MVA50,9 MW36,9 %
27,7 MVA25,3 MW21,9 %
16,0 MVA13,6 MW16,2 %
12,1 MVA12,0 MW
13,8 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA111,8 kV97,2 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL112,9 kV98,1 %
REFORMA114,2 kV99,3 %
74,3 MVA65,5 MW48,1 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
25,9 MVA25,9 MW26,2 %
OCOA113,4 kV98,6 %
2,9 MVA2,6 MW3,0 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA114,2 kV99,3 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
17,1 %
CRISTALINA113,1 kV98,4 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,8 kV100,7 %
PTO LOPEZ114,4 kV99,5 %
240,3 kV104,5 %73,7 MVA
71,8 MW45,0 %
108,8 MVA106,2 MW
68,5 %
47,5 MVA36,2 MW15,0 %
32,2 MVA3,3 MW
5,1 %
228,9 MVA220,9 MW
36,0 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
50,3 MVA40,9 MW
7,8 %
148,9 MVA147,2 MW
22,8 %
CAMPOBON114,6 kV99,7 %
5,5 MVA4,9 MW5,3 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
18,4 MVA17,4 MW17,3 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA113,4 kV98,6 %
12,4 MVA9,4 MW10,8 %Sn FERNANDO
224,9 kV97,8 %
CDO111,1 kV96,6 %
22,2 MVA19,1 MW
28,9 %
S FDO112,3 kV97,6 %
24,0 MVA22,6 MW
31,1 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS113,8 kV99,0 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
57,0 MVA54,7 MW72,2 %
23,7 MVA23,6 MW20,6 %
CHIVOR239,9 kV104,3 %
NORTE233,1 kV101,3 %
TORCA ISA230,3 kV100,1 %
CIRCO227,6 kV99,0 %
SAN MATEO229,3 kV99,7 %NUEVA
ESPERANZA231,0 kV100,4 %
86,9 MVA68,8 MW22,4 %
178,6 MVA177,1 MW
32,7 %37,7 MVA25,0 MW
9,0 %
78,1 MVA64,3 MW
19,2 %
119,5 MVA113,4 MW
21,8 %
BACATA230,9 kV100,4 %
51,9 MVA22,2 MW
8,0 %
59,0 MVA57,9 MW
9,9 %
137,3 MVA129,3 MW
24,7 %
88,1 MVA80,2 MW15,9 %
122,6 MVA121,9 MW
21,9 %
PARAISO231,0 kV100,4 %
26,0 MVA14,6 MW
5,8 %
122,4 MVA121,9 MW
21,7 %
122,7 MVA122,2 MW
21,8 %
197,8 MVA196,9 MW
35,3 %
101,8 MVA95,1 MW
18,3 %
84,4 MVA76,0 MW
13,0 %
7,9 MVA7,3 MW5,1 %
VICTORIA113,5 kV98,7 %
EL VIENTO240,2 kV104,4 %
REBOMBEO238,9 kV103,9 %
RUBIALES236,0 kV102,6 %
58,3 MVA52,4 MW10,8 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,1 MVA78,5 MW15,0 %
70,3 MVA63,4 MW13,1 %
92,1 MVA86,3 MW
60,1 %
CDC111,6 kV97,0 %
33,7 MVA29,1 MW
19,2 %
30,8 MVA30,7 MW39,9 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
8,9 MVA7,8 MW11,6 %
46,0 MVA43,1 MW14,8 %
137,7 MVA122,5 MW
32,8 %
22,0 MVA10,2 MW
4,3 %
PAIPA236,2 kV102,7 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.2.5 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 5 - 2013
SURIA 230 kV228,9 kV99,5 %
GUAVIO237,9 kV103,4 %
CHIVOR 2240,1 kV104,4 %
TUNAL230,1 kV100,0 %
OCOA
84,2 MVA72,7 MW53,5 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
230,9 kV100,4 %
10,7 MVA9,0 MW6,8 %
CAQUEZA113,0 kV98,2 %
62,8 MVA55,5 MW40,2 %
35,5 MVA32,3 MW28,2 %
11,0 MVA9,1 MW11,2 %
14,9 MVA14,9 MW
17,0 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA111,5 kV96,9 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL112,8 kV98,1 %
REFORMA114,2 kV99,3 %
84,2 MVA72,7 MW53,5 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
13,0 MVA12,9 MW13,3 %
OCOA113,2 kV98,4 %
8,0 MVA6,9 MW8,1 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA113,8 kV99,0 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
17,3 %
CRISTALINA112,2 kV97,5 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA114,9 kV99,9 %
PTO LOPEZ113,7 kV98,9 %
240,5 kV104,6 %82,3 MVA
81,1 MW50,2 %
80,4 MVA73,3 MW51,5 %
52,0 MVA41,0 MW16,4 %
17,5 MVA8,2 MW
2,7 %
167,7 MVA162,6 MW
25,9 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON113,8 kV98,9 %
10,7 MVA9,4 MW10,2 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
28,6 MVA26,8 MW27,1 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA113,2 kV98,4 %
12,9 MVA12,1 MW11,2 %Sn FERNANDO
230,9 kV100,4 %
CDO110,4 kV96,0 %
25,4 MVA20,8 MW
33,2 %
S FDO111,4 kV96,9 %
23,2 MVA22,7 MW
30,3 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS113,4 kV98,6 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
51,1 MVA46,6 MW65,1 %
20,9 MVA20,7 MW18,2 %
80,4 MVA73,3 MW
26,7 %
CHIVOR240,1 kV104,4 %
NORTE233,3 kV101,4 %
TORCA ISA230,5 kV100,2 %
CIRCO228,6 kV99,4 %
SAN MATEO229,7 kV99,9 %NUEVA
ESPERANZA231,0 kV100,5 %
103,5 MVA90,6 MW26,7 %
205,4 MVA203,8 MW
37,5 %37,6 MVA25,1 MW
9,0 %
97,8 MVA89,0 MW
24,0 %
70,6 MVA53,7 MW
12,9 %
BACATA231,1 kV100,5 %
61,9 MVA43,0 MW
9,5 %
95,5 MVA95,1 MW16,1 %
106,1 MVA94,0 MW
19,0 %
75,3 MVA68,3 MW13,5 %
146,2 MVA144,2 MW
26,1 %
PARAISO231,0 kV100,5 %
28,2 MVA14,6 MW
6,3 %
151,8 MVA151,1 MW
26,9 %
152,1 MVA151,5 MW
27,0 %
219,3 MVA219,2 MW
39,1 %
128,3 MVA126,6 MW
23,0 %
55,7 MVA34,5 MW
8,6 %
11,6 MVA11,5 MW
7,4 %
VICTORIA113,3 kV98,5 %
EL VIENTO240,4 kV104,5 %
REBOMBEO239,2 kV104,0 %
RUBIALES236,3 kV102,7 %
58,3 MVA52,4 MW10,8 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,1 MVA78,5 MW15,0 %
71,5 MVA64,4 MW13,1 %
90,3 MVA89,5 MW
57,4 %
CDC110,9 kV96,4 %
37,0 MVA35,2 MW
21,3 %
24,3 MVA22,7 MW31,6 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
7,4 MVA6,0 MW9,7 %
46,3 MVA44,9 MW14,5 %
225,4 MVA224,3 MW
53,6 %
19,4 MVA7,0 MW
3,8 %
PAIPA236,5 kV102,8 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.3.1 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 1 - 2013
SURIA 230 kV229,6 kV99,8 %
GUAVIO237,9 kV103,4 %
CHIVOR 2240,0 kV104,4 %
TUNAL229,9 kV100,0 %
OCOA
89,7 MVA75,7 MW56,9 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
231,2 kV100,5 %
11,6 MVA10,9 MW
7,4 %
CAQUEZA112,7 kV98,0 %
65,0 MVA56,5 MW41,8 %
38,7 MVA33,7 MW31,0 %
8,8 MVA8,0 MW9,0 %
13,9 MVA13,9 MW
16,0 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA111,0 kV96,5 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL112,1 kV97,5 %
REFORMA113,7 kV98,8 %
89,7 MVA75,7 MW56,9 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
17,9 MVA17,0 MW18,4 %
OCOA112,4 kV97,7 %
7,9 MVA6,9 MW8,0 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA113,7 kV98,9 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
17,3 %
CRISTALINA112,1 kV97,5 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA114,8 kV99,8 %
PTO LOPEZ113,6 kV98,8 %
240,4 kV104,5 %82,2 MVA
81,0 MW50,2 %
76,3 MVA72,6 MW48,8 %
51,9 MVA41,0 MW16,4 %
26,8 MVA20,4 MW
4,1 %
179,4 MVA175,5 MW
27,7 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON113,7 kV98,8 %
10,6 MVA9,3 MW10,1 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
28,4 MVA26,7 MW26,9 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA112,4 kV97,7 %
29,2 MVA21,2 MW25,7 %Sn FERNANDO
231,7 kV100,7 %
CDO108,9 kV94,7 %
29,0 MVA20,8 MW
38,5 %
S FDO109,5 kV95,2 %
21,6 MVA21,6 MW
28,5 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS113,4 kV98,6 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
41,3 MVA40,6 MW52,6 %
22,0 MVA21,7 MW19,3 %
76,3 MVA72,6 MW25,3 %
CHIVOR240,1 kV104,4 %
NORTE233,1 kV101,3 %
TORCA ISA230,3 kV100,1 %
CIRCO228,3 kV99,3 %
SAN MATEO229,5 kV99,8 %NUEVA
ESPERANZA230,7 kV100,3 %
116,9 MVA106,2 MW
30,2 %
220,9 MVA219,6 MW
40,4 %29,1 MVA11,8 MW
6,9 %
105,7 MVA98,1 MW26,0 %
87,7 MVA75,6 MW
16,0 %
BACATA230,8 kV100,4 %
71,9 MVA57,0 MW11,1 %
67,6 MVA66,9 MW11,4 %
119,6 MVA109,6 MW
21,4 %
78,4 MVA70,9 MW14,1 %
128,8 MVA126,3 MW
23,0 %
PARAISO230,8 kV100,4 %
20,0 MVA2,4 MW
4,5 %
134,5 MVA134,2 MW
23,9 %
134,8 MVA134,5 MW
23,9 %
201,4 MVA201,3 MW
35,9 %
109,4 MVA107,3 MW
19,6 %
69,2 MVA54,5 MW
10,7 %
10,1 MVA9,6 MW6,5 %
VICTORIA113,2 kV98,4 %
EL VIENTO240,3 kV104,5 %
REBOMBEO239,1 kV104,0 %
RUBIALES236,2 kV102,7 %
58,3 MVA52,4 MW10,8 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,1 MVA78,5 MW15,0 %
71,5 MVA64,4 MW13,1 %
89,6 MVA85,7 MW
56,8 %
CDC109,3 kV95,1 %
32,7 MVA32,6 MW
19,0 %
31,8 MVA26,5 MW41,9 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
8,0 MVA7,1 MW10,6 %
46,8 MVA43,0 MW14,6 %
187,6 MVA185,6 MW
44,6 %
20,7 MVA7,8 MW
4,1 %
PAIPA236,5 kV102,8 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.3.2 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 2 - 2013
SURIA 230 kV228,8 kV99,5 %
GUAVIO237,2 kV103,1 %
CHIVOR 2239,4 kV104,1 %
TUNAL229,3 kV99,7 %
OCOA
91,6 MVA79,3 MW58,4 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
230,2 kV100,1 %
22,6 MVA22,6 MW14,4 %
CAQUEZA112,7 kV98,0 %
63,8 MVA55,4 MW41,1 %
36,9 MVA32,1 MW29,5 %
10,0 MVA9,1 MW10,2 %
13,5 MVA13,5 MW
15,5 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA110,9 kV96,4 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL111,9 kV97,3 %
REFORMA113,4 kV98,6 %
91,6 MVA79,3 MW58,4 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
19,7 MVA18,9 MW20,3 %
OCOA112,2 kV97,6 %
7,8 MVA7,2 MW8,0 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA113,6 kV98,8 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
17,1 %
CRISTALINA112,9 kV98,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,6 kV100,5 %
PTO LOPEZ113,7 kV98,9 %
239,6 kV104,2 %83,2 MVA
81,7 MW50,9 %
76,4 MVA73,8 MW49,0 %
51,5 MVA41,3 MW16,3 %
66,0 MVA65,4 MW
10,3 %
227,9 MVA226,1 MW
35,3 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON113,9 kV99,1 %
10,5 MVA9,7 MW10,1 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
28,5 MVA27,4 MW26,9 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA112,2 kV97,6 %
26,2 MVA19,0 MW23,1 %Sn FERNANDO
230,5 kV100,2 %
CDO109,1 kV94,8 %
26,3 MVA18,7 MW
34,7 %
S FDO109,8 kV95,5 %
23,0 MVA22,9 MW
30,4 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS113,4 kV98,6 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
40,5 MVA40,1 MW51,5 %
22,4 MVA22,1 MW19,7 %
76,4 MVA73,8 MW25,4 %
CHIVOR239,6 kV104,2 %
NORTE232,7 kV101,2 %
TORCA ISA230,0 kV100,0 %
CIRCO227,2 kV98,8 %
SAN MATEO229,3 kV99,7 %NUEVA
ESPERANZA230,9 kV100,4 %
170,6 MVA166,4 MW
44,1 %
282,2 MVA281,2 MW
51,7 %42,0 MVA36,9 MW
10,0 %
136,8 MVA133,1 MW
33,6 %
162,5 MVA159,8 MW
29,7 %
BACATA230,7 kV100,3 %
114,3 MVA109,8 MW
17,7 %
49,5 MVA39,1 MW
8,3 %
174,0 MVA170,0 MW
31,4 %
91,4 MVA81,0 MW16,5 %
63,9 MVA63,5 MW11,4 %
