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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: [email protected] 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



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



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



Pág. 4

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



Pág. 5

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



Pág. 6

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 3.2.5 Niveles de corriente pico de cortocircuito monofásico (Ib) ........................................ 39



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 4.2.10 Porcentaje de tensión en barras 115 kV, 2013 ....................................................... 52




Pág. 7





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 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







Pág. 8

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



Pág. 9

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.



Pág. 10

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



Pág. 11

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)



Pág. 12

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.



Pág. 13

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



Pág. 14

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)



Pág. 15

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)



Pág. 16

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.



Pág. 17

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.



Pág. 18

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.



Pág. 19

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.



Pág. 20

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_G5 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





LA GUACA_TR_G1 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



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



Pág. 21

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_3 366 230 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.



Pág. 22

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


BACT_TORC_1 19,62 230 1489 593 BACATA230 TORCA


CHIV_CHIV2_1 7 230 1316 524 CHIVOR CHIVOR II


CHIV_GUAV_1 22 230 1021 407 CHIVOR GUAVIO


CHIV_SOCH_1 116,03 230 1021 407 CHIVOR SOCHAGOTA


CHIV_TORC_1 102,65 230 1021 407 CHIVOR TORCA


CHIV2_NORT_1 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


GUAV_TORC_1 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


PARAISO_MATE_21 34,03 230 1410 562 PARAISO SUR2

PURN_SCAR_1 91,33 230 968 386 PURNIO SAN CARLOS


PAIPA_SOCH_1 5,25 230 1237 493 PAIPA SOCHAGOTA


CIRC_TUNL_1 29,74 230 1410 562 CIRCO TUNAL



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


CHIV2_ALTI 1 150 115 760 151 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


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


SURIA_GRANADA 64 115 593 118 GRANADA SURIA 115

L_LOPEZ_CAMPO1 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



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.



Pág. 25

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



Pág. 26

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.



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.



Pág. 28

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.



Pág. 29

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.



Pág. 30

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.



Pág. 31

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.



Pág. 32

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



Pág. 33

• 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



Pág. 34

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.



Pág. 35

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.


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.



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.



Pág. 37

Figura 3.2.1. Resultado gráfico análisis de cortocircuito, Guavio Tunal - Suria 2017



Pág. 38

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)


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



Pág. 39


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



Pág. 40



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



Pág. 41

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.



Pág. 42

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)



Pág. 43

• 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



Pág. 44

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



Pág. 45

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



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



Pág. 47

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



Pág. 48

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)




Pág. 49

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

)




Pág. 50

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



Pág. 51

• Despacho de Generación: Chivor 1000 MW, Guavio 225 MW

Figura 4.2.7 Porcentaje de tensión en barras 230 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



Pág. 52

• Despacho de generación: Chivor 1000 MW, Guavio 1200 MW



85

90

95

100

105

110

115

Ten

sió

n O

pe

raci

ón

%



85

90

95

100

105

110

115

Ten

sió

n O

per

ació

n (

%)


Chivor 2 - Suria Límite Inferior Límite Superior



Pág. 53

• Despacho de generación: Chivor 200 MW, Guavio 1200 MW



85

90

95

100

105

110

115

Ten

sió

n O

pe

raci

ón

%



85

90

95

100

105

110

115

Ten

sió

n O

pe

raci

ón

(%

)





Pág. 54

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.



Pág. 55

• Escenario de despacho de generación: Chivor 1000 MW, Guavio 225 MW




85

90

95

100

105

110

115

Ten

sió

n O

pe

raci

ón

(%

)



85

90

95

100

105

110

115

Ten

sió

n O

pe

raci

ón

(%

)





Pág. 56



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 (

%)





Pág. 57

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



Pág. 58

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



Pág. 59

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



Pág. 60


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



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


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



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.


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



Pág. 63

4.2.4.2 Año 2017

• Alternativa Gua-Tun:


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



Pág. 64


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



Pág. 65

• Alternativa Ref-Sur


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



Pág. 66


• Alternativa Chi-Sur


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



Pág. 67

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.


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



Pág. 68

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.



Pág. 69

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:



Pág. 70

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



Pág. 71

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)



Pág. 72

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



418,9

0,3 6,6 13,5

2013


1.311,7

9,0 93,1

40,3

2014



Pág. 73




2.204,6

17,6 179,5

67,1

2015


3.097,4

26,3

266,0 94,0

2016



Pág. 74


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.


3.990,2

34,9

352,4 120,8

2017



Pág. 75

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



Pág. 76

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.



