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