PARAISO231,0 kV100,4 %
67,8 MVA65,9 MW
15,2 %
70,8 MVA70,6 MW12,6 %
71,0 MVA70,8 MW12,6 %
140,7 MVA138,5 MW
25,1 %
60,6 MVA37,9 MW
10,9 %
133,1 MVA130,8 MW
20,5 %
7,2 MVA2,0 MW4,6 %
VICTORIA113,3 kV98,5 %
EL VIENTO239,7 kV104,2 %
REBOMBEO238,4 kV103,7 %
RUBIALES235,5 kV102,4 %
58,3 MVA52,4 MW10,9 %
64,0 MVA63,0 MW
11,7 %
82,0 MVA78,5 MW15,0 %
70,3 MVA63,4 MW13,1 %
91,1 MVA88,3 MW
58,0 %
CDC109,5 kV95,3 %
33,9 MVA33,8 MW
19,7 %
30,5 MVA26,1 MW40,2 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
8,8 MVA7,8 MW11,7 %
47,3 MVA44,3 MW14,8 %
62,0 MVA36,4 MW14,8 %
21,8 MVA11,7 MW
4,3 %
PAIPA236,2 kV102,7 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.3.3 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 3 - 2013
SURIA 230 kV229,4 kV99,8 %
GUAVIO237,8 kV103,4 %
CHIVOR 2240,0 kV104,4 %
TUNAL229,8 kV99,9 %
OCOA
91,7 MVA78,3 MW58,3 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
230,9 kV100,4 %
16,1 MVA15,8 MW10,3 %
CAQUEZA112,6 kV97,9 %
65,0 MVA56,6 MW41,8 %
38,7 MVA33,8 MW30,9 %
8,8 MVA8,0 MW9,0 %
14,1 MVA14,1 MW
16,1 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA111,0 kV96,5 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL112,1 kV97,5 %
REFORMA113,6 kV98,8 %
91,7 MVA78,3 MW58,3 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
17,5 MVA16,4 MW18,0 %
OCOA112,3 kV97,7 %
4,9 MVA4,1 MW4,9 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA113,7 kV98,9 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
17,3 %
CRISTALINA112,0 kV97,4 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA114,8 kV99,8 %
PTO LOPEZ113,7 kV98,9 %
240,5 kV104,6 %76,6 MVA
75,1 MW46,7 %
79,5 MVA76,3 MW50,8 %
49,3 MVA37,9 MW15,6 %
41,9 MVA39,5 MW
6,5 %
202,7 MVA199,9 MW
31,3 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON113,8 kV98,9 %
7,6 MVA6,5 MW7,2 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
22,3 MVA20,8 MW21,1 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA112,3 kV97,7 %
28,8 MVA20,6 MW25,4 %Sn FERNANDO
231,5 kV100,6 %
CDO108,9 kV94,7 %
28,7 MVA20,2 MW
38,1 %
S FDO109,5 kV95,2 %
22,2 MVA22,1 MW
29,2 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS113,4 kV98,6 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
40,4 MVA39,6 MW51,4 %
21,8 MVA21,6 MW19,2 %
79,5 MVA76,3 MW26,3 %
CHIVOR240,1 kV104,4 %
NORTE233,1 kV101,3 %
TORCA ISA230,3 kV100,1 %
CIRCO228,2 kV99,2 %
SAN MATEO229,6 kV99,8 %NUEVA
ESPERANZA231,0 kV100,4 %
105,5 MVA92,3 MW27,2 %
203,9 MVA202,5 MW
37,3 %27,5 MVA8,4 MW
6,6 %
91,5 MVA80,9 MW
22,5 %
129,4 MVA124,0 MW
23,7 %
BACATA230,7 kV100,3 %
64,3 MVA43,7 MW
9,9 %
36,1 MVA33,9 MW
6,1 %
143,5 MVA137,1 MW
25,7 %
83,9 MVA76,4 MW15,0 %
102,7 MVA101,3 MW
18,3 %
PARAISO231,0 kV100,4 %
35,4 MVA28,9 MW
7,9 %
108,1 MVA107,6 MW
19,2 %
108,4 MVA107,9 MW
19,2 %
176,9 MVA176,3 MW
31,5 %
84,3 MVA78,4 MW
15,1 %
95,0 MVA88,1 MW
14,7 %
6,4 MVA4,6 MW4,1 %
VICTORIA113,1 kV98,4 %
EL VIENTO240,3 kV104,5 %
REBOMBEO239,1 kV104,0 %
RUBIALES236,2 kV102,7 %
58,3 MVA52,4 MW10,8 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,1 MVA78,5 MW15,0 %
71,5 MVA64,4 MW13,1 %
91,3 MVA87,3 MW
57,9 %
CDC109,3 kV95,0 %
33,7 MVA33,7 MW
19,7 %
31,3 MVA25,5 MW41,4 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
8,1 MVA7,2 MW10,8 %
47,7 MVA43,8 MW14,9 %
101,6 MVA82,1 MW24,2 %
21,4 MVA9,3 MW
4,2 %
PAIPA236,5 kV102,8 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.3.4 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 4 - 2013
SURIA 230 kV229,0 kV99,6 %
GUAVIO237,8 kV103,4 %
CHIVOR 2240,0 kV104,3 %
TUNAL229,8 kV99,9 %
OCOA
85,9 MVA75,7 MW54,5 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
231,1 kV100,5 %
13,9 MVA13,8 MW
8,9 %
CAQUEZA112,5 kV97,8 %
63,0 MVA55,7 MW40,7 %
35,8 MVA32,7 MW28,7 %
10,9 MVA8,8 MW11,2 %
15,1 MVA15,1 MW
17,4 %
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA110,3 kV95,9 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL111,7 kV97,1 %
REFORMA113,1 kV98,4 %
85,9 MVA75,7 MW54,5 %
5,5 MVA4,7 MW
0,9
12,2 MVA12,2 MW12,6 %
OCOA112,1 kV97,4 %
4,4 MVA3,9 MW4,5 %
16,4 MVA14,3 MW
0,9
SURIA112,6 kV97,9 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
17,2 %
CRISTALINA112,8 kV98,1 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,5 kV100,5 %
PTO LOPEZ113,1 kV98,3 %
240,0 kV104,4 %77,1 MVA
74,7 MW47,1 %
83,9 MVA77,6 MW53,8 %
47,8 MVA37,7 MW15,1 %
35,9 MVA32,0 MW
5,6 %
193,1 MVA190,0 MW
29,8 %
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON113,5 kV98,7 %
6,6 MVA6,3 MW6,3 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
20,7 MVA20,3 MW19,5 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA112,0 kV97,4 %
12,8 MVA12,3 MW11,2 %Sn FERNANDO
231,5 kV100,6 %
CDO108,5 kV94,3 %
29,6 MVA20,9 MW
39,3 %
S FDO109,1 kV94,9 %
22,6 MVA22,6 MW
29,9 %
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS112,2 kV97,5 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
53,2 MVA45,8 MW68,4 %
20,7 MVA20,5 MW18,3 %
83,9 MVA77,6 MW27,8 %
CHIVOR240,0 kV104,4 %
NORTE233,2 kV101,4 %
TORCA ISA230,4 kV100,2 %
CIRCO228,2 kV99,2 %
SAN MATEO229,4 kV99,8 %NUEVA
ESPERANZA230,6 kV100,3 %
85,8 MVA67,5 MW22,1 %
178,5 MVA177,1 MW
32,6 %36,3 MVA23,9 MW
8,7 %
77,5 MVA63,3 MW
19,0 %
118,7 MVA112,2 MW
21,7 %
BACATA230,9 kV100,4 %
52,9 MVA21,4 MW
8,2 %
59,4 MVA58,4 MW10,0 %
133,9 MVA126,1 MW
24,0 %
81,6 MVA73,9 MW14,6 %
115,6 MVA113,3 MW
20,6 %
PARAISO230,8 kV100,4 %
24,6 MVA16,8 MW
5,5 %
119,9 MVA119,7 MW
21,3 %
120,2 MVA120,0 MW
21,3 %
188,5 MVA188,3 MW
33,6 %
95,5 MVA92,2 MW
17,1 %
83,7 MVA73,8 MW
12,9 %
8,8 MVA6,6 MW5,6 %
VICTORIA113,1 kV98,4 %
EL VIENTO240,3 kV104,5 %
REBOMBEO239,0 kV103,9 %
RUBIALES236,1 kV102,7 %
58,3 MVA52,4 MW10,8 %
64,1 MVA63,0 MW
11,7 %
82,1 MVA78,5 MW15,0 %
71,5 MVA64,4 MW13,1 %
89,3 MVA86,3 MW
56,6 %
CDC108,8 kV94,6 %
36,5 MVA36,2 MW
21,3 %
26,1 MVA22,0 MW34,6 %
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
6,8 MVA6,2 MW9,0 %
46,5 MVA43,3 MW14,5 %
136,8 MVA122,5 MW
32,5 %
20,1 MVA8,6 MW
4,0 %
PAIPA236,5 kV102,8 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.3.5 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 5 - 2013
SURIA230 kV
234,6 kV102,0 %
GUAVIO237,9 kV103,4 %
CHIVOR 2239,8 kV104,3 %
TUNAL230,0 kV100,0 %
OCOA
69,6 MVA60,7 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
227,0 kV98,7 %
10,5 MVA8,7 MW
CAQUEZA113,3 kV98,5 %
56,5 MVA49,7 MW
25,7 MVA23,4 MW
17,3 MVA14,9 MW
12,1 MVA12,0 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA112,1 kV97,5 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL113,2 kV98,5 %
REFORMA114,5 kV99,6 %
69,6 MVA60,7 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
26,2 MVA26,1 MW
OCOA113,8 kV98,9 %
5,4 MVA4,9 MW
16,3 MVA14,3 MW
0,9
SURIA114,5 kV99,6 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA113,2 kV98,5 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,9 kV100,8 %
PTO LOPEZ114,6 kV99,6 %
240,2 kV104,4 %78,1 MVA
76,6 MW
114,9 MVA111,2 MW
49,8 MVA38,7 MW
40,7 MVA26,6 MW
192,8 MVA181,0 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON114,7 kV99,8 %
8,2 MVA7,3 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
23,6 MVA22,3 MW
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA113,8 kV98,9 % 12,1 MVA
4,5 MWSn FERNANDO225,1 kV97,9 %
CDO111,8 kV97,3 %
21,8 MVA20,3 MW
S FDO113,2 kV98,4 %
24,4 MVA21,9 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS114,1 kV99,3 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
57,3 MVA56,0 MW
23,7 MVA23,6 MW
114,9 MVA111,2 MW
CHIVOR240,0 kV104,3 %
NORTE233,3 kV101,4 %
TORCA ISA230,7 kV100,3 %
CIRCO228,2 kV99,2 %
SAN MATEO229,8 kV99,9 %NUEVA
ESPERANZA231,2 kV100,5 %
94,5 MVA80,8 MW
248,6 MVA247,8 MW40,7 MVA
29,1 MW
92,4 MVA83,2 MW
71,2 MVA55,3 MW
BACATA231,3 kV100,6 %
54,4 MVA33,9 MW
96,7 MVA96,2 MW
104,3 MVA90,6 MW
64,9 MVA53,7 MW
132,2 MVA130,7 MW
PARAISO231,1 kV100,5 %
26,3 MVA10,1 MW
147,4 MVA146,6 MW
147,7 MVA147,0 MW
206,0 MVA205,6 MW
128,0 MVA124,9 MW
54,0 MVA32,3 MW
11,8 MVA11,7 MW
VICTORIA113,6 kV98,8 %
EL VIENTO240,1 kV104,4 %
REBOMBEO238,9 kV103,8 %
RUBIALES235,9 kV102,6 %
58,3 MVA52,4 MW
64,1 MVA63,0 MW
82,0 MVA78,5 MW
70,3 MVA63,4 MW
94,5 MVA85,9 MW
CDC112,4 kV97,7 %
34,8 MVA27,4 MW
32,5 MVA32,5 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
8,9 MVA7,3 MW
47,2 MVA42,9 MW
191,9 MVA190,4 MW
21,4 MVA8,6 MW
PAIPA236,2 kV102,7 %
90,8 MVA82,0 MW
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SURIA230 kV
234,5 kV101,9 %
GUAVIO237,8 kV103,4 %
CHIVOR 2239,7 kV104,2 %
TUNAL229,9 kV99,9 %
OCOA
70,6 MVA61,8 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
226,8 kV98,6 %
12,8 MVA11,6 MW
CAQUEZA113,2 kV98,4 %
56,4 MVA49,6 MW
25,5 MVA23,2 MW
17,4 MVA15,0 MW
12,1 MVA11,9 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA112,0 kV97,4 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL113,1 kV98,4 %
REFORMA114,4 kV99,5 %
70,6 MVA61,8 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
26,4 MVA26,3 MW
OCOA113,7 kV98,8 %
5,5 MVA4,9 MW
16,3 MVA14,3 MW
0,9
SURIA114,4 kV99,5 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA113,2 kV98,4 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,9 kV100,7 %
PTO LOPEZ114,5 kV99,5 %
240,1 kV104,4 %78,2 MVA
76,7 MW
115,1 MVA111,3 MW
49,7 MVA38,7 MW
36,1 MVA15,9 MW
204,9 MVA194,4 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBON114,6 kV99,7 %
8,2 MVA7,3 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
23,6 MVA22,3 MW
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA113,7 kV98,8 % 11,9 MVA
4,2 MWSn FERNANDO224,9 kV97,8 %
CDO111,7 kV97,2 %
21,5 MVA19,9 MW
S FDO113,1 kV98,3 %
24,6 MVA22,2 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS114,1 kV99,2 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
57,1 MVA55,9 MW
23,7 MVA23,7 MW
115,1 MVA111,3 MW
CHIVOR239,9 kV104,3 %
NORTE233,0 kV101,3 %
TORCA ISA230,4 kV100,2 %
CIRCO228,1 kV99,2 %
SAN MATEO229,8 kV99,9 %NUEVA
ESPERANZA231,4 kV100,6 %
107,5 MVA96,2 MW