Pág. 77

• 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.



Pág. 78

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.



Pág. 79

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.



Pág. 80

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)



Pág. 81

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:



Pág. 82

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 común, Suria.

• Cuatro (4) bahías de línea, (tres para Reforma y una para Suria)



Pág. 83

• 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).


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)



Pág. 84

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 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).


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.



Pág. 85

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


(miles $/08)


• 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



(miles $/07)



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



Pág. 86

• 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



Pág. 87

• 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



Pág. 88

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



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 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)



REF-SUR se presentan en las Tabla 6.2.11, Tabla 6.2.12 y Tabla 6.2.13 en miles de pesos


2008.

Tabla 6.2.11 Costo de UC para las líneas 230 kV




(miles $/08)


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)



Pág. 90

Tabla 6.2.12 Costo de UC para la subestación de Conexión al STN



(miles $/08)


• 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.




(miles $/07)





de 50 MVA Bahía de

Transform. 115 kV 30 1 N4S10 $ 825.629,0 $ 950.452,0 -






Pág. 91

Tabla 6.2.14 Total de inversión de la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR.


(miles $/11)

Valor Total


Líneas STN $ 22.810.535,0 $ 12.672,5

Subestación STN (Suria y Modificaciones Reforma) $ 20.658.442,0 $ 11.447,0


Subestación STR $ 8.563.438,0 $ 4.757,5




colombianos (MCOP).

Tabla 6.2.15 Inversión anualizada de la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR.



Líneas STN 40 11,45% $ 2.646.436,8

Subestación STN 30 11,45% $ 2.460.591,6


$ 5.107.028,4



$ 1.142.453


(ANE).

El valor del AOM y ANE se presenta en la Tabla 6.2.16 en miles de pesos colombianos

(MCOP).




Pág. 92

Tabla 6.2.16 Costo de AOM y ANE para la Alternativa Ref-Sur tanto en el STN como en el STR.


(miles $/11)

AOM STN 2,5% $ 1.086.724,4

ANE STN 5% $ 255.351,4


$ 6.449.104,3

AOM STR 3,35% $ 286.875

ANE STR 4,1% $ 46.841


$ 1.476.170

El valor total de la inversión anual tanto en el STN como en el STR es de $ 7.925.274


• Cálculo de la relación beneficio/costo




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





costo de transmisión. En consecuencia, tendría un beneficio de:



Pág. 93

Tabla 6.2.18 Beneficios del Alternativa REF-SUR (2013)

Beneficios calculados del Proyecto SURIA 230 kV $ (miles $/11)



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 delta de pérdidas $ 1.134.556





Pág. 94


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)



CHI-SUR se presentan en las Tabla 6.2.21, Tabla 6.2.22 y Tabla 6.2.23 en miles de pesos


2008.

Tabla 6.2.21 Costo de UC para las líneas 230 kV.




(miles $/08)


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


R. CREG 011/09 Valor

Unitario (miles $/08)


• 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



Pág. 95




(miles $/07)





de 50 MVA Bahía de

Transform. 115 kV 30 1 N4S10 $ 825.629,0 $ 950.452,0 -




Tabla 6.2.24 Total de inversión de la Alternativa Chi-Sur tanto en el STN como en el STR.


(miles $/11)

Valor Total


Líneas STN $ 71.690.254,0 $ 39.827,9

Subestación STN (Suria y Modificaciones Reforma) $ 15.231.070,0 $ 8,461,7


Subestación STR $ 8.563.438,0 $ 4.757,5




colombianos (MCOP).




Pág. 96

Tabla 6.2.25 Inversión anualizada de la Alternativa Chi-Sur tanto en el STN como en el STR.



Líneas STN 40 11,45% $ 8.317.372,8

Subestación STN 30 11,45% $ 1.814.146,6


$ 10.131.519,4



$ 1.142.453


(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.


(miles $/11)

AOM STN 2,5% $ 2.173.033,1

ANE STN 5% $ 506.576,0


$ 12.811.128,6

AOM STR 3,35% $ 286.875

ANE STR 4,1% $ 46.841


$ 1.476.170

El valor total de la inversión anual tanto en el STN como en el STR es de $ 14.287.298




Pág. 97

• Cálculo de la relación beneficio/costo




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





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)





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:



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)







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.



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



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.



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



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.



