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ENTE OPERADOR REGIONAL

San Salvador, 03 de diciembre de 2010

IDENTIFICACION DE LA RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL

PARA EL AÑO 2011

IDENTIFICACIÓN DE LA RTR AÑO 2011

ÍNDICE 1. RESUMEN EJECUTIVO ........................................................................................................................ 2

1.1 Generalidades ......................................................................................................................................... 2

1.2 Red de Transmisión Regional, año 2011 ............................................................................................ 3

2. INTRODUCCIÓN .................................................................................................................................... 7

3. CONSIDERACIONES GENERALES ................................................................................................... 7

3.1 Programas de simulación y bases de datos ....................................................................................... 7

3.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC). ....................... 8

3.3 Enlaces extra-regionales ....................................................................................................................... 9

4. RESULTADOS RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2011 ............................................................ 9

4.1 Primer Paso: RTR Básica ...................................................................................................................... 9

4.2 Segundo paso: Nodos de Control ...................................................................................................... 11

4.3 Tercer paso: RTR Preliminar ............................................................................................................... 19

4.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar .......................................................... 48

4.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM ......................................................................... 55

ANEXO I. Líneas de transmisión modeladas con impedancia cero contenidas en la base de datos PSS/E. .............................................................................................................................................. 59

ANEXO II. Diagramas Unifilares detallados por paso de la RTR 2011. ............................................ 60

1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Generalidades El presente resumen ejecutivo incorpora los resultados de la aplicación de los cinco pasos de la metodología establecida en el Anexo A del Libro III del RMER para la identificación de las instalaciones que conforman la RTR, aplicable para el año 2011. Los pasos que contempla la metodología son los siguientes:

a) Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y de los enlaces extra-regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la línea SIEPAC cuando ésta entre en servicio;

b) Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

c) La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio de líneas u otros elementos de transmisión;

d) Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

e) El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los pasos “a-d” cuando estos se muestren necesarios para cumplir con los CCSD

1.2 Red de Transmisión Regional, año 2011 A continuación se muestra un resumen de las cantidades de las instalaciones que resultaron de la ejecución de la metodología, para cada país de la región, en comparación con las contenidas en las bases de datos utilizadas, aplicable para el año 2011.

Línea de interconexión1 Voltaje (kV) Países

Los Brillantes – Frontera Guatemala/México2 400 Guatemala hasta la frontera con

México Moyuta - Ahuachapán 230 Guatemala – El Salvador 15 de Septiembre – Agua Caliente (1)

230 El Salvador - Honduras

Prados – León I 230 Honduras - Nicaragua

Amayo - Liberia 230 Nicaragua – Costa Rica

Río Claro - Progreso 230 Costa Rica - Panamá

Cahuita – Changuinola 230 Costa Rica - Panamá

Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países

Aguacapa – Ahuachapán 230

Interconexión Guatemala –El Salvador

Guatemala Norte – Panaluya 230 Guatemala

Panaluya – San Buenaventura 230 Interconexión Guatemala -

Honduras Ahuachapán – Nejapa (un circuito) 230 El Salvador

15 de Septiembre – Nejapa (un circuito)

230 El Salvador

15 de Septiembre - Agua Caliente (2)

230 Interconexión Honduras – El

Salvador Cajón – San Buenaventura3 230 Honduras Toncontín – San Buenaventura4 230 Honduras

Agua Caliente – P. Sandino 230 Interconexión Honduras - Nicaragua

P. Sandino - Ticuantepe 230 Nicaragua

Ticuantepe - Cañas 230 Interconexión Nicaragua – Costa

Rica 1 Las interconexiones internacionales se componen por los tramos de línea que pertenecen a cada uno de los países que interconectan, desde la subestación frontera respectiva, hasta la frontera física de dichos países. 2 El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula, cuyos No. de Bus y Nombre en la BDD del PSS/E son 14319 y TPAPOT respectivamente. El tramo en México de la línea no forma parte de la RTR 3 Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 1. 4 Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 2.

Cañas - Parrita 230 Costa Rica

Río Claro – Palmar Norte 230 Costa Rica

Río Claro - Veladero 230 Interconexión Costa Rica - Panamá

El tramo de las líneas de interconexión en cada país debe considerarse como elementos adicionales a los presentados en las siguientes tablas resumen.