264,2 MVA263,5 MW31,3 MVA
15,6 MW
100,2 MVA92,2 MW
88,5 MVA77,1 MW
BACATA231,0 kV100,4 %
63,5 MVA47,7 MW
69,1 MVA68,2 MW
117,0 MVA106,1 MW
67,3 MVA56,5 MW
114,6 MVA113,8 MW
PARAISO231,2 kV100,5 %
26,2 MVA6,8 MW
130,8 MVA129,8 MW
131,1 MVA130,1 MW
189,5 MVA188,7 MW
111,6 MVA106,3 MW
65,6 MVA52,3 MW
9,1 MVA8,9 MW
VICTORIA113,5 kV98,7 %
EL VIENTO240,0 kV104,3 %
REBOMBEO238,7 kV103,8 %
RUBIALES235,8 kV102,5 %
58,3 MVA52,4 MW
64,1 MVA63,0 MW
82,0 MVA78,5 MW
70,3 MVA63,4 MW
94,9 MVA86,4 MW
CDC112,3 kV97,6 %
34,9 MVA27,6 MW
32,4 MVA32,4 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
8,9 MVA7,4 MW
47,4 MVA43,2 MW
154,2 MVA151,5 MW
22,0 MVA9,8 MW
PAIPA236,2 kV102,7 %
101,4 MVA94,4 MW
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SURIA230 kV
233,1 kV101,3 %
GUAVIO237,1 kV103,1 %
CHIVOR 2239,1 kV103,9 %
TUNAL229,1 kV99,6 %
OCOA
77,5 MVA68,1 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
225,4 kV98,0 %
23,1 MVA22,6 MW
CAQUEZA113,2 kV98,5 %
57,1 MVA49,9 MW
26,5 MVA23,7 MW
16,6 MVA14,6 MW
11,6 MVA11,5 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA112,4 kV97,7 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL113,5 kV98,7 %
REFORMA114,9 kV99,9 %
77,5 MVA68,1 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
28,7 MVA28,5 MW
OCOA114,0 kV99,2 %
5,8 MVA4,9 MW
16,3 MVA14,3 MW
0,9
SURIA114,8 kV99,8 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA113,0 kV98,3 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,7 kV100,6 %
PTO LOPEZ114,7 kV99,8 %
239,6 kV104,2 %78,1 MVA
76,8 MW
118,2 MVA113,6 MW
50,0 MVA38,8 MW
46,8 MVA24,3 MW
254,0 MVA247,4 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBONITO114,8 kV99,8 %
8,5 MVA7,3 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
24,2 MVA22,4 MW
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA114,0 kV99,2 %
11,5 MVA8,2 MWSn FERNANDO
223,8 kV97,3 %
CDO111,8 kV97,2 %
21,3 MVA18,0 MW
S FDO113,0 kV98,3 %
24,6 MVA23,2 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS114,4 kV99,5 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
57,4 MVA55,5 MW
24,2 MVA24,2 MW
118,2 MVA113,6 MW
CHIVOR239,4 kV104,1 %
NORTE232,7 kV101,2 %
TORCA ISA230,1 kV100,0 %
CIRCO227,2 kV98,8 %
SAN MATEO229,3 kV99,7 %NUEVA
ESPERANZA231,1 kV100,5 %
160,3 MVA156,1 MW
326,2 MVA325,7 MW38,8 MVA
32,8 MW
130,9 MVA127,1 MW
163,6 MVA161,3 MW
BACATA230,9 kV100,4 %
104,7 MVA100,3 MW
49,9 MVA37,4 MW
170,4 MVA166,2 MW
78,2 MVA68,3 MW
50,9 MVA50,9 MW
PARAISO231,1 kV100,5 %
72,4 MVA70,5 MW
66,4 MVA66,0 MW
66,5 MVA66,2 MW
129,7 MVA125,9 MW
61,4 MVA35,9 MW
130,6 MVA128,4 MW
3,2 MVA2,1 MW
VICTORIA113,4 kV98,6 %
EL VIENTO239,3 kV104,1 %
REBOMBEO238,0 kV103,5 %
RUBIALES235,1 kV102,2 %
58,3 MVA52,4 MW
64,0 MVA63,0 MW
81,9 MVA78,5 MW
70,3 MVA63,4 MW
92,8 MVA86,6 MW
CDC112,3 kV97,7 %
34,0 MVA28,9 MW
31,5 MVA31,5 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
9,3 MVA8,4 MW
46,4 MVA43,3 MW
50,7 MVA1,9 MW
23,7 MVA13,6 MW
PAIPA236,0 kV102,6 %
145,0 MVA142,6 MW
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SURIA230 kV
234,4 kV101,9 %
GUAVIO237,7 kV103,3 %
CHIVOR 2239,7 kV104,2 %
TUNAL229,6 kV99,8 %
OCOA
77,3 MVA68,9 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
226,5 kV98,5 %
13,8 MVA13,2 MW
CAQUEZA113,1 kV98,4 %
59,1 MVA52,5 MW
29,9 MVA27,9 MW
14,8 MVA12,0 MW
13,3 MVA13,3 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA111,7 kV97,1 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL112,9 kV98,2 %
REFORMA114,2 kV99,3 %
77,3 MVA68,9 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
20,3 MVA20,3 MW
OCOA113,4 kV98,6 %
4,0 MVA3,6 MW
16,3 MVA14,3 MW
0,9
SURIA114,1 kV99,2 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA113,1 kV98,3 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,8 kV100,7 %
PTO LOPEZ114,3 kV99,4 %
240,1 kV104,4 %75,8 MVA
74,0 MW
105,8 MVA100,9 MW
48,4 MVA37,4 MW
33,4 MVA3,2 MW
233,0 MVA225,4 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBONITO114,5 kV99,5 %
6,7 MVA6,0 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
20,7 MVA19,7 MW
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA113,4 kV98,6 %
12,4 MVA9,3 MWSn FERNANDO
224,9 kV97,8 %
CDO111,1 kV96,6 %
22,1 MVA19,0 MW
S FDO112,3 kV97,7 %
24,6 MVA23,4 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS113,7 kV98,9 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
53,0 MVA50,4 MW
22,4 MVA22,4 MW
105,8 MVA100,9 MW
CHIVOR239,9 kV104,3 %
NORTE233,4 kV101,5 %
TORCA ISA230,7 kV100,3 %
CIRCO227,7 kV99,0 %
SAN MATEO229,4 kV99,8 %NUEVA
ESPERANZA230,9 kV100,4 %
95,7 MVA82,9 MW
244,2 MVA243,4 MW29,4 MVA
12,6 MW
85,7 MVA75,4 MW
129,9 MVA125,3 MW
BACATA231,4 kV100,6 %
54,8 MVA34,9 MW
40,2 MVA35,8 MW
141,3 MVA133,9 MW
73,7 MVA63,2 MW
90,8 MVA89,7 MW
PARAISO231,1 kV100,5 %
36,4 MVA32,6 MW
104,1 MVA104,0 MW
104,4 MVA104,2 MW
165,6 MVA164,7 MW
85,6 MVA77,7 MW
93,0 MVA85,9 MW
8,0 MVA7,2 MW
VICTORIA113,6 kV98,8 %
EL VIENTO240,0 kV104,4 %
REBOMBEO238,8 kV103,8 %
RUBIALES235,9 kV102,6 %
58,3 MVA52,4 MW
64,1 MVA63,0 MW
82,0 MVA78,5 MW
70,3 MVA63,4 MW
96,1 MVA90,6 MW
CDC111,6 kV97,1 %
36,5 MVA32,6 MW
26,8 MVA26,5 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
8,5 MVA7,1 MW
48,0 MVA45,3 MW
128,6 MVA113,5 MW
22,9 MVA11,2 MW
PAIPA236,3 kV102,7 %
121,5 MVA117,0 MW
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SURIA230 kV
232,6 kV101,1 %
GUAVIO238,0 kV103,5 %
CHIVOR 2239,6 kV104,2 %
TUNAL230,7 kV100,3 %
OCOA
80,8 MVA70,0 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
230,3 kV100,1 %
9,8 MVA9,7 MW
CAQUEZA112,2 kV97,6 %
61,7 MVA54,0 MW
33,6 MVA30,0 MW
12,1 MVA10,6 MW
14,3 MVA14,2 MW
16,3 MVA15,5 MW
1,0
35,8 MVA35,6 MW
1,0
GRANADA109,9 kV95,6 %
45,7 MVA41,1 MW
0,9
73,7 MVA64,6 MW
0,9
BARZAL111,2 kV96,7 %
REFORMA112,7 kV98,0 %
80,8 MVA70,0 MW
5,5 MVA4,7 MW
0,9
16,0 MVA15,9 MW
OCOA111,6 kV97,0 %
4,2 MVA3,6 MW
16,3 MVA14,3 MW
0,9
SURIA112,3 kV97,7 %
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
CRISTALINA112,6 kV97,9 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
ALTILLANURA115,3 kV100,2 %
PTO LOPEZ112,8 kV98,1 %
239,6 kV104,2 %76,4 MVA
73,9 MW
105,4 MVA97,2 MW
47,4 MVA37,3 MW
14,9 MVA9,0 MW
219,3 MVA216,3 MW
21,7 MVA20,5 MW
0,9
CAMPOBONITO113,2 kV98,4 %
6,1 MVA6,0 MW
8,0 MVA7,2 MW
0,9
19,9 MVA19,5 MW
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
TERMOCOA111,6 kV97,0 %
11,0 MVA9,7 MWSn FERNANDO
230,7 kV100,3 %
CDO108,0 kV93,9 %
31,3 MVA24,2 MW
S FDO108,6 kV94,4 %
19,5 MVA19,5 MW
87,4 MVA81,0 MW
0,9
54,9 MVA49,5 MW
0,9
CDS111,9 kV97,3 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
58,0 MVA51,8 MW
21,5 MVA21,4 MW
105,4 MVA97,2 MW
CHIVOR239,8 kV104,2 %
NORTE233,0 kV101,3 %
TORCA ISA230,3 kV100,1 %
CIRCO228,6 kV99,4 %
SAN MATEO230,1 kV100,0 %NUEVA
ESPERANZA230,9 kV100,4 %
78,3 MVA58,4 MW
217,0 MVA216,6 MW39,2 MVA
27,5 MW
73,2 MVA58,0 MW
120,3 MVA113,6 MW
BACATA230,9 kV100,4 %
49,2 MVA13,0 MW
60,7 MVA59,8 MW
130,6 MVA122,7 MW
74,2 MVA60,8 MW
105,0 MVA100,4 MW
PARAISO230,9 kV100,4 %
29,1 MVA20,9 MW
116,1 MVA115,7 MW
116,3 MVA115,9 MW
175,4 MVA175,4 MW
93,2 MVA90,1 MW
81,9 MVA71,7 MW
12,3 MVA10,8 MW
VICTORIA113,0 kV98,3 %
EL VIENTO239,8 kV104,3 %
REBOMBEO238,6 kV103,7 %
RUBIALES235,7 kV102,5 %
58,3 MVA52,4 MW
64,1 MVA63,0 MW
82,0 MVA78,5 MW
70,3 MVA63,4 MW
87,8 MVA85,1 MW
CDC108,3 kV94,2 %
30,5 MVA30,0 MW
30,6 MVA27,8 MW
54,4 MVA52,0 MW
1,0
128,7 MVA115,8 MW
0,9
11,1 MVA10,0 MW
0,9
16,7 MVA15,0 MW
0,9
6,4 MVA5,8 MW
45,7 MVA42,7 MW
162,6 MVA153,2 MW
21,9 MVA10,3 MW
PAIPA236,1 kV102,7 %
112,7 MVA108,1 MW
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
121,9 MVA98,4 MW
14,1 MVA14,0 MW 89,5 MVA
77,3 MW
65,2 MVA57,4 MW
2,5 MVA2,4 MW
27,1 MVA26,1 MW
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL109,5 kV95,2 %
REFORMA111,6 kV97,1 %
121,9 MVA98,4 MW
6,4 MVA5,5 MW
0,8
26,1 MVA20,1 MW
16,8 MVA16,7 MW
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
44,4 MVA40,0 MW
0,9
107,5 MVA104,4 MW
57,9 MVA52,9 MW
235,7 kV102,5 %
280,4 MVA244,5 MW
95,1 MVA81,7 MW
23,7 MVA22,4 MW
0,9
27,7 MVA25,5 MW
OCOA
27,7 MVA25,5 MW
OCOA109,5 kV95,2 %
TERMOCOA109,5 kV95,2 %
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA111,5 kV97,0 %
47,1 MVA47,1 MW
ALTILLANURA114,2 kV99,3 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
19,7 MVA19,7 MW
CAMPOBON108,3 kV94,2 %
PTO LOPEZ107,1 kV93,2 %
15,8 MVA15,8 MW
GRANADA105,1 kV91,4 %
21,4 MVA20,7 MW
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
46,2 MVA43,7 MW
SURIA106,4 kV92,5 %
TUNAL223,7 kV97,3 %
TORCA ISA228,7 kV99,4 %
117,9 MVA93,8 MW
166,0 MVA162,9 MW
39,6 MVA0,9 MW
BACATA230,5 kV100,2 %
49,3 MVA39,6 MW
78,5 MVA73,3 MW
26,3 MVA1,6 MW
214,6 MVA214,6 MW
CHIVOR237,9 kV103,4 %
76,3 MVA62,9 MW
NORTE232,2 kV101,0 %
202,4 MVA200,4 MW
77,6 MVA63,9 MW80,9 MVA
80,8 MW
43,4 MVA12,4 MW
GUAVIO235,5 kV102,4 %
207,2 MVA190,1 MW
CIRCO221,4 kV96,2 %
297,5 MVA290,0 MW
SAN MATEO225,2 kV97,9 %
213,5 MVA212,2 MW
213,0 MVA211,7 MW
NUEVAESPERANZA
229,6 kV99,8 %
PARAISO231,2 kV100,5 %
36,9 MVA36,4 MW
CAQUEZA111,9 kV97,3 %
VICTORIA113,2 kV98,5 %
91,2 MVA91,0 MW
105,6 MVA105,6 MW
CHIVOR 2237,6 kV103,3 %
90,2 MVA89,6 MW
82,1 MVA78,9 MW
7,1 MVA2,9 MW
CDS106,2 kV92,4 %
83,7 MVA73,0 MW
S FDO109,1 kV94,9 %
129,1 MVA124,2 MW
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,4 kV101,9 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO229,8 kV99,9 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,3 kV97,5 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
9,3 MVA6,6 MW
CDO106,8 kV92,9 %
CDC107,5 kV93,4 %
63,9 MVA62,4 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
215,8 kV93,8 %
Sn FERNANDO213,6 kV92,9 %
202,4 MVA199,7 MW
PAIPA228,7 kV99,4 %
107,3 MVA103,2 MW
91,6 MVA88,4 MW
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.5.1 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 1 - 2017
126,6 MVA100,7 MW
11,5 MVA10,2 MW 90,2 MVA
77,6 MW
66,3 MVA57,7 MW
2,6 MVA2,6 MW
27,2 MVA26,1 MW