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




















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


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









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


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















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





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



PARAISO_MATE_21 34,03 230 1410 562 PARAISO SUR2





CIRC_TUNL_1 29,74 230 1410 562 CIRCO TUNAL


NOMBRE LONG

km Vr kV


MVA DESDE HASTA

SUR2_TUNL_1 14,96 230 1410 562 SUR2 TUNAL





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 IV. Líneas del STR y Ecopetrol

NOMBRE

LONG km

Vr kV


MVA DESDE HASTA

VILL_BARZ_1 8,06 115 800 159 REFORMA115 BARZAL



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



SURIA_GRANADA 64 115 593 118 GRANADA SURIA 115



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


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


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

aperez

Stamp

aperez

Rectangle

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


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

aperez

Rectangle

aperez

Stamp

SURIA 230 kV

GUAVIO230 KV

CHIVOR 2

TUNAL230 KV

OCOA


42,752 km

CAQUEZA

8,06 km

12 km

9,4 km64,5 km

GRANADA

BARZAL


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

aperez

Stamp

SURIA 230 kV

GUAVIO230 KV

CHIVOR 2

TUNAL230 KV

OCOA


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


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

aperez

Stamp

SURIA 230 kV

GUAVIO230 KV

CHIVOR 2

TUNAL230 KV

OCOA


42,752 km

CAQUEZA

8,06 km

12 km

9,4 km64,5 km

GRANADA

BARZAL


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


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

aperez

Stamp


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


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

aperez

Stamp


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



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



ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA


ip(L1)=2,2 kAIb(L1)=1,1 kA


ip(L1)=1,4 kAIb(L1)=0,7 kA

CAMPOBONip(L1)=9,1 kAIb(L1)=4,4 kA


ip(L1)=2,7 kAIb(L1)=1,3 kA


ip(L1)=16,3 kAIb(L1)=7,1 kA

ip(L1)=3,3 kAIb(L1)=1,4 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


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



VILLAVICENCIOREFORMA 230 KV

Sn FERNANDO230 kV

PAIPA

Leyenda


Elem. Proyectados


13,800 kV

115,000 kV

230,000 kV

aperez

Stamp


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



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



ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA


ip(L1)=2,2 kAIb(L1)=1,1 kA


ip(L1)=1,4 kAIb(L1)=0,7 kA



ip(L1)=2,6 kAIb(L1)=1,3 kA


ip(L1)=15,9 kAIb(L1)=6,9 kA

ip(L1)=3,4 kAIb(L1)=1,4 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


VICTORIA 115 KV

CHIVOR2 230 KV

ip(L1)=4,4 kAIb(L1)=1,9 kA


ip(L1)=5,2 kAIb(L1)=2,1 kA


EL VIENTO

REBOMBEO

RUBIALES

ip(L1)=5,0 kAIb(L1)=2,4 kA




Sn FERNANDO230 kV

PAIPA

Leyenda


Elem. Proyectados


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

aperez

Stamp


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



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



ip(L1)=0,0 kAIb(L1)=0,0 kA


ip(L1)=2,2 kAIb(L1)=1,1 kA


ip(L1)=1,4 kAIb(L1)=0,7 kA



ip(L1)=2,6 kAIb(L1)=1,3 kA


ip(L1)=14,5 kAIb(L1)=6,4 kA

ip(L1)=3,3 kAIb(L1)=1,4 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


VICTORIA 115 KV

CHIVOR2 230 KV

ip(L1)=4,5 kAIb(L1)=1,9 kA


ip(L1)=5,3 kAIb(L1)=2,2 kA


EL VIENTO

REBOMBEO

RUBIALES

ip(L1)=5,0 kAIb(L1)=2,3 kA




Sn FERNANDO230 kV

PAIPA

Leyenda


Elem. Proyectados


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

aperez

Stamp

ip(L1)=5,6 kAip(L1)=2,7 kA

ip(L1)=4,2 kA

ip(L1)=3,5 kA

ip(L1)=1,0 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



ip(L1)=0,0 kA


ip(L1)=2,9 kA


ip(L1)=1,7 kA



ip(L1)=3,3 kA


ip(L1)=9,1 kA

ip(L1)=3,5 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


VICTORIA 115 KV

CHIVOR2 230 KV

ip(L1)=4,8 kA


ip(L1)=5,3 kA


EL VIENTO

REBOMBEO

RUBIALES

ip(L1)=5,9 kA




Sn FERNANDO230 kV

PAIPA

Leyenda


Elem. Proyectados


13,800 kV

115,000 kV

230,000 kV

aperez

Stamp

ip(L1)=5,7 kAip(L1)=3,0 kA

ip(L1)=4,7 kA

ip(L1)=3,4 kA