Guatemala Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

400 1 1 230 20 14 138 17 0 69 194 0

Total 232 15

Líneas de Transmisión

400 1 1 230 27 18 138 16 0 69 199 0

Total 243 19

Transformadores de dos

devanados

400/230 1 1 230/138 1 0 230/69 5 0 138/69 3 0

Total 10 1 Transformadores

de tres devanados

230/69/13.8 7 0

230/138/13.8 2 0

230/69/13.2 1 0

Total 10 0

El Salvador

Elemento de Transmisión

Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

Nodos 230 3 3 115 25 17

Total 28 20

115 38 19

230 4 4 Total 42 23

Transformadores de tres

devanados 230/115/46 6 6

Total 6 6

Honduras Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

Nodos 230 11 10 138 35 16 69 26 3

Total 72 29

230 15 14 138 41 18 69 23 1

de dos devanados

230/138 4 3

138/69 7 3

de tres devanados

230/138/13.8 2 2

Total 2 2

Nicaragua Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

Nodos 230 10 7 138 44 12 69 47 2

Total 101 21

230 11 8 138 45 9 69 40 1

Total 96 18

devanados 138/69 6 0

Total 6 0

Transformadores de tres

devanados

230/138/13.8 9 6

138/69/13.8 3 1

138/69/14.4 1 0 Total 13 7

Costa Rica Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

Nodos 230 35 27 138 34 23

Total 69 50 Líneas de

Transmisión 230 47 36 138 44 30

Total 91 66

Autotransformadores 230/138/13.8 13 13

230/69/13.8 0 0

Total 13 13

Panamá Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

Nodos 230 24 21 115 38 9

Total 62 30 Líneas de

Transmisión 230 37 34 115 47 13

Total 84 47

devanados 230/115 1 0

de tres devanados

230/115/34.5 10 0

230/115/13.8 5 3

Total 15 3

2. INTRODUCCIÓN

El II Protocolo del Tratado del Mercado Eléctrico Regional establece en su artículo 4 la reforma al artículo 12 del Tratado del Mercado Eléctrico Regional, adicionando un segundo párrafo que se lee así: “Los sistemas interconectados nacionales de la región, que conjuntamente con las líneas de interconexión existentes y futuras entre los países miembros posibilitan las transferencias de energía y las transacciones en el Mercado Eléctrico Regional, integran la red de transmisión regional”. El Ente Operador Regional (EOR) ha utilizado la metodología establecida en el RMER, para la identificación de la Red de Transmisión Regional (RTR), aplicable para el año 2011. Según lo establecido en el apartado 2.1.3 del Libro III del RMER, la definición de la RTR es utilizada para: a) Especificar los nodos desde los que se pueden presentar

ofertas para transacciones de oportunidad en el MER o entre aquellos en los cuales se pueden declarar contratos regionales;

b) Identificar los nodos entre los cuales se pueden asignar DT y verificar la calidad de servicio;

c) Definir el conjunto mínimo de instalaciones observables en las cuales el EOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM;

d) Establecer y calcular los CURTR y los CVT. El presente informe contiene los resultados de aplicar los cinco pasos de la metodología detallada en el Anexo A del libro III del RMER.

3. CONSIDERACIONES GENERALES

Las consideraciones tomadas en cuenta en el desarrollo del proceso de identificación de la RTR para el año 2011 son las siguientes: 3.1 Programas de simulación y bases de datos La numeración y los nombres para los elementos de la RTR, que se muestran en este documento, han sido tomados de la base de datos

regional del PSS/E aplicables para el escenario de verano del año 2011, respectivamente. Es importante mencionar que en la base de datos del PSS/E hay líneas que se modelan con el criterio de "Impedancia Cero", estos elementos no son líneas de transmisión, sino que son dispositivos que sirven para unir dos buses en un mismo nivel de voltaje en una misma subestación, por lo que no deben considerarse como líneas de transmisión, ya que son elementos ficticios para propósitos de modelación de esquemas de barras. En el anexo I, se detallan estos elementos. La metodología que el RMER desarrolla para la identificación de la RTR, en su cuarto paso, establece que se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las simulaciones. Para la identificación de la RTR para el año 2011, se consideró lo siguiente: a) El modelo de planeamiento operativo utilizado es el SDDP b) La base de datos regional del SDDP utilizada en la metodología,

corresponde a la resultante del proceso de actualización para el año 2011, realizada por el Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO).

La Base de Datos en SDDP mencionada, contiene el detalle completo de las redes de transmisión nacionales y los datos de generación y demanda informadas por los OS/OM.

c) Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los

resultantes del Estudio Anual Indicativo Segundo Semestre 2010, actualmente vigentes.

3.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC).