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL109,8 kV95,4 %
REFORMA111,9 kV97,3 %
126,6 MVA100,8 MW
6,4 MVA5,5 MW
0,8
27,0 MVA20,2 MW
16,9 MVA16,8 MW
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
44,4 MVA40,0 MW
0,9
107,6 MVA104,5 MW
58,0 MVA53,0 MW
235,6 kV102,4 %
297,4 MVA258,6 MW
87,3 MVA71,8 MW
23,7 MVA22,4 MW
0,9
29,4 MVA26,1 MW
OCOA
29,4 MVA26,1 MW
OCOA109,7 kV95,4 %
TERMOCOA109,7 kV95,4 %
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA111,5 kV97,0 %
47,3 MVA47,2 MW
ALTILLANURA114,2 kV99,3 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
19,8 MVA19,7 MW
CAMPOBON108,3 kV94,2 %
PTO LOPEZ107,2 kV93,2 %
15,8 MVA15,8 MW
GRANADA105,2 kV91,5 %
22,1 MVA21,0 MW
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
45,2 MVA43,2 MW
SURIA106,4 kV92,6 %
TUNAL222,4 kV96,7 %
TORCA ISA228,5 kV99,4 %
129,0 MVA108,9 MW
142,1 MVA136,3 MW
39,4 MVA12,4 MW
BACATA230,4 kV100,2 %
68,2 MVA61,8 MW
87,3 MVA82,6 MW
26,1 MVA11,6 MW
230,6 MVA230,5 MW
CHIVOR237,9 kV103,4 %
88,7 MVA78,6 MW
NORTE232,1 kV100,9 %
190,4 MVA185,6 MW
74,7 MVA69,0 MW63,5 MVA
63,4 MW
51,1 MVA32,0 MW
GUAVIO235,3 kV102,3 %
191,9 MVA172,4 MW
CIRCO221,1 kV96,1 %
286,6 MVA275,2 MW
SAN MATEO224,3 kV97,5 %
197,4 MVA194,9 MW
197,0 MVA194,4 MW
NUEVAESPERANZA
229,3 kV99,7 %
PARAISO231,1 kV100,5 %
32,7 MVA32,6 MW
CAQUEZA111,4 kV96,9 %
VICTORIA112,3 kV97,7 %
91,2 MVA91,0 MW
105,6 MVA105,6 MW
CHIVOR 2237,5 kV103,3 %
90,2 MVA89,6 MW
82,1 MVA78,9 MW
5,8 MVA2,6 MW
CDS106,3 kV92,4 %
82,3 MVA72,6 MW
S FDO108,9 kV94,7 %
127,2 MVA123,3 MW
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,3 kV101,9 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO229,6 kV99,8 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,2 kV97,5 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
8,7 MVA6,5 MW
CDO106,7 kV92,8 %
CDC107,3 kV93,3 %
63,1 MVA62,0 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
214,5 kV93,2 %
Sn FERNANDO212,4 kV92,4 %
164,7 MVA160,4 MW
PAIPA228,9 kV99,5 %
106,5 MVA102,1 MW
105,0 MVA101,0 MW
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.5.2 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 2 - 2017
129,4 MVA104,8 MW
1,6 MVA0,3 MW 89,9 MVA
77,1 MW
65,8 MVA57,0 MW
2,3 MVA2,2 MW
27,1 MVA26,0 MW
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL109,4 kV95,1 %
REFORMA111,5 kV97,0 %
129,4 MVA104,8 MW
6,4 MVA5,5 MW
0,8
26,7 MVA19,6 MW
16,9 MVA16,9 MW
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
44,4 MVA40,0 MW
0,9
107,9 MVA104,7 MW
58,0 MVA53,1 MW
235,2 kV102,3 %
344,4 MVA308,5 MW
65,8 MVA33,1 MW
23,7 MVA22,4 MW
0,9
28,7 MVA25,0 MW
OCOA
28,7 MVA25,0 MW
OCOA109,3 kV95,1 %
TERMOCOA109,3 kV95,1 %
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA111,3 kV96,7 %
47,5 MVA47,4 MW
ALTILLANURA114,0 kV99,1 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
19,8 MVA19,8 MW
CAMPOBON108,0 kV93,9 %
PTO LOPEZ106,8 kV92,9 %
15,9 MVA15,9 MW
GRANADA104,8 kV91,2 %
21,7 MVA20,4 MW
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
45,8 MVA44,0 MW
SURIA106,0 kV92,2 %
TUNAL222,2 kV96,6 %
TORCA ISA228,6 kV99,4 %
177,8 MVA168,0 MW
68,2 MVA28,5 MW
69,8 MVA65,3 MW
BACATA230,8 kV100,4 %
149,7 MVA147,5 MW
120,9 MVA118,0 MW
65,6 MVA63,7 MW
292,1 MVA292,1 MW
CHIVOR237,6 kV103,3 %
142,1 MVA139,1 MW
NORTE232,2 kV100,9 %
139,8 MVA123,3 MW
86,1 MVA77,1 MW11,2 MVA
3,9 MW
111,2 MVA109,1 MW
GUAVIO234,8 kV102,1 %
156,3 MVA104,5 MW
CIRCO220,3 kV95,8 %
236,7 MVA212,9 MW
SAN MATEO224,7 kV97,7 %
134,8 MVA127,7 MW
134,5 MVA127,4 MW
NUEVAESPERANZA
230,3 kV100,1 %
PARAISO232,2 kV101,0 %
23,5 MVA22,7 MW
CAQUEZA111,4 kV96,9 %
VICTORIA112,5 kV97,8 %
91,2 MVA91,0 MW
105,6 MVA105,6 MW
CHIVOR 2237,2 kV103,1 %
90,2 MVA89,6 MW
82,2 MVA78,9 MW
5,8 MVA3,1 MW
CDS105,9 kV92,1 %
83,0 MVA73,5 MW
S FDO108,5 kV94,3 %
128,7 MVA125,0 MW
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO233,9 kV101,7 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO229,3 kV99,7 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES223,8 kV97,3 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
8,9 MVA6,9 MW
CDO106,3 kV92,4 %
CDC106,9 kV92,9 %
63,9 MVA62,8 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
213,6 kV92,9 %
Sn FERNANDO211,6 kV92,0 %
57,0 MVA7,4 MW
PAIPA229,7 kV99,9 %
102,8 MVA97,8 MW
151,9 MVA148,9 MW
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.5.3 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 3 - 2017
128,7 MVA103,9 MW
7,3 MVA6,1 MW 90,6 MVA
78,1 MW
66,9 MVA58,5 MW
3,2 MVA3,2 MW
27,6 MVA26,6 MW
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL110,5 kV96,0 %
REFORMA112,6 kV97,9 %
128,7 MVA103,9 MW
6,4 MVA5,5 MW
0,8
28,1 MVA22,4 MW
14,5 MVA14,5 MW
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
44,4 MVA40,0 MW
0,9
102,1 MVA99,0 MW
55,8 MVA50,1 MW
236,2 kV102,7 %
317,5 MVA283,1 MW
79,2 MVA56,6 MW
23,7 MVA22,4 MW
0,9
29,1 MVA25,7 MW
OCOA
29,1 MVA25,7 MW
OCOA110,4 kV96,0 %
TERMOCOA110,4 kV96,0 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA111,8 kV97,3 %
42,3 MVA42,3 MW
ALTILLANURA114,6 kV99,6 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
17,3 MVA17,3 MW
CAMPOBON109,1 kV94,9 %
PTO LOPEZ108,0 kV93,9 %
15,3 MVA15,3 MW
GRANADA106,0 kV92,2 %
20,7 MVA19,0 MW
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
45,6 MVA43,8 MW
SURIA107,2 kV93,2 %
TUNAL223,9 kV97,4 %
TORCA ISA229,3 kV99,7 %
149,9 MVA136,0 MW
111,1 MVA102,1 MW
36,7 MVA1,1 MW
BACATA231,2 kV100,5 %
113,8 MVA110,9 MW
69,9 MVA64,8 MW
28,3 MVA16,8 MW
213,4 MVA213,3 MW
CHIVOR238,1 kV103,5 %
76,0 MVA64,4 MW
NORTE232,8 kV101,2 %
167,6 MVA160,8 MW
84,0 MVA71,1 MW34,8 MVA
34,7 MW
72,4 MVA66,0 MW
GUAVIO235,6 kV102,4 %
178,1 MVA145,6 MW
CIRCO221,6 kV96,3 %
264,4 MVA250,4 MW
SAN MATEO225,9 kV98,2 %
168,5 MVA166,2 MW
168,1 MVA165,8 MW
NUEVAESPERANZA
230,9 kV100,4 %
PARAISO232,4 kV101,1 %
28,8 MVA28,5 MW
CAQUEZA112,2 kV97,6 %
VICTORIA113,2 kV98,4 %
91,2 MVA90,9 MW
105,5 MVA105,5 MW
CHIVOR 2237,8 kV103,4 %
90,1 MVA89,6 MW
82,1 MVA78,9 MW
6,0 MVA4,5 MW
CDS107,0 kV93,1 %
83,5 MVA74,4 MW
S FDO109,5 kV95,3 %
129,2 MVA125,7 MW
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,7 kV102,0 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,0 kV100,0 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,6 kV97,7 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
8,7 MVA6,4 MW
CDO107,4 kV93,4 %
CDC108,0 kV93,9 %
64,1 MVA63,2 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
215,4 kV93,6 %
Sn FERNANDO213,4 kV92,8 %
127,3 MVA109,2 MW
PAIPA229,3 kV99,7 %
104,8 MVA100,3 MW
125,2 MVA122,8 MW
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.5.4 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 4 - 2017
129,4 MVA104,8 MW
1,6 MVA0,3 MW 89,9 MVA
77,1 MW
65,8 MVA57,0 MW
2,3 MVA2,2 MW
27,1 MVA26,0 MW
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL109,4 kV95,1 %
REFORMA111,5 kV97,0 %
129,4 MVA104,8 MW
6,4 MVA5,5 MW
0,8
26,7 MVA19,6 MW
16,9 MVA16,9 MW
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
44,4 MVA40,0 MW
0,9
107,9 MVA104,7 MW
58,0 MVA53,1 MW
235,2 kV102,3 %
344,4 MVA308,5 MW
65,8 MVA33,1 MW
23,7 MVA22,4 MW
0,9
28,7 MVA25,0 MW
OCOA
28,7 MVA25,0 MW
OCOA109,3 kV95,1 %
TERMOCOA109,3 kV95,1 %
0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA111,3 kV96,7 %
47,5 MVA47,4 MW
ALTILLANURA114,0 kV99,1 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
19,8 MVA19,8 MW
CAMPOBON108,0 kV93,9 %
PTO LOPEZ106,8 kV92,9 %
15,9 MVA15,9 MW
GRANADA104,8 kV91,2 %
21,7 MVA20,4 MW
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
45,8 MVA44,0 MW
SURIA106,0 kV92,2 %
TUNAL222,2 kV96,6 %
TORCA ISA228,6 kV99,4 %
177,8 MVA168,0 MW
68,2 MVA28,5 MW
69,8 MVA65,3 MW
BACATA230,8 kV100,4 %
149,7 MVA147,5 MW
120,9 MVA118,0 MW
65,6 MVA63,7 MW
292,1 MVA292,1 MW
CHIVOR237,6 kV103,3 %
142,1 MVA139,1 MW
NORTE232,2 kV100,9 %
139,8 MVA123,3 MW
86,1 MVA77,1 MW11,2 MVA
3,9 MW
111,2 MVA109,1 MW
GUAVIO234,8 kV102,1 %
156,3 MVA104,5 MW
CIRCO220,3 kV95,8 %
236,7 MVA212,9 MW
SAN MATEO224,7 kV97,7 %
134,8 MVA127,7 MW
134,5 MVA127,4 MW
NUEVAESPERANZA
230,3 kV100,1 %
PARAISO232,2 kV101,0 %
23,5 MVA22,7 MW
CAQUEZA111,4 kV96,9 %
VICTORIA112,5 kV97,8 %
91,2 MVA91,0 MW
105,6 MVA105,6 MW
CHIVOR 2237,2 kV103,1 %
90,2 MVA89,6 MW
82,2 MVA78,9 MW
5,8 MVA3,1 MW
CDS105,9 kV92,1 %
83,0 MVA73,5 MW
S FDO108,5 kV94,3 %
128,7 MVA125,0 MW
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO233,9 kV101,7 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO229,3 kV99,7 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES223,8 kV97,3 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
8,9 MVA6,9 MW
CDO106,3 kV92,4 %
CDC106,9 kV92,9 %
63,9 MVA62,8 MW
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
213,6 kV92,9 %
Sn FERNANDO211,6 kV92,0 %
57,0 MVA7,4 MW
PAIPA229,7 kV99,9 %
102,8 MVA97,8 MW
151,9 MVA148,9 MW
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.5.5 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - CASO BASE - DESPACHO DE GENERACIÓN 5 - 2017
81,5 MVA70,2 MW54,4 %
8,8 MVA5,4 MW5,7 %
67,4 MVA58,7 MW42,6 %
31,4 MVA28,9 MW24,7 %
19,7 MVA16,1 MW19,9 %
13,8 MVA13,6 MW
15,5 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL112,6 kV97,9 %
REFORMA114,1 kV99,3 %
81,5 MVA70,2 MW54,4 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
32,2 MVA32,1 MW32,8 %
7,1 MVA6,7 MW7,1 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
82,5 MVA81,5 MW50,7 %
52,0 MVA41,2 MW16,6 %
238,5 kV103,7 %
0,0 kV0,0 %
111,3 MVA110,9 MW
70,6 %
240,4 MVA213,9 MW
36,3 %
48,0 MVA41,4 MW
7,6 %
133,5 MVA132,7 MW
20,2 %
50,3 MVA20,7 MW
8,0 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
34,0 MVA33,4 MW43,3 %
OCOA
19,5 MVA15,4 MW
17,1 %
OCOA113,3 kV98,5 %
TERMOCOA113,3 kV98,5 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,6 kV97,9 %
27,4 MVA26,2 MW
26,1 %
ALTILLANURA115,3 kV100,2 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
9,9 MVA9,5 MW9,5 %
CAMPOBON114,4 kV99,5 %
PTO LOPEZ114,3 kV99,4 %