ip(L1)=1,3 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



ip(L1)=0,0 kA


ip(L1)=2,9 kA


ip(L1)=1,7 kA



ip(L1)=3,6 kA


ip(L1)=16,7 kA

ip(L1)=3,8 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


VICTORIA 115 KV

CHIVOR2 230 KV

ip(L1)=5,9 kA


ip(L1)=6,1 kA


EL VIENTO

REBOMBEO

RUBIALES

ip(L1)=6,2 kA




Sn FERNANDO230 kV

PAIPA

Leyenda


Elem. Proyectados


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

aperez

Stamp

ip(L1)=5,7 kAip(L1)=2,9 kA

ip(L1)=4,6 kA

ip(L1)=3,7 kA

ip(L1)=1,2 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



ip(L1)=0,0 kA


ip(L1)=2,9 kA


ip(L1)=1,7 kA



ip(L1)=3,6 kA


ip(L1)=16,0 kA

ip(L1)=3,9 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


VICTORIA 115 KV

CHIVOR2 230 KV

ip(L1)=5,6 kA


ip(L1)=5,9 kA


EL VIENTO

REBOMBEO

RUBIALES

ip(L1)=6,2 kA




Sn FERNANDO230 kV

PAIPA

Leyenda


Elem. Proyectados


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

aperez

Stamp

ip(L1)=5,7 kAip(L1)=3,0 kA

ip(L1)=4,7 kA

ip(L1)=3,4 kA

ip(L1)=1,3 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



ip(L1)=0,0 kA


ip(L1)=2,9 kA


ip(L1)=1,7 kA



ip(L1)=3,5 kA


ip(L1)=14,9 kA

ip(L1)=3,8 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


VICTORIA 115 KV

CHIVOR2 230 KV

ip(L1)=5,7 kA


ip(L1)=6,0 kA


EL VIENTO

REBOMBEO

RUBIALES

ip(L1)=6,2 kA




Sn FERNANDO230 kV

PAIPA

Leyenda


Elem. Proyectados


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

aperez

Stamp


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.2.1 Alternativa (a) Despacho 1-2013





• Diagrama IV.3.1 Alternativa (b) Despacho 1-2013





• Diagrama IV.4.1 Alternativa (c) Despacho 1-2013

























GUAVIO237,4 kV103,2 %

CHIVOR 2239,5 kV104,1 %

TUNAL228,8 kV99,5 %

OCOA

101,9 MVA82,8 MW


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

aperez

Stamp

GUAVIO237,5 kV103,2 %

CHIVOR 2239,6 kV104,2 %

TUNAL228,9 kV99,5 %

OCOA

106,3 MVA85,5 MW


224,9 kV97,8 %

4,4 MVA4,0 MW


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO227,2 kV98,8 %



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


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





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


Elem. ProyectadosElem. No Alimentados13,800 kV

115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

GUAVIO236,7 kV102,9 %

CHIVOR 2239,0 kV103,9 %

TUNAL228,1 kV99,2 %

OCOA

108,8 MVA89,1 MW


223,7 kV97,2 %

8,9 MVA7,3 MW


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO226,3 kV98,4 %



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


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





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

GUAVIO237,3 kV103,2 %

CHIVOR 2239,6 kV104,2 %

TUNAL228,6 kV99,4 %

OCOA

107,9 MVA88,0 MW70,4 %


224,6 kV97,7 %

3,1 MVA1,0 MW2,0 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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


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 %


CIRCO226,9 kV98,7 %



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 %


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 %

97,0 MVA89,8 MW

15,0 %

21,2 MVA19,5 MW

13,7 %





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

GUAVIO237,4 kV103,2 %

CHIVOR 2239,6 kV104,2 %

TUNAL228,9 kV99,5 %

OCOA

104,5 MVA86,6 MW


225,2 kV97,9 %

5,0 MVA1,6 MW


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO227,1 kV98,8 %



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


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





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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 %


226,2 kV98,3 %

11,8 MVA8,1 MW7,5 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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 %


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



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 %


CIRCO227,9 kV99,1 %



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 %


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 %





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


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

aperez

Stamp

233,9 kV101,7 %

GUAVIO237,8 kV103,4 %

CHIVOR 2240,0 kV104,3 %

TUNAL229,5 kV99,8 %

OCOA

73,2 MVA63,4 MW47,5 %


226,0 kV98,3 %

13,8 MVA11,3 MW

8,8 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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 %


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



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 %


CIRCO227,9 kV99,1 %



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 %


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 %





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



13,800 kV115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

232,0 kV100,9 %

GUAVIO237,0 kV103,1 %

CHIVOR 2239,4 kV104,1 %

TUNAL228,3 kV99,3 %

OCOA

74,8 MVA66,4 MW48,8 %


224,9 kV97,8 %

23,5 MVA23,2 MW15,0 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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 %


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



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 %


CIRCO226,9 kV98,7 %



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 %


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 %





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



13,800 kV115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

233,0 kV101,3 %

GUAVIO237,6 kV103,3 %

CHIVOR 2239,9 kV104,3 %

TUNAL229,2 kV99,7 %

OCOA

74,6 MVA65,8 MW48,4 %


226,3 kV98,4 %

15,8 MVA15,4 MW10,1 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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 %


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



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 %


CIRCO227,5 kV98,9 %



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 %


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 %





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

233,2 kV101,4 %

GUAVIO237,6 kV103,3 %

CHIVOR 2239,9 kV104,3 %

TUNAL229,3 kV99,7 %

OCOA

74,3 MVA65,5 MW48,1 %


226,5 kV98,5 %

13,8 MVA13,1 MW

8,8 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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 %


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



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 %


CIRCO227,6 kV99,0 %



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 %


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 %





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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 %


230,9 kV100,4 %

10,7 MVA9,0 MW6,8 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO228,6 kV99,4 %



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 %


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 %





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



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

aperez

Stamp

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 %


231,2 kV100,5 %

11,6 MVA10,9 MW

7,4 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO228,3 kV99,3 %



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 %


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 %





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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 %


230,2 kV100,1 %

22,6 MVA22,6 MW14,4 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO227,2 kV98,8 %



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 %


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 %





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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 %


230,9 kV100,4 %

16,1 MVA15,8 MW10,3 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO228,2 kV99,2 %



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 %


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 %





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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 %


231,1 kV100,5 %

13,9 MVA13,8 MW

8,9 %


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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 %


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO228,2 kV99,2 %



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 %


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 %





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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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


227,0 kV98,7 %

10,5 MVA8,7 MW


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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 %


CIRCO228,2 kV99,2 %



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


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





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


Elem. Proyectados


13,800 kV

115,000 kV

230,000 kV

aperez

Rectangle

aperez

Stamp

aperez

Stamp

aperez

Typewritten Text

SISTEMA ELÉCTRICO EMSA S.A. E.S.P - DIAGRAMA IV.4.1 RESULTADOS DE FLUJO DE CARGA - ALTERNATIVA (c) - DESPACHO DE GENERACIÓN 1 - 2013

aperez

Typewritten Text

aperez

Stamp

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


226,8 kV98,6 %

12,8 MVA11,6 MW


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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 %


CIRCO228,1 kV99,2 %



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


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





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


Elem. Proyectados


13,800 kV

115,000 kV

230,000 kV

aperez

Rectangle

aperez

Stamp

aperez

Stamp

aperez

Typewritten Text


aperez

Stamp

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


225,4 kV98,0 %

23,1 MVA22,6 MW


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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



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 %


CIRCO227,2 kV98,8 %



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


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





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


Elem. Proyectados


13,800 kV

115,000 kV

230,000 kV

aperez

Rectangle

aperez

Typewritten Text


aperez

Stamp

aperez

Stamp

aperez

Stamp

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


226,5 kV98,5 %

13,8 MVA13,2 MW


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO227,7 kV99,0 %



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


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





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


Elem. Proyectados


13,800 kV

115,000 kV

230,000 kV

aperez

Rectangle

aperez

Typewritten Text


aperez

Stamp

aperez

Stamp

aperez

Stamp

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


230,3 kV100,1 %

9,8 MVA9,7 MW


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


45,7 MVA41,1 MW

0,9

73,7 MVA64,6 MW

0,9



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


44,4 MVA40,0 MW

0,9



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


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



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 %


CIRCO228,6 kV99,4 %



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


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





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


Elem. Proyectados


13,800 kV

115,000 kV

230,000 kV

aperez

Rectangle

aperez

Stamp

aperez

Stamp

aperez

Typewritten Text


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW

0,0


47,1 MVA47,1 MW


8,0 MVA7,2 MW

0,9

19,7 MVA19,7 MW



15,8 MVA15,8 MW


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 %


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 %


36,9 MVA36,4 MW



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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