28,0 MVA27,9 MW24,5 %
GRANADA111,4 kV96,8 %
50,2 MVA46,4 MW63,2 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
34,9 MVA29,8 MW
44,6 %
SURIA114,7 kV99,7 %
231,4 kV100,6 %
Viene de L2TUNAL-GUAVIO
TUNAL224,2 kV97,5 %
TORCA ISA228,8 kV99,5 %
119,6 MVA95,1 MW
22,1 %
165,5 MVA162,6 MW
27,8 %
41,1 MVA0,9 MW
6,4 %
BACATA230,5 kV100,2 %
50,1 MVA39,0 MW
8,9 %
79,9 MVA74,5 MW
19,0 %
26,7 MVA1,2 MW
6,3 %
205,1 MVA204,9 MW
37,8 %
CHIVOR238,3 kV103,6 %
79,0 MVA64,9 MW
20,5 %
NORTE232,3 kV101,0 %
209,6 MVA208,3 MW
38,1 %
86,9 MVA72,2 MW
16,1 %83,2 MVA83,0 MW
18,5 %
45,0 MVA13,2 MW
7,0 %
GUAVIO236,0 kV102,6 %
207,2 MVA190,8 MW
38,3 %
CIRCO221,6 kV96,3 %
304,0 MVA297,9 MW
55,2 %
SAN MATEO225,5 kV98,0 %
215,5 MVA214,4 MW
38,4 %
215,0 MVA213,9 MW
38,3 %
NUEVAESPERANZA
229,7 kV99,9 %
PARAISO231,3 kV100,6 %
17,0 MVA17,0 MW10,9 %
CAQUEZA112,8 kV98,1 %
VICTORIA113,2 kV98,4 %
91,2 MVA90,9 MW
16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,5 %
CHIVOR 2238,0 kV103,5 %
90,1 MVA89,6 MW16,8 %
82,1 MVA78,9 MW
15,6 %
46,7 MVA46,7 MW60,3 %
CDS114,6 kV99,7 %
44,7 MVA29,2 MW25,2 %
S FDO112,9 kV98,2 %
126,9 MVA111,3 MW
86,0 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,9 kV102,1 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,3 kV100,1 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,8 kV97,8 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
14,6 MVA12,6 MW19,0 %
CDO110,8 kV96,4 %
CDC111,7 kV97,1 %
61,9 MVA55,9 MW
20,3 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
219,6 kV95,5 %
Sn FERNANDO216,6 kV94,2 %
210,0 MVA207,8 MW
49,8 %
PAIPA228,9 kV99,5 %
107,4 MVA103,2 MW
21,9 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.6.1 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 1 - 2017
82,2 MVA71,0 MW54,9 %
10,8 MVA8,5 MW
6,9 %67,2 MVA58,3 MW42,5 %
30,9 MVA28,4 MW24,3 %
19,9 MVA16,5 MW20,2 %
13,6 MVA13,3 MW
15,2 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL112,5 kV97,9 %
REFORMA114,1 kV99,2 %
82,2 MVA71,0 MW54,9 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
33,0 MVA33,0 MW33,7 %
7,0 MVA6,7 MW7,0 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
82,4 MVA81,4 MW50,7 %
51,9 MVA41,1 MW16,6 %
238,7 kV103,8 %
0,0 kV0,0 %
112,9 MVA112,5 MW
71,6 %
253,9 MVA227,5 MW
38,3 %
38,5 MVA29,8 MW
6,1 %
143,9 MVA143,0 MW
21,7 %
54,0 MVA29,3 MW
8,6 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
33,6 MVA33,0 MW42,9 %
OCOA
19,2 MVA15,1 MW
16,7 %
OCOA113,2 kV98,4 %
TERMOCOA113,2 kV98,4 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,6 kV97,9 %
27,2 MVA26,2 MW
25,9 %
ALTILLANURA115,3 kV100,3 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
9,8 MVA9,4 MW9,4 %
CAMPOBON114,4 kV99,5 %
PTO LOPEZ114,3 kV99,4 %
28,3 MVA28,1 MW24,7 %
GRANADA111,3 kV96,8 %
50,5 MVA46,8 MW63,7 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
35,0 MVA30,0 MW
44,8 %
SURIA114,6 kV99,7 %
231,3 kV100,6 %
Viene de L2TUNAL-GUAVIO
TUNAL224,0 kV97,4 %
TORCA ISA229,3 kV99,7 %
129,7 MVA110,7 MW
23,9 %
140,9 MVA135,5 MW
23,6 %
39,6 MVA14,5 MW
6,1 %
BACATA231,2 kV100,5 %
68,0 MVA61,4 MW12,1 %
88,2 MVA83,8 MW
20,9 %
26,9 MVA12,0 MW
6,4 %
221,2 MVA220,9 MW
40,7 %
CHIVOR238,4 kV103,7 %
90,5 MVA80,8 MW
23,4 %
NORTE232,8 kV101,2 %
197,1 MVA194,2 MW
35,8 %
85,7 MVA78,2 MW
15,8 %65,9 MVA65,8 MW
14,6 %
51,8 MVA33,4 MW
8,0 %
GUAVIO236,1 kV102,7 %
191,2 MVA173,0 MW
35,2 %
CIRCO222,3 kV96,6 %
292,6 MVA283,7 MW
53,1 %
SAN MATEO225,6 kV98,1 %
199,0 MVA197,2 MW
35,4 %
198,5 MVA196,8 MW
35,3 %
NUEVAESPERANZA
230,2 kV100,1 %
PARAISO231,8 kV100,8 %
13,9 MVA13,8 MW
8,9 %
CAQUEZA112,7 kV98,0 %
VICTORIA113,1 kV98,3 %
91,2 MVA90,9 MW
16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,4 %
CHIVOR 2238,2 kV103,6 %
90,1 MVA89,6 MW16,8 %
82,1 MVA78,9 MW
15,6 %
47,0 MVA47,0 MW60,8 %
CDS114,6 kV99,7 %
44,6 MVA29,1 MW25,2 %
S FDO112,8 kV98,1 %
127,0 MVA111,4 MW
86,0 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO235,1 kV102,2 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,5 kV100,2 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES225,0 kV97,8 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
14,7 MVA12,8 MW19,2 %
CDO110,8 kV96,3 %
CDC111,6 kV97,1 %
61,9 MVA56,0 MW
20,3 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
219,5 kV95,4 %
Sn FERNANDO216,5 kV94,1 %
171,0 MVA167,9 MW
40,6 %
PAIPA229,4 kV99,7 %
106,1 MVA101,7 MW
21,6 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.6.2 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 2 - 2017
88,0 MVA75,1 MW59,1 %
21,1 MVA20,4 MW13,5 %
67,4 MVA57,5 MW42,5 %
30,9 MVA26,9 MW24,2 %
19,7 MVA17,3 MW19,9 %
13,1 MVA12,7 MW
14,7 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL112,9 kV98,2 %
REFORMA114,5 kV99,6 %
88,0 MVA75,1 MW59,1 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
35,9 MVA35,8 MW36,5 %
6,6 MVA6,2 MW6,6 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
81,5 MVA80,5 MW50,2 %
51,5 MVA40,7 MW16,5 %
238,3 kV103,6 %
0,0 kV0,0 %
118,4 MVA118,2 MW
75,2 %
303,2 MVA278,7 MW
45,9 %
40,2 MVA12,8 MW
6,4 %
182,7 MVA182,0 MW
27,6 %
72,3 MVA61,6 MW11,5 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
34,1 MVA32,6 MW43,3 %
OCOA
17,0 MVA14,7 MW
14,8 %
OCOA113,5 kV98,7 %
TERMOCOA113,5 kV98,7 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,5 kV97,8 %
26,4 MVA25,3 MW
25,2 %
ALTILLANURA115,2 kV100,1 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
9,4 MVA9,0 MW9,0 %
CAMPOBON114,3 kV99,4 %
PTO LOPEZ114,3 kV99,4 %
28,8 MVA28,7 MW25,1 %
GRANADA111,5 kV96,9 %
51,7 MVA48,1 MW65,1 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
33,9 MVA29,9 MW
43,5 %
SURIA114,6 kV99,7 %
230,8 kV100,3 %
Viene de L2TUNAL-GUAVIO
TUNAL224,1 kV97,4 %
TORCA ISA229,2 kV99,6 %
180,3 MVA171,3 MW
33,3 %
63,1 MVA26,6 MW10,6 %
73,0 MVA68,1 MW11,2 %
BACATA231,2 kV100,5 %
150,4 MVA147,9 MW
26,9 %
122,6 MVA119,7 MW
29,1 %
66,7 MVA64,6 MW15,8 %
282,8 MVA282,6 MW
52,1 %
CHIVOR238,1 kV103,5 %
145,1 MVA142,0 MW
37,5 %
NORTE232,6 kV101,1 %
142,3 MVA133,9 MW
25,8 %
103,1 MVA89,1 MW
19,1 %6,8 MVA1,0 MW
1,5 %
113,7 MVA111,7 MW
17,6 %
GUAVIO235,6 kV102,4 %
152,1 MVA104,7 MW
28,1 %
CIRCO221,4 kV96,3 %
239,4 MVA223,5 MW
43,4 %
SAN MATEO226,1 kV98,3 %
136,4 MVA130,6 MW
24,2 %
136,1 MVA130,3 MW
24,1 %
NUEVAESPERANZA
230,9 kV100,4 %
PARAISO232,7 kV101,2 %
3,1 MVA2,0 MW
2,0 %
CAQUEZA112,9 kV98,2 %
VICTORIA113,1 kV98,4 %
91,2 MVA90,9 MW
16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,5 %
CHIVOR 2237,8 kV103,4 %
90,1 MVA89,6 MW16,9 %
82,1 MVA78,9 MW
15,7 %
48,3 MVA48,3 MW62,5 %
CDS114,6 kV99,7 %
42,8 MVA28,3 MW24,2 %
S FDO112,7 kV98,0 %
124,3 MVA110,4 MW
84,5 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,6 kV102,0 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,0 kV100,0 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,6 kV97,6 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
14,5 MVA13,2 MW18,9 %
CDO110,7 kV96,3 %
CDC111,5 kV96,9 %
60,6 MVA55,5 MW
20,0 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
218,4 kV95,0 %
Sn FERNANDO215,6 kV93,7 %
53,0 MVA14,1 MW
12,6 %
PAIPA230,0 kV100,0 %
102,8 MVA97,7 MW20,9 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.6.3 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 3 - 2017
82,2 MVA71,0 MW54,9 %
10,8 MVA8,5 MW
6,9 %67,2 MVA58,3 MW42,5 %
30,9 MVA28,4 MW24,3 %
19,9 MVA16,5 MW20,2 %
13,6 MVA13,3 MW
15,2 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL112,5 kV97,9 %
REFORMA114,1 kV99,2 %
82,2 MVA71,0 MW54,9 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
33,0 MVA33,0 MW33,7 %
7,0 MVA6,7 MW7,0 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
82,4 MVA81,4 MW50,7 %
51,9 MVA41,1 MW16,6 %
238,7 kV103,8 %
0,0 kV0,0 %
112,9 MVA112,5 MW
71,6 %
253,9 MVA227,5 MW
38,3 %
38,5 MVA29,8 MW
6,1 %
143,9 MVA143,0 MW
21,7 %
54,0 MVA29,3 MW
8,6 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
33,6 MVA33,0 MW42,9 %
OCOA
19,2 MVA15,1 MW
16,7 %
OCOA113,2 kV98,4 %
TERMOCOA113,2 kV98,4 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,6 kV97,9 %
27,2 MVA26,2 MW
25,9 %
ALTILLANURA115,3 kV100,3 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
9,8 MVA9,4 MW9,4 %
CAMPOBON114,4 kV99,5 %
PTO LOPEZ114,3 kV99,4 %
28,3 MVA28,1 MW24,7 %
GRANADA111,3 kV96,8 %
50,5 MVA46,8 MW63,7 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
35,0 MVA30,0 MW
44,8 %
SURIA114,6 kV99,7 %
231,3 kV100,6 %
Viene de L2TUNAL-GUAVIO
TUNAL224,0 kV97,4 %
TORCA ISA229,3 kV99,7 %
129,7 MVA110,7 MW
23,9 %
140,9 MVA135,5 MW
23,6 %
39,6 MVA14,5 MW
6,1 %
BACATA231,2 kV100,5 %
68,0 MVA61,4 MW12,1 %
88,2 MVA83,8 MW
20,9 %
26,9 MVA12,0 MW
6,4 %
221,2 MVA220,9 MW
40,7 %
CHIVOR238,4 kV103,7 %
90,5 MVA80,8 MW
23,4 %
NORTE232,8 kV101,2 %
197,1 MVA194,2 MW
35,8 %
85,7 MVA78,2 MW
15,8 %65,9 MVA65,8 MW
14,6 %
51,8 MVA33,4 MW
8,0 %
GUAVIO236,1 kV102,7 %
191,2 MVA173,0 MW
35,2 %
CIRCO222,3 kV96,6 %
292,6 MVA283,7 MW
53,1 %
SAN MATEO225,6 kV98,1 %
199,0 MVA197,2 MW
35,4 %
198,5 MVA196,8 MW
35,3 %
NUEVAESPERANZA
230,2 kV100,1 %
PARAISO231,8 kV100,8 %
13,9 MVA13,8 MW
8,9 %
CAQUEZA112,7 kV98,0 %
VICTORIA113,1 kV98,3 %
91,2 MVA90,9 MW
16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,4 %
CHIVOR 2238,2 kV103,6 %
90,1 MVA89,6 MW16,8 %
82,1 MVA78,9 MW
15,6 %
47,0 MVA47,0 MW60,8 %
CDS114,6 kV99,7 %
44,6 MVA29,1 MW25,2 %
S FDO112,8 kV98,1 %
127,0 MVA111,4 MW
86,0 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO235,1 kV102,2 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,5 kV100,2 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES225,0 kV97,8 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
14,7 MVA12,8 MW19,2 %
CDO110,8 kV96,3 %
CDC111,6 kV97,1 %
61,9 MVA56,0 MW
20,3 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
219,5 kV95,4 %
Sn FERNANDO216,5 kV94,1 %
171,0 MVA167,9 MW
40,6 %
PAIPA229,4 kV99,7 %
106,1 MVA101,7 MW
21,6 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.6.4 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 4 - 2017