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


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW

0,0


47,3 MVA47,2 MW


8,0 MVA7,2 MW

0,9

19,8 MVA19,7 MW



15,8 MVA15,8 MW


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 %


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


197,4 MVA194,9 MW

197,0 MVA194,4 MW

NUEVAESPERANZA

229,3 kV99,7 %


32,7 MVA32,6 MW



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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


214,5 kV93,2 %


164,7 MVA160,4 MW

PAIPA228,9 kV99,5 %

106,5 MVA102,1 MW

105,0 MVA101,0 MW

Leyenda


13,800 kV115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW

0,0


47,5 MVA47,4 MW


8,0 MVA7,2 MW

0,9

19,8 MVA19,8 MW



15,9 MVA15,9 MW


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 %


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


134,8 MVA127,7 MW

134,5 MVA127,4 MW

NUEVAESPERANZA

230,3 kV100,1 %


23,5 MVA22,7 MW



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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


213,6 kV92,9 %


57,0 MVA7,4 MW

PAIPA229,7 kV99,9 %

102,8 MVA97,8 MW

151,9 MVA148,9 MW

Leyenda


13,800 kV115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


42,3 MVA42,3 MW


8,0 MVA7,2 MW

0,9

17,3 MVA17,3 MW



15,3 MVA15,3 MW


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 %


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


168,5 MVA166,2 MW

168,1 MVA165,8 MW

NUEVAESPERANZA

230,9 kV100,4 %


28,8 MVA28,5 MW



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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


215,4 kV93,6 %


127,3 MVA109,2 MW

PAIPA229,3 kV99,7 %

104,8 MVA100,3 MW

125,2 MVA122,8 MW

Leyenda


13,800 kV115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW4,9 MVA0,0 MW

0,0


47,5 MVA47,4 MW


8,0 MVA7,2 MW

0,9

19,8 MVA19,8 MW



15,9 MVA15,9 MW


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 %


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


134,8 MVA127,7 MW

134,5 MVA127,4 MW

NUEVAESPERANZA

230,3 kV100,1 %


23,5 MVA22,7 MW



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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


213,6 kV92,9 %


57,0 MVA7,4 MW

PAIPA229,7 kV99,9 %

102,8 MVA97,8 MW

151,9 MVA148,9 MW

Leyenda


13,800 kV115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


27,4 MVA26,2 MW

26,1 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

9,9 MVA9,5 MW9,5 %



28,0 MVA27,9 MW24,5 %


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 %


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 %


215,5 MVA214,4 MW

38,4 %

215,0 MVA213,9 MW

38,3 %

NUEVAESPERANZA

229,7 kV99,9 %


17,0 MVA17,0 MW10,9 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


219,6 kV95,5 %


210,0 MVA207,8 MW

49,8 %

PAIPA228,9 kV99,5 %

107,4 MVA103,2 MW

21,9 %

Leyenda


Elem. No Alimentados13,800 kV115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