81,5 MVA70,2 MW54,4 %
8,8 MVA5,4 MW5,7 %
67,4 MVA58,7 MW42,6 %
31,4 MVA28,9 MW24,7 %
19,7 MVA16,1 MW19,9 %
13,8 MVA13,6 MW
15,5 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL112,6 kV97,9 %
REFORMA114,1 kV99,3 %
81,5 MVA70,2 MW54,4 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
32,2 MVA32,1 MW32,8 %
7,1 MVA6,7 MW7,1 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW
16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
82,5 MVA81,5 MW50,7 %
52,0 MVA41,2 MW16,6 %
238,5 kV103,7 %
0,0 kV0,0 %
111,3 MVA110,9 MW
70,6 %
240,4 MVA213,9 MW
36,3 %
48,0 MVA41,4 MW
7,6 %
133,5 MVA132,7 MW
20,2 %
50,3 MVA20,7 MW
8,0 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
34,0 MVA33,4 MW43,3 %
OCOA
19,5 MVA15,4 MW
17,1 %
OCOA113,3 kV98,5 %
TERMOCOA113,3 kV98,5 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,6 kV97,9 %
27,4 MVA26,2 MW
26,1 %
ALTILLANURA115,3 kV100,2 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
9,9 MVA9,5 MW9,5 %
CAMPOBON114,4 kV99,5 %
PTO LOPEZ114,3 kV99,4 %
28,0 MVA27,9 MW24,5 %
GRANADA111,4 kV96,8 %
50,2 MVA46,4 MW63,2 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
34,9 MVA29,8 MW
44,6 %
SURIA114,7 kV99,7 %
231,4 kV100,6 %
Viene de L2TUNAL-GUAVIO
TUNAL224,2 kV97,5 %
TORCA ISA228,8 kV99,5 %
119,6 MVA95,1 MW
22,1 %
165,5 MVA162,6 MW
27,8 %
41,1 MVA0,9 MW
6,4 %
BACATA230,5 kV100,2 %
50,1 MVA39,0 MW
8,9 %
79,9 MVA74,5 MW
19,0 %
26,7 MVA1,2 MW
6,3 %
205,1 MVA204,9 MW
37,8 %
CHIVOR238,3 kV103,6 %
79,0 MVA64,9 MW
20,5 %
NORTE232,3 kV101,0 %
209,6 MVA208,3 MW
38,1 %
86,9 MVA72,2 MW
16,1 %83,2 MVA83,0 MW
18,5 %
45,0 MVA13,2 MW
7,0 %
GUAVIO236,0 kV102,6 %
207,2 MVA190,8 MW
38,3 %
CIRCO221,6 kV96,3 %
304,0 MVA297,9 MW
55,2 %
SAN MATEO225,5 kV98,0 %
215,5 MVA214,4 MW
38,4 %
215,0 MVA213,9 MW
38,3 %
NUEVAESPERANZA
229,7 kV99,9 %
PARAISO231,3 kV100,6 %
17,0 MVA17,0 MW10,9 %
CAQUEZA112,8 kV98,1 %
VICTORIA113,2 kV98,4 %
91,2 MVA90,9 MW
16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,5 %
CHIVOR 2238,0 kV103,5 %
90,1 MVA89,6 MW16,8 %
82,1 MVA78,9 MW
15,6 %
46,7 MVA46,7 MW60,3 %
CDS114,6 kV99,7 %
44,7 MVA29,2 MW25,2 %
S FDO112,9 kV98,2 %
126,9 MVA111,3 MW
86,0 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,9 kV102,1 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,3 kV100,1 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,8 kV97,8 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
14,6 MVA12,6 MW19,0 %
CDO110,8 kV96,4 %
CDC111,7 kV97,1 %
61,9 MVA55,9 MW
20,3 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
219,6 kV95,5 %
Sn FERNANDO216,6 kV94,2 %
210,0 MVA207,8 MW
49,8 %
PAIPA228,9 kV99,5 %
107,4 MVA103,2 MW
21,9 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.6.5 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (a) - DESPACHO DE GENERACIÓN 5 - 2017
93,6 MVA82,8 MW
61,0 %
5,7 MVA5,6 MW3,7 %
73,3 MVA64,7 MW47,1 %
40,9 MVA38,4 MW
32,7 %
14,5 MVA10,1 MW14,9 %
15,7 MVA15,7 MW18,0 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL110,8 kV96,3 %
REFORMA112,4 kV97,7 %
93,6 MVA82,8 MW61,0 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
26,1 MVA22,0 MW27,0 %
8,6 MVA8,5 MW8,8 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,0 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
86,7 MVA85,4 MW
53,5 %
52,7 MVA43,2 MW16,8 %
237,9 kV103,4 %
99,1 MVA83,9 MW65,6 %
190,0 MVA177,9 MW
28,7 %
15,3 MVA5,6 MW2,4 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
29,0 MVA27,9 MW37,7 %
OCOA
29,0 MVA27,9 MW
25,8 %
OCOA111,3 kV96,8 %
TERMOCOA111,3 kV96,8 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA113,5 kV98,7 %
30,5 MVA29,9 MW29,1 %
ALTILLANURA116,1 kV101,0 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
11,5 MVA11,3 MW
11,0 %
CAMPOBON114,2 kV99,3 %
PTO LOPEZ113,9 kV99,1 %
26,5 MVA25,7 MW23,4 %
GRANADA110,0 kV95,6 %
37,7 MVA35,6 MW47,9 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
37,5 MVA34,5 MW48,8 %
SURIA114,0 kV99,1 %
99,1 MVA83,9 MW34,0 %
221,6 kV96,3 %
TUNAL224,3 kV97,5 %
TORCA ISA228,7 kV99,4 %
117,8 MVA93,1 MW21,8 %
166,9 MVA163,9 MW
28,1 %
41,2 MVA0,2 MW6,4 %
BACATA230,4 kV100,2 %
49,0 MVA37,7 MW
8,7 %
79,0 MVA73,6 MW18,8 %
29,3 MVA0,9 MW
7,0 %
205,6 MVA205,4 MW
37,9 %
CHIVOR238,1 kV103,5 %
77,6 MVA63,4 MW20,1 %
NORTE232,3 kV101,0 %
206,4 MVA205,2 MW
37,5 %
85,0 MVA68,4 MW15,7 %
82,8 MVA82,6 MW18,4 %
44,1 MVA11,5 MW
6,8 %
GUAVIO235,8 kV102,5 %
207,2 MVA190,8 MW
38,3 %
CIRCO221,6 kV96,3 %
300,7 MVA294,8 MW
54,6 %
SAN MATEO225,6 kV98,1 %
215,1 MVA213,9 MW
38,3 %
214,6 MVA213,4 MW
38,3 %
NUEVAESPERANZA
229,7 kV99,9 %
PARAISO231,3 kV100,5 %
18,0 MVA16,8 MW11,6 %
CAQUEZA112,1 kV97,5 %
VICTORIA113,1 kV98,3 %
91,2 MVA90,9 MW16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,5 %
CHIVOR 2237,9 kV103,4 %
90,1 MVA89,6 MW
16,8 %
82,1 MVA78,9 MW15,7 %
37,0 MVA35,3 MW48,6 %
CDS113,7 kV98,9 %
48,1 MVA41,3 MW
27,6 %
S FDO110,9 kV96,4 %
113,9 MVA113,2 MW
74,6 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,7 kV102,0 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,1 kV100,0 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,6 kV97,7 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
16,1 MVA13,2 MW21,3 %
CDO108,9 kV94,7 %
CDC109,9 kV95,6 %
56,8 MVA56,8 MW18,2 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
225,0 kV97,8 %
Sn FERNANDO223,8 kV97,3 %
210,4 MVA208,2 MW
50,0 %
PAIPA228,1 kV99,2 %
108,8 MVA103,7 MW
22,3 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.7.1 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 1 - 2017
94,8 MVA83,9 MW
61,7 %
8,4 MVA8,4 MW5,4 %
73,3 MVA64,6 MW47,0 %
40,9 MVA38,2 MW
32,6 %
14,4 MVA10,2 MW14,8 %
15,7 MVA15,7 MW18,0 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL110,8 kV96,4 %
REFORMA112,5 kV97,8 %
94,8 MVA83,9 MW61,7 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
25,9 MVA22,1 MW26,8 %
8,3 MVA8,0 MW8,4 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
85,4 MVA84,3 MW
52,5 %
52,8 MVA42,6 MW16,8 %
238,5 kV103,7 %
100,3 MVA84,7 MW66,4 %
202,5 MVA190,9 MW
30,6 %
12,7 MVA5,3 MW2,0 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
28,8 MVA27,6 MW37,3 %
OCOA
28,8 MVA27,6 MW
25,5 %
OCOA111,4 kV96,9 %
TERMOCOA111,4 kV96,9 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,5 kV97,8 %
29,9 MVA28,9 MW28,6 %
ALTILLANURA115,2 kV100,2 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
11,2 MVA10,8 MW
10,7 %
CAMPOBON113,9 kV99,0 %
PTO LOPEZ113,8 kV98,9 %
26,5 MVA25,7 MW23,4 %
GRANADA110,0 kV95,7 %
37,4 MVA35,3 MW47,5 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
37,7 MVA34,8 MW49,0 %
SURIA114,0 kV99,1 %
100,3 MVA84,7 MW34,4 %
221,7 kV96,4 %
TUNAL224,8 kV97,7 %
TORCA ISA229,5 kV99,8 %
128,5 MVA108,4 MW
23,7 %
142,5 MVA136,3 MW
23,9 %
37,5 MVA13,4 MW
5,8 %
BACATA231,4 kV100,6 %
66,1 MVA59,9 MW11,8 %
87,1 MVA82,8 MW20,6 %
27,0 MVA12,4 MW
6,4 %
221,3 MVA221,0 MW
40,7 %
CHIVOR238,5 kV103,7 %
89,0 MVA79,4 MW23,0 %
NORTE233,0 kV101,3 %
191,8 MVA189,3 MW
34,7 %
87,2 MVA70,9 MW16,1 %
64,8 MVA64,6 MW14,4 %
49,0 MVA31,5 MW
7,6 %
GUAVIO236,1 kV102,7 %
195,7 MVA173,2 MW
36,1 %
CIRCO222,0 kV96,5 %
287,2 MVA278,9 MW
52,0 %
SAN MATEO226,3 kV98,4 %
197,4 MVA196,0 MW
35,0 %
197,0 MVA195,6 MW
35,0 %
NUEVAESPERANZA
230,7 kV100,3 %
PARAISO232,2 kV101,0 %
15,7 MVA14,0 MW10,1 %
CAQUEZA112,2 kV97,6 %
VICTORIA113,1 kV98,4 %
91,2 MVA90,9 MW16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,4 %
CHIVOR 2238,3 kV103,6 %
90,1 MVA89,6 MW
16,8 %
82,1 MVA78,9 MW15,6 %
36,7 MVA35,0 MW48,1 %
CDS113,7 kV98,9 %
48,5 MVA41,7 MW
27,9 %
S FDO111,0 kV96,5 %
114,5 MVA113,8 MW
75,0 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO235,1 kV102,2 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,5 kV100,2 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES225,1 kV97,9 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
16,1 MVA13,3 MW21,3 %
CDO109,0 kV94,8 %
CDC110,0 kV95,6 %
57,1 MVA57,1 MW18,3 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
225,2 kV97,9 %
Sn FERNANDO224,1 kV97,4 %
172,2 MVA168,8 MW
40,8 %
PAIPA229,4 kV99,7 %
106,4 MVA102,0 MW
21,7 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.7.2 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 2 - 2017
100,4 MVA88,7 MW
65,6 %
20,0 MVA20,0 MW12,8 %
73,4 MVA64,1 MW46,8 %
40,7 MVA37,3 MW
32,3 %
14,0 MVA10,7 MW14,3 %
15,6 MVA15,6 MW17,7 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL111,6 kV97,0 %
REFORMA113,2 kV98,5 %
100,4 MVA88,7 MW65,6 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
25,0 MVA22,9 MW25,7 %
8,1 MVA7,7 MW8,2 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
84,7 MVA83,7 MW
52,1 %
52,7 MVA42,3 MW16,8 %
238,4 kV103,6 %
98,0 MVA85,3 MW65,0 %
251,5 MVA241,1 MW
38,0 %
48,1 MVA48,1 MW
7,6 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
27,6 MVA26,3 MW35,6 %
OCOA
27,6 MVA26,3 MW
24,4 %
OCOA112,1 kV97,5 %
TERMOCOA112,1 kV97,4 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,5 kV97,8 %
29,4 MVA28,3 MW28,1 %
ALTILLANURA115,2 kV100,1 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
10,9 MVA10,5 MW
10,4 %
CAMPOBON114,0 kV99,1 %
PTO LOPEZ113,9 kV99,1 %
26,4 MVA25,9 MW23,3 %
GRANADA110,5 kV96,1 %
36,2 MVA34,3 MW45,9 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
38,7 MVA35,8 MW50,0 %
SURIA114,2 kV99,3 %
98,0 MVA85,3 MW33,7 %
221,3 kV96,2 %
TUNAL224,8 kV97,7 %
TORCA ISA229,7 kV99,9 %
176,2 MVA167,3 MW
32,5 %
67,1 MVA28,4 MW
11,2 %
70,4 MVA66,4 MW10,8 %
BACATA231,9 kV100,8 %
147,6 MVA145,5 MW
26,3 %
120,8 MVA118,3 MW
28,7 %
66,2 MVA64,1 MW15,7 %
282,5 MVA282,1 MW
52,0 %
CHIVOR238,3 kV103,6 %
142,7 MVA139,9 MW
36,8 %
NORTE233,1 kV101,4 %
133,6 MVA125,8 MW
24,1 %
96,8 MVA80,7 MW17,9 %
7,6 MVA2,5 MW1,7 %
110,5 MVA108,4 MW
17,0 %
GUAVIO235,7 kV102,5 %
150,3 MVA103,8 MW
27,7 %
CIRCO221,9 kV96,5 %
230,7 MVA215,4 MW
41,7 %
SAN MATEO226,6 kV98,5 %
135,1 MVA129,1 MW
23,9 %
134,8 MVA128,8 MW
23,9 %
NUEVAESPERANZA