27,2 MVA26,2 MW

25,9 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

9,8 MVA9,4 MW9,4 %



28,3 MVA28,1 MW24,7 %


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 %


TUNAL224,0 kV97,4 %


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

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CHIVOR238,4 kV103,7 %

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15,8 %65,9 MVA65,8 MW

14,6 %

51,8 MVA33,4 MW

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GUAVIO236,1 kV102,7 %

191,2 MVA173,0 MW

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CIRCO222,3 kV96,6 %

292,6 MVA283,7 MW

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199,0 MVA197,2 MW

35,4 %

198,5 MVA196,8 MW

35,3 %

NUEVAESPERANZA

230,2 kV100,1 %


13,9 MVA13,8 MW

8,9 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


219,5 kV95,4 %


171,0 MVA167,9 MW

40,6 %

PAIPA229,4 kV99,7 %

106,1 MVA101,7 MW

21,6 %

Leyenda



230,000 kV


aperez

Stamp

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



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

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72,3 MVA61,6 MW11,5 %

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0,9

34,1 MVA32,6 MW43,3 %

OCOA

17,0 MVA14,7 MW

14,8 %

OCOA113,5 kV98,7 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


26,4 MVA25,3 MW

25,2 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

9,4 MVA9,0 MW9,0 %



28,8 MVA28,7 MW25,1 %


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 %


TUNAL224,1 kV97,4 %


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 %


136,4 MVA130,6 MW

24,2 %

136,1 MVA130,3 MW

24,1 %

NUEVAESPERANZA

230,9 kV100,4 %


3,1 MVA2,0 MW

2,0 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


218,4 kV95,0 %


53,0 MVA14,1 MW

12,6 %

PAIPA230,0 kV100,0 %

102,8 MVA97,7 MW20,9 %

Leyenda



230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


27,2 MVA26,2 MW

25,9 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

9,8 MVA9,4 MW9,4 %



28,3 MVA28,1 MW24,7 %


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 %


TUNAL224,0 kV97,4 %


129,7 MVA110,7 MW

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140,9 MVA135,5 MW

23,6 %

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6,1 %

BACATA231,2 kV100,5 %

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88,2 MVA83,8 MW

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26,9 MVA12,0 MW

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40,7 %

CHIVOR238,4 kV103,7 %

90,5 MVA80,8 MW

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NORTE232,8 kV101,2 %

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14,6 %

51,8 MVA33,4 MW

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GUAVIO236,1 kV102,7 %

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CIRCO222,3 kV96,6 %

292,6 MVA283,7 MW

53,1 %


199,0 MVA197,2 MW

35,4 %

198,5 MVA196,8 MW

35,3 %

NUEVAESPERANZA

230,2 kV100,1 %


13,9 MVA13,8 MW

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91,2 MVA90,9 MW

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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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


219,5 kV95,4 %


171,0 MVA167,9 MW

40,6 %

PAIPA229,4 kV99,7 %

106,1 MVA101,7 MW

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Leyenda



230,000 kV


aperez

Stamp

81,5 MVA70,2 MW54,4 %

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13,8 MVA13,6 MW

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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



81,5 MVA70,2 MW54,4 %

6,4 MVA5,5 MW

0,8

32,2 MVA32,1 MW32,8 %

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15,6 MVA14,0 MW

0,9

15,0 MVA14,2 MW

16,2 %

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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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


27,4 MVA26,2 MW

26,1 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

9,9 MVA9,5 MW9,5 %



28,0 MVA27,9 MW24,5 %


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 %


TUNAL224,2 kV97,5 %


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 %

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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 %


215,5 MVA214,4 MW

38,4 %

215,0 MVA213,9 MW

38,3 %

NUEVAESPERANZA

229,7 kV99,9 %


17,0 MVA17,0 MW10,9 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


219,6 kV95,5 %


210,0 MVA207,8 MW

49,8 %

PAIPA228,9 kV99,5 %

107,4 MVA103,2 MW

21,9 %

Leyenda



230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW

0,0


30,5 MVA29,9 MW29,1 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

11,5 MVA11,3 MW

11,0 %



26,5 MVA25,7 MW23,4 %


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 %


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 %


215,1 MVA213,9 MW

38,3 %

214,6 MVA213,4 MW

38,3 %

NUEVAESPERANZA

229,7 kV99,9 %


18,0 MVA16,8 MW11,6 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


225,0 kV97,8 %


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


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


29,9 MVA28,9 MW28,6 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

11,2 MVA10,8 MW

10,7 %



26,5 MVA25,7 MW23,4 %


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 %


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 %


197,4 MVA196,0 MW

35,0 %

197,0 MVA195,6 MW

35,0 %

NUEVAESPERANZA

230,7 kV100,3 %


15,7 MVA14,0 MW10,1 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


225,2 kV97,9 %


172,2 MVA168,8 MW

40,8 %

PAIPA229,4 kV99,7 %

106,4 MVA102,0 MW

21,7 %

Leyenda


115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


29,4 MVA28,3 MW28,1 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

10,9 MVA10,5 MW

10,4 %



26,4 MVA25,9 MW23,3 %


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 %


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 %


135,1 MVA129,1 MW

23,9 %

134,8 MVA128,8 MW

23,9 %

NUEVAESPERANZA

231,3 kV100,6 %


8,7 MVA2,4 MW5,6 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


224,4 kV97,6 %


54,4 MVA16,6 MW

12,9 %

PAIPA230,2 kV100,1 %

102,8 MVA97,6 MW

20,8 %

Leyenda


13,800 kV115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


23,8 MVA23,2 MW22,7 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

8,2 MVA8,0 MW

7,8 %



26,1 MVA25,4 MW23,1 %


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 %


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 %


169,2 MVA167,5 MW

29,9 %

168,8 MVA167,1 MW

29,9 %

NUEVAESPERANZA

231,4 kV100,6 %


12,7 MVA9,4 MW

8,1 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


225,6 kV98,1 %


117,1 MVA100,2 MW

27,8 %

PAIPA229,6 kV99,8 %

104,9 MVA100,2 MW

21,3 %

Leyenda


115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,0 MVA0,0 MW

0,0


22,0 MVA21,6 MW21,0 %


8,0 MVA7,2 MW

0,9

7,3 MVA7,1 MW

6,9 %



26,1 MVA25,3 MW23,1 %


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 %


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 %


183,3 MVA181,6 MW

32,6 %

182,9 MVA181,2 MW

32,5 %

NUEVAESPERANZA

230,3 kV100,2 %


13,0 MVA11,0 MW

8,4 %



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


11,1 MVA10,0 MW

0,9


185,6 MVA167,0 MW

0,9


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 %


225,1 kV97,9 %


152,6 MVA138,6 MW

36,2 %

PAIPA228,2 kV99,2 %

107,2 MVA101,9 MW

21,9 %

Leyenda


115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW

0,0


20,5 MVA19,7 MW

19,3 %


6,7 MVA6,0 MW

0,9

7,0 MVA6,8 MW6,6 %



23,7 MVA23,6 MW20,5 %


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 %


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 %


179,6 MVA170,1 MW

30,8 %

179,1 MVA169,8 MW

30,8 %

NUEVAESPERANZA

238,5 kV103,7 %


11,6 MVA11,6 MW

7,4 %



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


9,7 MVA8,8 MW

0,9


162,7 MVA146,5 MW

0,9


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 %


229,1 kV99,6 %


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


Elem. Proyectados


13,800 kV

115,000 kV

230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW

0,0


20,5 MVA19,8 MW

19,3 %


6,7 MVA6,0 MW

0,9

7,0 MVA6,9 MW6,6 %



23,8 MVA23,7 MW20,5 %


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 %


104,8 MVA100,8 MW

18,4 %

108,0 MVA92,0 MW

18,4 %

80,5 MVA21,2 MW12,6 %


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 %


162,0 MVA152,5 MW

27,7 %

161,6 MVA152,1 MW

27,7 %

NUEVAESPERANZA

239,1 kV104,0 %


9,7 MVA9,3 MW6,1 %



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


9,7 MVA8,8 MW

0,9


162,7 MVA146,5 MW

0,9


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 %


229,1 kV99,6 %


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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW

0,0


20,6 MVA20,1 MW

19,5 %


6,7 MVA6,0 MW

0,9

7,1 MVA7,0 MW6,7 %



23,6 MVA23,6 MW20,4 %


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 %


163,4 MVA162,2 MW

28,8 %

39,0 MVA13,5 MW

6,6 %

99,9 MVA73,7 MW15,6 %


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 %


92,7 MVA83,5 MW

15,9 %

92,5 MVA83,3 MW15,8 %

NUEVAESPERANZA

239,3 kV104,1 %


3,1 MVA3,0 MW2,0 %



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


9,7 MVA8,8 MW

0,9


162,7 MVA146,5 MW

0,9


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 %


227,3 kV98,8 %


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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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 %


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 %


0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW

0,0


17,3 MVA17,0 MW

16,3 %


6,7 MVA6,0 MW

0,9

5,5 MVA5,4 MW5,1 %



21,9 MVA21,8 MW18,8 %


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 %


131,7 MVA129,4 MW

23,1 %

80,1 MVA58,9 MW

13,6 %

80,1 MVA8,8 MW12,5 %


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 %


133,3 MVA125,2 MW

22,8 %

133,0 MVA124,9 MW

22,8 %

NUEVAESPERANZA

239,2 kV104,0 %


6,0 MVA6,0 MW3,8 %



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


9,7 MVA8,8 MW

0,9


162,7 MVA146,5 MW

0,9


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 %


227,3 kV98,8 %


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



115,000 kV230,000 kV


aperez

Stamp

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



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 %


0,0 MW0,0 MW5,1 MVA0,0 MW

0,0


16,1 MVA15,7 MW

15,2 %


6,7 MVA6,0 MW

0,9

4,8 MVA4,8 MW4,6 %

CAMPOBON 115,6 kV100,6 %


21,7 MVA21,5 MW18,7 %


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 %


120,7 MVA117,9 MW

21,2 %

100,8 MVA84,4 MW

17,1 %

82,5 MVA13,3 MW12,9 %


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 %


147,7 MVA138,0 MW

25,3 %

147,4 MVA137,7 MW

25,2 %

NUEVAESPERANZA

239,1 kV103,9 %


9,2 MVA9,1 MW5,8 %



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


9,7 MVA8,8 MW

0,9


162,7 MVA146,5 MW

0,9


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 %


228,9 kV99,5 %


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



115,000 kV230,000 kV


aperez

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