231,3 kV100,6 %
PARAISO233,1 kV101,3 %
8,7 MVA2,4 MW5,6 %
CAQUEZA112,7 kV98,0 %
VICTORIA113,5 kV98,7 %
91,2 MVA90,9 MW16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,5 %
CHIVOR 2238,0 kV103,5 %
90,1 MVA89,6 MW
16,8 %
82,1 MVA78,9 MW15,6 %
35,2 MVA34,1 MW45,9 %
CDS113,9 kV99,1 %
50,5 MVA42,8 MW
28,8 %
S FDO111,7 kV97,1 %
116,9 MVA115,9 MW
76,8 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,8 kV102,1 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,2 kV100,1 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,8 kV97,7 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
16,0 MVA13,6 MW21,1 %
CDO109,7 kV95,4 %
CDC110,6 kV96,2 %
58,3 MVA58,2 MW18,7 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
224,4 kV97,6 %
Sn FERNANDO223,2 kV97,0 %
54,4 MVA16,6 MW
12,9 %
PAIPA230,2 kV100,1 %
102,8 MVA97,6 MW
20,8 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados
13,800 kV115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.7.3 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 3 - 2017
97,4 MVA86,8 MW
63,3 %
13,0 MVA12,9 MW
8,3 %73,6 MVA64,9 MW47,1 %
41,3 MVA38,6 MW
32,9 %
14,1 MVA9,9 MW14,5 %
16,0 MVA16,0 MW18,3 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL111,1 kV96,6 %
REFORMA112,7 kV98,0 %
97,4 MVA86,8 MW63,3 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
24,5 MVA20,8 MW25,4 %
5,3 MVA5,2 MW5,4 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
79,6 MVA78,3 MW
48,9 %
50,2 MVA39,5 MW16,0 %
238,7 kV103,8 %
97,8 MVA88,0 MW64,4 %
224,9 MVA215,3 MW
33,9 %
25,3 MVA23,7 MW
4,0 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
28,2 MVA27,0 MW36,5 %
OCOA
28,2 MVA27,0 MW
25,0 %
OCOA111,6 kV97,1 %
TERMOCOA111,6 kV97,1 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,5 kV97,8 %
23,8 MVA23,2 MW22,7 %
ALTILLANURA115,2 kV100,2 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
8,2 MVA8,0 MW
7,8 %
CAMPOBON114,1 kV99,2 %
PTO LOPEZ114,0 kV99,1 %
26,1 MVA25,4 MW23,1 %
GRANADA110,2 kV95,8 %
35,1 MVA34,6 MW44,4 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
38,2 MVA35,4 MW49,5 %
SURIA114,1 kV99,2 %
97,8 MVA88,0 MW33,3 %
222,8 kV96,9 %
TUNAL225,3 kV98,0 %
TORCA ISA229,6 kV99,8 %
149,0 MVA135,3 MW
27,4 %
110,2 MVA102,2 MW
18,5 %
37,7 MVA0,1 MW5,8 %
BACATA231,4 kV100,6 %
112,1 MVA108,8 MW
20,0 %
70,4 MVA65,0 MW16,7 %
28,9 MVA17,4 MW
6,9 %
203,7 MVA203,4 MW
37,5 %
CHIVOR238,5 kV103,7 %
77,5 MVA65,1 MW20,0 %
NORTE233,1 kV101,3 %
168,7 MVA164,7 MW
30,4 %
92,9 MVA75,6 MW17,1 %
36,7 MVA36,0 MW
8,1 %
71,9 MVA65,3 MW11,1 %
GUAVIO236,2 kV102,7 %
176,4 MVA145,5 MW
32,5 %
CIRCO222,4 kV96,7 %
264,9 MVA254,3 MW
47,8 %
SAN MATEO226,9 kV98,7 %
169,2 MVA167,5 MW
29,9 %
168,8 MVA167,1 MW
29,9 %
NUEVAESPERANZA
231,4 kV100,6 %
PARAISO232,9 kV101,2 %
12,7 MVA9,4 MW
8,1 %
CAQUEZA112,5 kV97,8 %
VICTORIA113,5 kV98,7 %
91,2 MVA90,9 MW16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,4 %
CHIVOR 2238,3 kV103,6 %
90,1 MVA89,6 MW
16,8 %
82,1 MVA78,9 MW15,6 %
35,3 MVA33,4 MW46,2 %
CDS113,9 kV99,0 %
49,7 MVA43,2 MW
28,5 %
S FDO111,2 kV96,7 %
116,6 MVA115,9 MW
76,2 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO235,2 kV102,3 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,6 kV100,3 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES225,2 kV97,9 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
16,1 MVA13,3 MW21,3 %
CDO109,2 kV95,0 %
CDC110,2 kV95,8 %
58,2 MVA58,2 MW18,6 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
225,6 kV98,1 %
Sn FERNANDO224,5 kV97,6 %
117,1 MVA100,2 MW
27,8 %
PAIPA229,6 kV99,8 %
104,9 MVA100,2 MW
21,3 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.7.4 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 4 - 2017
97,1 MVA86,4 MW
63,3 %
11,4 MVA11,3 MW
7,3 %73,7 MVA65,1 MW47,3 %
41,5 MVA38,9 MW
33,1 %
14,2 MVA9,7 MW14,6 %
16,2 MVA16,2 MW18,5 %
19,1 MVA18,0 MW
0,9
41,6 MVA41,3 MW
1,0
50,3 MVA44,8 MW
0,9
86,4 MVA74,5 MW
0,9
BARZAL110,8 kV96,3 %
REFORMA112,4 kV97,7 %
97,1 MVA86,4 MW63,3 %
6,4 MVA5,5 MW
0,8
24,5 MVA20,2 MW25,4 %
4,4 MVA4,4 MW4,5 %
19,2 MVA16,5 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,2 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
77,9 MVA76,5 MW
48,0 %
49,3 MVA38,6 MW15,8 %
238,3 kV103,6 %
98,1 MVA88,7 MW64,7 %
217,6 MVA207,1 MW
32,9 %
20,1 MVA15,6 MW
3,2 %
23,7 MVA22,4 MW
0,9
28,3 MVA27,1 MW36,7 %
OCOA
28,3 MVA27,1 MW
25,1 %
OCOA111,3 kV96,8 %
TERMOCOA111,3 kV96,8 %
0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA112,3 kV97,6 %
22,0 MVA21,6 MW21,0 %
ALTILLANURA115,0 kV100,0 %
8,0 MVA7,2 MW
0,9
7,3 MVA7,1 MW
6,9 %
CAMPOBON113,9 kV99,0 %
PTO LOPEZ113,8 kV98,9 %
26,1 MVA25,3 MW23,1 %
GRANADA109,9 kV95,6 %
34,7 MVA34,4 MW44,0 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
38,2 MVA35,3 MW49,7 %
SURIA113,9 kV99,0 %
98,1 MVA88,7 MW33,5 %
222,3 kV96,7 %
TUNAL224,4 kV97,6 %
TORCA ISA229,0 kV99,6 %
141,6 MVA124,7 MW
26,2 %
133,5 MVA128,1 MW
22,4 %
47,3 MVA22,4 MW
7,3 %
BACATA230,8 kV100,4 %
100,8 MVA96,7 MW18,0 %
55,5 MVA47,5 MW13,2 %
28,7 MVA0,9 MW
6,8 %
177,6 MVA177,4 MW
32,7 %
CHIVOR238,2 kV103,6 %
61,0 MVA40,2 MW15,8 %
NORTE232,6 kV101,1 %
181,7 MVA178,8 MW
32,9 %
90,8 MVA74,2 MW16,8 %
50,3 MVA50,1 MW11,2 %
61,7 MVA50,4 MW
9,5 %
GUAVIO235,9 kV102,6 %
185,9 MVA160,3 MW
34,3 %
CIRCO221,6 kV96,3 %
277,3 MVA268,3 MW
50,3 %
SAN MATEO225,9 kV98,2 %
183,3 MVA181,6 MW
32,6 %
182,9 MVA181,2 MW
32,5 %
NUEVAESPERANZA
230,3 kV100,2 %
PARAISO231,9 kV100,8 %
13,0 MVA11,0 MW
8,4 %
CAQUEZA111,9 kV97,3 %
VICTORIA112,8 kV98,1 %
91,2 MVA90,9 MW16,8 %
105,5 MVA105,5 MW
19,5 %
CHIVOR 2238,0 kV103,5 %
90,1 MVA89,6 MW
16,8 %
82,1 MVA78,9 MW15,6 %
35,2 MVA33,2 MW46,2 %
CDS113,7 kV98,8 %
49,8 MVA43,4 MW
28,6 %
S FDO110,9 kV96,5 %
116,8 MVA116,0 MW
76,5 %
16,7 MVA15,0 MW
0,9
EL VIENTO234,8 kV102,1 %
11,1 MVA10,0 MW
0,9
REBOMBEO230,2 kV100,1 %
185,6 MVA167,0 MW
0,9
RUBIALES224,8 kV97,7 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
16,2 MVA13,2 MW21,4 %
CDO108,9 kV94,7 %
CDC109,9 kV95,6 %
58,3 MVA58,2 MW18,7 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
225,1 kV97,9 %
Sn FERNANDO223,9 kV97,4 %
152,6 MVA138,6 MW
36,2 %
PAIPA228,2 kV99,2 %
107,2 MVA101,9 MW
21,9 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. ProyectadosElem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.7.5 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (b) - DESPACHO DE GENERACIÓN 5 - 2017
70,0 MVA60,3 MW44,8 %
9,9 MVA7,1 MW6,2 %
56,9 MVA49,3 MW35,5 %
26,8 MVA24,4 MW20,9 %
16,0 MVA13,4 MW
16,0 %
11,4 MVA11,1 MW
12,7 %
16,0 MVA15,1 MW
0,9
34,9 MVA34,6 MW
1,0
42,2 MVA37,6 MW
0,9
72,6 MVA62,5 MW
0,9
BARZAL114,2 kV99,3 %
REFORMA115,5 kV100,4 %
70,0 MVA60,3 MW
44,8 %
5,4 MVA4,6 MW
0,8
28,2 MVA28,1 MW28,4 %
4,5 MVA4,5 MW4,5 %
16,1 MVA13,9 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,1 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
75,8 MVA74,6 MW46,3 %
49,6 MVA37,7 MW15,7 %
240,2 kV104,5 %
105,6 MVA105,4 MW
64,3 %
195,3 MVA186,8 MW
29,2 %
73,5 MVA46,6 MW11,0 %
19,9 MVA18,8 MW
0,9
38,8 MVA38,6 MW48,9 %
OCOA
18,5 MVA14,7 MW15,9 %
OCOA114,7 kV99,8 %
TERMOCOA114,7 kV99,8 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA113,4 kV98,6 %
20,5 MVA19,7 MW
19,3 %
ALTILLANURA116,1 kV100,9 %
6,7 MVA6,0 MW
0,9
7,0 MVA6,8 MW6,6 %
CAMPOBON115,5 kV100,4 %
PTO LOPEZ115,4 kV100,4 %
23,7 MVA23,6 MW20,5 %
GRANADA113,0 kV98,3 %
52,9 MVA47,7 MW66,1 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
33,7 MVA26,8 MW42,5 %
SURIA115,5 kV100,4 %
105,6 MVA105,4 MW
33,3 %
240,7 kV104,7 %
TUNAL237,4 kV103,2 %
TORCA ISA228,7 kV99,4 %
91,7 MVA84,9 MW16,1 %
134,3 MVA118,8 MW
22,9 %
83,6 MVA7,9 MW13,1 %
BACATA227,1 kV98,7 %
66,7 MVA45,7 MW11,8 %
79,8 MVA70,6 MW18,8 %
16,8 MVA11,5 MW
4,0 %
240,0 MVA239,7 MW
43,9 %
CHIVOR239,8 kV104,3 %
90,4 MVA62,4 MW23,5 %
NORTE231,1 kV100,5 %
155,0 MVA153,0 MW
26,8 %
96,6 MVA46,2 MW
17,0 %92,0 MVA54,8 MW20,1 %
26,0 MVA19,6 MW
3,9 %
GUAVIO238,7 kV103,8 %
164,5 MVA152,1 MW
29,0 %
CIRCO232,6 kV101,1 %
231,7 MVA231,6 MW
40,0 %
SAN MATEO237,1 kV103,1 %
179,6 MVA170,1 MW
30,8 %
179,1 MVA169,8 MW
30,8 %
NUEVAESPERANZA
238,5 kV103,7 %
PARAISO237,1 kV103,1 %
11,6 MVA11,6 MW
7,4 %
CAQUEZA114,2 kV99,3 %
VICTORIA114,3 kV99,4 %
81,6 MVA79,4 MW14,9 %
93,0 MVA92,2 MW
17,0 %
CHIVOR 2239,6 kV104,2 %
78,4 MVA78,4 MW14,4 %
70,9 MVA69,1 MW13,2 %
48,1 MVA47,9 MW61,4 %
CDS115,5 kV100,4 %
46,1 MVA25,9 MW25,7 %
S FDO114,4 kV99,5 %
128,8 MVA110,0 MW
83,6 %
14,6 MVA13,2 MW
0,9
EL VIENTO238,2 kV103,5 %
9,7 MVA8,8 MW
0,9
REBOMBEO235,1 kV102,2 %
162,7 MVA146,5 MW
0,9
RUBIALES230,7 kV100,3 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
12,8 MVA10,5 MW16,5 %
CDO112,3 kV97,7 %
CDC113,1 kV98,3 %
62,3 MVA55,2 MW19,6 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
229,1 kV99,6 %
Sn FERNANDO226,0 kV98,3 %
164,9 MVA164,7 MW
38,9 %
PAIPA233,7 kV101,6 %
89,3 MVA87,7 MW17,8 %
79,4 MVA77,0 MW
11,8 %
238,7 kV103,8 %
Leyenda
Elementos Sobrecargados
Elem. Proyectados
Elem. No Alimentados
13,800 kV
115,000 kV
230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.8.1 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (c) - DESPACHO DE GENERACIÓN 1 - 2017
70,3 MVA61,2 MW45,0 %
10,3 MVA9,5 MW6,5 %
56,9 MVA49,2 MW35,5 %
26,8 MVA24,2 MW20,8 %
16,0 MVA13,5 MW
16,0 %
11,4 MVA11,1 MW
12,6 %
16,0 MVA15,1 MW
0,9
34,9 MVA34,6 MW
1,0
42,2 MVA37,6 MW
0,9
72,6 MVA62,5 MW
0,9
BARZAL114,3 kV99,4 %
REFORMA115,6 kV100,5 %
70,3 MVA61,2 MW
45,0 %
5,4 MVA4,6 MW
0,8
28,5 MVA28,4 MW28,7 %
4,6 MVA4,6 MW4,6 %
16,1 MVA13,9 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,0 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
75,8 MVA74,6 MW46,3 %
49,6 MVA37,7 MW15,7 %
240,5 kV104,6 %
105,7 MVA105,6 MW
64,4 %
209,6 MVA200,9 MW
31,3 %
64,9 MVA34,7 MW
9,7 %
19,9 MVA18,8 MW
0,9
38,7 MVA38,4 MW48,6 %
OCOA
17,9 MVA14,4 MW15,4 %
OCOA114,8 kV99,8 %
TERMOCOA114,8 kV99,8 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA113,5 kV98,7 %
20,5 MVA19,8 MW
19,3 %
ALTILLANURA116,2 kV101,0 %
6,7 MVA6,0 MW
0,9
7,0 MVA6,9 MW6,6 %
CAMPOBON115,6 kV100,5 %
PTO LOPEZ115,5 kV100,5 %
23,8 MVA23,7 MW20,5 %
GRANADA113,1 kV98,3 %
52,6 MVA47,6 MW65,7 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
33,6 MVA26,9 MW42,4 %
SURIA115,6 kV100,5 %
105,7 MVA105,6 MW
33,3 %
241,0 kV104,8 %
TUNAL237,1 kV103,1 %
TORCA ISA229,5 kV99,8 %
104,8 MVA100,8 MW
18,4 %
108,0 MVA92,0 MW
18,4 %
80,5 MVA21,2 MW12,6 %
BACATA228,1 kV99,2 %
80,9 MVA67,4 MW14,3 %
86,8 MVA79,7 MW20,4 %
26,4 MVA24,2 MW
6,2 %
255,9 MVA255,4 MW
46,8 %
CHIVOR240,1 kV104,4 %
98,6 MVA77,8 MW25,6 %
NORTE231,8 kV100,8 %
138,3 MVA138,0 MW
23,9 %
83,3 MVA52,5 MW
14,6 %78,1 MVA37,1 MW17,0 %
41,9 MVA39,8 MW
6,2 %
GUAVIO238,9 kV103,9 %
147,0 MVA133,5 MW
25,8 %
CIRCO233,5 kV101,5 %
217,8 MVA216,6 MW
37,6 %
SAN MATEO237,2 kV103,1 %
162,0 MVA152,5 MW
27,7 %
161,6 MVA152,1 MW
27,7 %
NUEVAESPERANZA
239,1 kV104,0 %
PARAISO237,7 kV103,4 %
9,7 MVA9,3 MW6,1 %
CAQUEZA114,7 kV99,7 %
VICTORIA115,1 kV100,1 %
81,6 MVA79,4 MW14,9 %
93,0 MVA92,2 MW
17,0 %
CHIVOR 2239,8 kV104,3 %
78,4 MVA78,4 MW14,4 %
70,9 MVA69,0 MW13,2 %
48,0 MVA47,8 MW61,2 %
CDS115,6 kV100,5 %
45,9 MVA26,1 MW25,6 %
S FDO114,5 kV99,5 %
128,8 MVA110,2 MW
83,6 %
14,6 MVA13,2 MW
0,9
EL VIENTO238,5 kV103,7 %
9,7 MVA8,8 MW
0,9
REBOMBEO235,4 kV102,4 %
162,7 MVA146,5 MW
0,9
RUBIALES231,0 kV100,4 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
12,8 MVA10,6 MW16,5 %
CDO112,4 kV97,7 %
CDC113,1 kV98,4 %
62,3 MVA55,4 MW19,6 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
229,1 kV99,6 %
Sn FERNANDO226,0 kV98,3 %
126,7 MVA126,3 MW
29,8 %
PAIPA234,1 kV101,8 %
88,4 MVA86,7 MW17,6 %
91,9 MVA90,4 MW
13,7 %
238,9 kV103,9 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.8.2 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (c) - DESPACHO DE GENERACIÓN 2 - 2017
81,7 MVA67,7 MW52,8 %
22,6 MVA21,8 MW14,2 %
59,2 MVA49,5 MW36,8 %
30,2 MVA24,3 MW23,3 %
14,0 MVA13,3 MW
13,9 %
12,0 MVA11,1 MW
13,2 %
16,0 MVA15,1 MW
0,9
34,9 MVA34,6 MW
1,0
42,2 MVA37,6 MW
0,9
72,6 MVA62,5 MW
0,9
BARZAL114,9 kV99,9 %
REFORMA116,3 kV101,2 %
81,7 MVA67,7 MW
52,8 %
5,4 MVA4,6 MW
0,8
30,3 MVA28,5 MW30,3 %
4,7 MVA4,7 MW4,7 %
16,1 MVA13,9 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,1 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
76,3 MVA75,0 MW46,6 %
49,5 MVA37,9 MW15,7 %
240,3 kV104,5 %
106,1 MVA104,7 MW
64,1 %
264,7 MVA254,7 MW
39,6 %
75,0 MVA4,6 MW11,3 %
19,9 MVA18,8 MW
0,9
40,2 MVA38,9 MW50,4 %
OCOA
15,3 MVA14,9 MW13,1 %
OCOA115,2 kV100,2 %
TERMOCOA115,2 kV100,2 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA113,4 kV98,6 %
20,6 MVA20,1 MW
19,5 %
ALTILLANURA116,0 kV100,9 %
6,7 MVA6,0 MW
0,9
7,1 MVA7,0 MW6,7 %
CAMPOBON115,2 kV100,2 %
PTO LOPEZ115,1 kV100,1 %
23,6 MVA23,6 MW20,4 %
GRANADA113,0 kV98,3 %
52,8 MVA47,0 MW66,2 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
31,6 MVA26,6 MW40,0 %
SURIA115,0 kV100,0 %
106,1 MVA104,7 MW
33,2 %
242,8 kV105,6 %
TUNAL237,2 kV103,1 %
TORCA ISA230,1 kV100,0 %
163,4 MVA162,2 MW
28,8 %
39,0 MVA13,5 MW
6,6 %
99,9 MVA73,7 MW15,6 %
BACATA228,9 kV99,5 %
157,1 MVA152,2 MW
27,7 %
119,2 MVA115,2 MW
28,1 %
72,8 MVA72,6 MW17,2 %
317,3 MVA316,1 MW
58,0 %
CHIVOR239,9 kV104,3 %
145,6 MVA138,0 MW
37,7 %
NORTE232,4 kV101,0 %
72,9 MVA72,9 MW12,6 %
104,0 MVA59,1 MW
18,3 %63,3 MVA32,0 MW13,8 %
116,9 MVA116,9 MW
17,4 %
GUAVIO238,5 kV103,7 %
109,2 MVA65,1 MW
19,2 %
CIRCO232,4 kV101,0 %
154,8 MVA151,5 MW
26,7 %
SAN MATEO237,4 kV103,2 %
92,7 MVA83,5 MW
15,9 %
92,5 MVA83,3 MW15,8 %
NUEVAESPERANZA
239,3 kV104,1 %
PARAISO238,2 kV103,6 %
3,1 MVA3,0 MW2,0 %
CAQUEZA114,6 kV99,6 %
VICTORIA114,6 kV99,6 %
81,6 MVA79,4 MW14,9 %
93,0 MVA92,2 MW
17,0 %
CHIVOR 2239,7 kV104,2 %
78,4 MVA78,4 MW14,4 %
70,9 MVA69,0 MW13,2 %
47,5 MVA47,2 MW60,8 %
CDS115,1 kV100,0 %
44,7 MVA26,4 MW25,0 %
S FDO114,0 kV99,1 %
126,2 MVA110,4 MW
82,5 %
14,6 MVA13,2 MW
0,9
EL VIENTO238,4 kV103,6 %
9,7 MVA8,8 MW
0,9
REBOMBEO235,3 kV102,3 %
162,7 MVA146,5 MW
0,9
RUBIALES230,9 kV100,4 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
11,5 MVA10,4 MW14,7 %
CDO112,1 kV97,5 %
CDC112,7 kV98,0 %
61,2 MVA55,4 MW19,4 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
227,3 kV98,8 %
Sn FERNANDO224,4 kV97,5 %
39,5 MVA22,1 MW
9,3 %
PAIPA234,4 kV101,9 %
85,3 MVA83,2 MW17,0 %
141,5 MVA140,4 MW
21,1 %
238,5 kV103,7 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.8.3 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (c) - DESPACHO DE GENERACIÓN 3 - 2017
81,7 MVA68,6 MW52,7 %
14,2 MVA12,8 MW
8,9 %61,1 MVA52,1 MW37,8 %
33,1 MVA28,4 MW25,5 %
11,9 MVA10,7 MW
11,8 %
13,5 MVA13,0 MW
14,9 %
16,0 MVA15,1 MW
0,9
34,9 MVA34,6 MW
1,0
42,2 MVA37,6 MW
0,9
72,6 MVA62,5 MW
0,9
BARZAL115,1 kV100,1 %
REFORMA116,5 kV101,3 %
81,7 MVA68,6 MW
52,7 %
5,4 MVA4,6 MW
0,8
21,9 MVA20,5 MW21,9 %
3,3 MVA3,1 MW3,3 %
16,1 MVA13,9 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,0 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
73,2 MVA71,6 MW44,6 %
48,1 MVA36,2 MW15,2 %
240,8 kV104,7 %
94,1 MVA92,6 MW56,7 %
244,0 MVA232,8 MW
36,4 %
67,2 MVA22,4 MW10,1 %
19,9 MVA18,8 MW
0,9
41,1 MVA39,9 MW51,4 %
OCOA
16,3 MVA16,0 MW13,9 %
OCOA115,5 kV100,4 %
TERMOCOA115,5 kV100,4 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA113,5 kV98,7 %
17,3 MVA17,0 MW
16,3 %
ALTILLANURA116,2 kV101,0 %
6,7 MVA6,0 MW
0,9
5,5 MVA5,4 MW5,1 %
CAMPOBON115,5 kV100,4 %
PTO LOPEZ115,3 kV100,3 %
21,9 MVA21,8 MW18,8 %
GRANADA113,2 kV98,5 %
47,5 MVA41,9 MW59,5 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
31,5 MVA26,8 MW39,8 %
SURIA115,2 kV100,2 %
94,1 MVA92,6 MW
29,4 %
243,5 kV105,9 %
TUNAL236,2 kV102,7 %
TORCA ISA230,3 kV100,1 %
131,7 MVA129,4 MW
23,1 %
80,1 MVA58,9 MW
13,6 %
80,1 MVA8,8 MW12,5 %
BACATA228,9 kV99,5 %
121,6 MVA115,4 MW
21,4 %
70,1 MVA62,4 MW16,5 %
29,7 MVA27,8 MW
7,0 %
235,1 MVA233,8 MW
42,9 %
CHIVOR240,2 kV104,5 %
87,2 MVA64,5 MW22,6 %
NORTE232,6 kV101,1 %
115,6 MVA115,5 MW
20,0 %
83,5 MVA59,8 MW
14,7 %60,6 MVA9,8 MW13,2 %
74,4 MVA74,0 MW11,1 %
GUAVIO238,8 kV103,8 %
127,7 MVA106,1 MW
22,4 %
CIRCO233,1 kV101,4 %
197,8 MVA194,1 MW
34,2 %
SAN MATEO236,7 kV102,9 %
133,3 MVA125,2 MW
22,8 %
133,0 MVA124,9 MW
22,8 %
NUEVAESPERANZA
239,2 kV104,0 %
PARAISO238,0 kV103,5 %
6,0 MVA6,0 MW3,8 %
CAQUEZA115,1 kV100,1 %
VICTORIA115,2 kV100,2 %
81,7 MVA79,4 MW14,9 %
93,0 MVA92,2 MW
17,0 %
CHIVOR 2240,2 kV104,4 %
78,4 MVA78,4 MW14,4 %
70,8 MVA69,0 MW13,2 %
42,5 MVA42,4 MW54,3 %
CDS115,3 kV100,2 %
45,8 MVA30,1 MW25,6 %
S FDO114,2 kV99,3 %
128,9 MVA114,2 MW
84,3 %
14,6 MVA13,2 MW
0,9
EL VIENTO238,8 kV103,8 %
9,7 MVA8,8 MW
0,9
REBOMBEO235,8 kV102,5 %
162,7 MVA146,5 MW
0,9
RUBIALES231,4 kV100,6 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
10,8 MVA9,2 MW13,8 %
CDO112,3 kV97,7 %
CDC113,0 kV98,2 %
62,7 MVA57,4 MW19,9 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
227,3 kV98,8 %
Sn FERNANDO224,5 kV97,6 %
145,3 MVA137,8 MW
34,2 %
PAIPA234,3 kV101,9 %
87,3 MVA85,4 MW17,4 %
115,0 MVA114,2 MW
17,2 %
238,8 kV103,8 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.8.4 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (c) - DESPACHO DE GENERACIÓN 4 - 2017
75,4 MVA67,2 MW48,3 %
10,9 MVA9,7 MW6,9 %
58,9 MVA52,0 MW36,8 %
30,4 MVA28,6 MW23,6 %
14,4 MVA10,8 MW
14,3 %
13,4 MVA13,3 MW
14,9 %
16,0 MVA15,1 MW
0,9
34,9 MVA34,6 MW
1,0
42,2 MVA37,6 MW
0,9
72,6 MVA62,5 MW
0,9
BARZAL114,3 kV99,4 %
REFORMA115,6 kV100,5 %
75,4 MVA67,2 MW
48,3 %
5,4 MVA4,6 MW
0,8
18,7 MVA18,7 MW18,8 %
2,6 MVA2,5 MW2,6 %
16,1 MVA13,9 MW
0,9
15,6 MVA14,0 MW
0,9
15,0 MVA14,2 MW16,0 %
44,4 MVA40,0 MW
0,9
71,8 MVA70,3 MW43,8 %
47,7 MVA35,5 MW15,1 %
240,5 kV104,5 %
90,0 MVA89,9 MW54,8 %
232,1 MVA224,2 MW
34,6 %
65,5 MVA31,5 MW
9,8 %
19,9 MVA18,8 MW
0,9
38,3 MVA38,1 MW48,2 %
OCOA
17,8 MVA14,2 MW15,3 %
OCOA114,8 kV99,9 %
TERMOCOA114,8 kV99,9 %
0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW
0,0
CRISTALINA113,4 kV98,6 %
16,1 MVA15,7 MW
15,2 %
ALTILLANURA116,1 kV100,9 %
6,7 MVA6,0 MW
0,9
4,8 MVA4,8 MW4,6 %
CAMPOBON 115,6 kV100,6 %
PTO LOPEZ115,6 kV100,5 %
21,7 MVA21,5 MW18,7 %
GRANADA113,1 kV98,3 %
44,9 MVA40,0 MW56,1 %
27,0 MVA23,5 MW
0,9
81,4 MVA74,9 MW
0,9
91,8 MVA86,8 MW
0,9
34,3 MVA28,3 MW43,3 %
SURIA115,5 kV100,5 %
90,0 MVA89,9 MW
28,4 %
241,2 kV104,9 %
TUNAL237,2 kV103,1 %
TORCA ISA229,4 kV99,7 %
120,7 MVA117,9 MW
21,2 %
100,8 MVA84,4 MW
17,1 %
82,5 MVA13,3 MW12,9 %
BACATA228,0 kV99,1 %
112,5 MVA103,6 MW
19,8 %
57,3 MVA45,1 MW13,5 %
17,9 MVA12,8 MW
4,2 %
207,7 MVA207,2 MW
38,0 %
CHIVOR239,9 kV104,3 %
76,1 MVA40,1 MW19,7 %
NORTE231,7 kV100,8 %
127,3 MVA126,9 MW
22,0 %
89,9 MVA56,2 MW
15,8 %71,3 MVA22,6 MW15,5 %
60,2 MVA59,3 MW
9,0 %
GUAVIO238,8 kV103,8 %
136,3 MVA119,6 MW
23,9 %
CIRCO233,3 kV101,5 %
206,7 MVA205,5 MW
35,7 %
SAN MATEO237,2 kV103,1 %
147,7 MVA138,0 MW
25,3 %
147,4 MVA137,7 MW
25,2 %
NUEVAESPERANZA
239,1 kV103,9 %
PARAISO237,7 kV103,3 %
9,2 MVA9,1 MW5,8 %
CAQUEZA114,5 kV99,6 %
VICTORIA114,8 kV99,8 %
81,6 MVA79,4 MW14,9 %
93,0 MVA92,2 MW
17,0 %
CHIVOR 2239,7 kV104,2 %
78,4 MVA78,4 MW14,4 %
70,9 MVA69,0 MW13,2 %
40,6 MVA40,6 MW51,8 %
CDS115,6 kV100,5 %
48,3 MVA32,2 MW26,9 %
S FDO114,5 kV99,6 %
134,6 MVA117,8 MW
87,4 %
14,6 MVA13,2 MW
0,9
EL VIENTO238,3 kV103,6 %
9,7 MVA8,8 MW
0,9
REBOMBEO235,3 kV102,3 %
162,7 MVA146,5 MW
0,9
RUBIALES230,9 kV100,4 %
68,6 MVA63,2 MW
0,9
12,5 MVA9,5 MW16,1 %
CDO112,4 kV97,8 %
CDC113,2 kV98,5 %
65,5 MVA59,2 MW20,6 %
VILLAVICENCIOREFORMA 230 kV
228,9 kV99,5 %
Sn FERNANDO225,9 kV98,2 %
182,8 MVA177,5 MW
43,1 %
PAIPA233,7 kV101,6 %
87,7 MVA86,0 MW17,5 %
106,2 MVA104,7 MW
15,9 %
238,8 kV103,8 %
Leyenda
Elementos SobrecargadosElem. Proyectados
Elem. No Alimentados13,800 kV
115,000 kV230,000 kV
SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.8.5 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (c) - DESPACHO DE GENERACIÓN 5 - 2017
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