Para la RTR aplicable para el año 2011, se incluyeron en los análisis y bases de datos los tramos y subestaciones de la línea SIEPAC, en base al último cronograma disponible de puesta en servicio, informado oficialmente por la Empresa Propietaria de la Red (EPR); a excepción del tramo Parrita – Palmar Norte.

3.3 Enlaces extra-regionales Se ha considerado el enlace extra-regional entre los países de Guatemala y México por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicho enlace, forma parte de la RTR básica para el año 2011. 4. RESULTADOS RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2011 4.1 Primer Paso: RTR Básica Para el año 2011, los nodos a incluir en la RTR básica son los nodos y líneas que forman parte de las interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV y los tramos que entrarán en operación de la línea SIEPAC para este año. A continuación se listan los elementos de transmisión que se consideran parte de la RTR básica, para cada sistema eléctrico nacional de la región.

Tabla 4.1. Nodos pertenecientes a la RTR Básica

País Nodo Voltaje

(kV) No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Guatemala

Los Brillantes 400 9113 LBR-400 Moyuta5 230 1125 MOY-231

Aguacapa 230 1101 AGU-230 Guatemala Norte 230 1108 GNO-231

Panaluya 230 1710 PAN-230

El Salvador Ahuachapán 230 28161 AHUA-230

15 de Septiembre 230 28181 15SE-230 Nejapa 230 28371 NEJA-230

Honduras

Agua Caliente 230 3301 AGC B624 Prados 230 3310 PRD B618

Toncontín 230 3155 TON B610 Cajón 230 3032 CJN B601

San Buenaventura 230 3300 SBV-230

Nicaragua

León I 230 4403 LNI-230 Amayo 230 4750 AMY-230

P. Sandino 230 4402 PSN-230 Ticuantepe 230 4406 TCP-230

Costa Rica

Liberia 230 50000 LIB230A

Río Claro 230 56050 RCL230A 56052 RCL230B

Cahuita 230 58350 CAH230

Cañas 230 50050 CAS230A 50052 CAS230B

Parrita 230 54000 PAR230 5 Se aclara que físicamente existe un único nodo que corresponde a la Subestación Moyuta; sin embargo por motivos de modelación en la base de datos se han creado tres nodos 1126 (MOY-230), 1125 (MOY-231), y el 1129 (MOY-232).

País Nodo Voltaje

Nombre (PSS/E)

Palmar Norte 230 56100 PNO230A 56102 PNO230B

Panamá

Progreso6 230 6014 PRO230 Veladero 230 6182 VEL230

Changuinola 230 6260 CHA230

Tabla 4.2. Líneas de interconexión pertenecientes a la RTR Básica.

Línea de interconexión Voltaje (kV) Países

Los Brillantes – Frontera Guatemala/México7 400

Guatemala hasta la frontera con México

Moyuta – Ahuachapán 230 Guatemala – El Salvador 15 de Septiembre – Agua Caliente circuito 1

230 El Salvador - Honduras

Prados – León I 230 Honduras - Nicaragua

Amayo – Liberia 230 Nicaragua – Costa Rica

Río Claro – Progreso 230 Costa Rica - Panamá

Cahuita – Changuinola 230 Costa Rica - Panamá

Tabla 4.3. Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica.

Aguacapa – Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala –El

Salvador Guatemala Norte – Panaluya 230 Guatemala

Panaluya – San Buenaventura 230 Interconexión Guatemala -

Honduras Ahuachapán – Nejapa circuito 1 230 El Salvador

15 de Septiembre – Nejapa circuito 1

230 El Salvador

15 de Septiembre - Agua Caliente circuito 2 230

Interconexión Honduras – El Salvador

Cajón – San Buenaventura8 230 Honduras Toncontín – San Buenaventura9

230 Honduras

6 En la Base de Datos del PSS/E para PAN, el nodo de interconexión es el 6000 (FRONTER); pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es considerado. 7 El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula, cuyos No. de Bus y Nombre en la BDD del PSS/E son 14319 y MX 400 respectivamente. El tramo en México de la línea no forma parte de la RTR 8 Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 1. 9 Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 2.

Agua Caliente – P. Sandino 230 Interconexión Honduras - Nicaragua P. Sandino – Ticuantepe 230 Nicaragua

Ticuantepe – Cañas 230 Interconexión Nicaragua – Costa

Rica Cañas – Parrita 230 Costa Rica Río Claro – Palmar Norte 230 Costa Rica Río Claro – Veladero 230 Interconexión Costa Rica - Panamá

4.2 Segundo paso: Nodos de Control El paso 2 de la metodología “Identificación de los nodos de control”, establece: “Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la inyección/retiro de energía en forma independiente de otros nodos. Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial al sistema mallado. Cuando existan grandes usuarios con una capacidad comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al sistema mallado se pueden también incorporar a esta definición. Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más altos en cada país (ejemplo: 230 y 138kV, ó 230 y 115kV). La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de energía”. La aplicación del paso 2 de la metodología se ha realizado considerando lo establecido en el Anexo A del Libro III del RMER. A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema eléctrico nacional de la región.

IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2011

ENTE OPERADOR REGIONAL 12

Tabla 4.4. Nodos de control del sistema eléctrico de Guatemala.

País Nodo

Observaciones Nombre

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA Alborada 230 1102 ALB-230 Recibe generación de forma radial de las plantas Arizona, Enron, Sidegua, San José y Tampa.

GUA Escuintla 230 1106 ESC-231 Es el nodo de control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión Moyuta 230 kV y Panaluya 230kV y recibe generación de forma radial de las plantas Escuintla, SIS-D y Las Palmas

GUA Esperanza 230 1119 ESP-230 Nodo que tiene asociada generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de Xacbal

GUA San Joaquín 230 1120 SJQ-230 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Aguacapa 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Arizona

GUA Siquinalá 230 1132 SIQ-230 Recibe generación de forma radial desde el nodo Magdalena 230 kV

GUA Tac Tic 230 1444 TIC-231

Recibe generación de forma radial de la planta Chixoy 1448 TIC-232

Tabla 4.5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador .

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

SAL 5 de Noviembre 115 27101 5NOV-115 Recibe generación en forma radial de la planta 5 de Noviembre

SAL Acajutla 115 27131 ACAJ-115 Recibe generación en forma radial de la planta Acajutla, también se alimenta demanda desde este nodo.

SAL Ahuachapán 115 27161 AHUA-115 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán; también se alimenta demanda de este nodo

SAL Cerrón Grande 115 27171 CGRA-115 Recibe Generación de la planta Cerrón Grande, también se alimenta demanda desde este nodo.

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

SAL 15 de

Septiembre 115 27181 15SE-115 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión 15 de septiembre 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta 15 de septiembre; también se alimenta demanda de este nodo

SAL Berlín 115 27211 BERL-115 Recibe generación de la planta Berlín

SAL Soyapango 115 27301 SOYA-115 Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la planta Soyapango

SAL Santa Ana 115 27351 SANA-115 Recibe generación en forma radial de la planta Guajoyo. También se alimenta demanda desde este nodo

SAL Nejapa 115 27371 NEJA-115 Recibe generación de la planta Nejapa. También se alimenta demanda en este nodo

SAL Sonsonate 115 27411 SONS-115 Recibe generación de la planta CASSA, y tiene demanda asociada

SAL Talnique 115 27481 TALN-115 Recibe generación de la planta Talnique

Tabla 4.6. Nodos de control del sistema eléctrico de Honduras

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Cañaveral 138 3029 CRL B501

Nodo que tiene asociada generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de las plantas Cañaveral y Níspero

HON Pavana 230 3034 PAV B620

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Prados, 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas LUFUSSA Valle y LUFUSSA San Lorenzo

HON Progreso 138 3038 PGR B509

Nodo que tiene asociada generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación de las plantas Ceiba Térmica, GUA B337, LGL U01, CUYAMAPA, CAHSA

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Choloma 138 3049 CHM B539

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta Emce Choloma

HON Comayagua 138 3060 CYG B536

Nodo que tiene asociada generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta El Coyolar y La Esperanza

HON La Puerta 138 3078 LPT B503 Nodo que tiene asociada generación y retiro

HON Masca 138 3082 MAS B544

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas CYM U01, COR U01 y SCA U01

HON Río Lindo 138 3098 RLN B521

Recibe generación en forma radial de la planta Río Lindo

HON Santa Fe 138 3101 SFE B505

Nodo que tiene asociada generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta Santa Fe

HON Térmica Sulzer 138 3122 TSZ B526

Nodo que tiene asociada generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de Térmica Sulzer, Elcosa y Térmica Alsthom

HON Villanueva 138 3123 VNU B520

Nodo que tiene asociada generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de IHS U01

HON Agua Prieta 138 3204 AGP B556

Recibe generación en forma radial de la planta Enersa

HON LUFUSSA 230 3355 LUT B622

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Agua Caliente, 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta LUFUSSA 3

Tabla 4.7. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua .

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

NIC Acahualinca 138 4300 ACH-138 Recibe generación de la planta Las Brisas. También se alimenta demanda

desde este nodo.

NIC Benjamín Zeledón 138 4306 BZN-138 Recibe generación de la planta Che Guevara No.5. También se alimenta

demanda desde este nodo.

NIC Los Brasiles 138 4315 LBS-138 Recibe generación de las plantas Momotombo, Hugo Chávez II, Hugo

Chávez III y Che Guevara ubicación Nagarote

NIC León I 138 4316 LNI-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente generación de la

Planta Energética Corinto y Che Guevara ubicación León I

NIC Managua 138 4317 MGA-138 Nodo que tiene asociada generación y retiro. A este nodo se conecta

radialmente la generación de la Managua y Che Guevara ubicación Managua

NIC Masaya 138 4319 MSY-138 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Amayo,

230 kV, recibe generación de forma radial de las plantas Che Guevara ubicación Masaya y de GCG-24.9 (4162)

NIC Planta Santa Bárbara

138 4329 PSB-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente generación de la planta Santa Bárbara

NIC Sébaco 138 4331 SEB-138 Nodo que tiene demanda y recibe generación en forma radial de Planta

Centroamérica

NIC San Jacinto Power 138 4334 SJP-138T Recibe generación en forma radial de la planta San Jacinto Power

NIC Tipitapa 138 4336 TPT-138 Recibe generación en forma radial de la Planta Tipitapa Power y Planta

Che Guevara ubicación Tipitapa

NIC Planta Nicaragua 230 4405 PNI-230 Es el nodo de control eléctricamente más cercano a los nodos de

interconexión León I 230 kV y Subestación Sandino, 230 kV y recibe generación de forma radial de Amfels y Planta Nicaragua

Tabla 4.8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica.

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI Cañas 138

50054 CAS138A Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Cañas, 230 kV y recibe generación de forma radial de VIE 13.8; también tiene asociado retiro CRI 50056 CAS138B

CRI Corobicí 230

50100 COR230A Nodo que tiene asociada generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de JM Dengo y el Sandillal CRI 50102 COR230B

CRI Arenal 230

50200 ARE230A Recibe generación de las plantas Arenal, Tejona, PESA y Aeroenergía

CRI 50202 ARE230B CRI

Miravalles 230 50250 MIR230A Recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los

Negros y Canalete CRI 50252 MIR230B

CRI Mogote 230

50300 MOG230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Mogote

CRI Barranca 230 50350 BAR230 Nodo que tiene asociada generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de la Planta Barranca

CRI Ciudad Quezada 230 50650 CQU230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Toro 230 50700 TOR230 Recibe generación de la planta Toro

CRI Peñas Blancas 230

50800 PBL230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de la Planta Peñas Blancas

CRI Garabito 230 50900 GAB230 Recibe generación de forma radial de las planta Garabito CRI

Cariblanco 230 50950 CAR230A

Recibe generación de la planta Cariblanco CRI 50952 CAR230B CRI

La Caja 230 53000 CAJ230A

Nodo que tiene asociados generación y retiro. CRI 53002 CAJ230B CRI

Lindora 230 53050 LIN230A

Nodo que tiene generación asociada CRI 53052 LIN230B CRI

La Caja 138 53004 CAJ138A Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se

conectan radialmente Garita, Naranjo, Coco, Poa y San Antonio CRI 53006 CAJ138B

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI Alajuelita

138 53454 ALA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta radialmente la generación de Anonos

CRI Colima

138 53654 COL138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta radialmente la generación de la planta Colima

CRI Sabanilla 138 53704 SAB138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. CRI Cóncavas 138 53754 COV138 Nodo que tiene asociados generación y retiro.

CRI Río Macho

138 53854 RMA138 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Río Claro, 230 kV, recibe generación de forma radial de la planta Río Macho y tiene demanda asociada

CRI Cachí 138

58004 CAC138A Recibe generación de las plantas Cachí y La Joya

CRI 58006 CAC138B CRI Turrialba 138 58054 TUR138 Nodo que tiene generación y demanda asociadas CRI

Angostura 138 58104 ANG138A

Recibe generación de forma radial de la planta Garabito CRI 58106 ANG138B

CRI Trapiche 138 58154 TRA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente Leesville y El General

CRI Moín 138

58304 MOI138A Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI 58305 MOI138B

CRI 58306 MOI138C

Tabla 4.9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

PAN Panamá 115 6002 PAN115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de Planta Panamá

PAN Panamá II 230 6003 PANII230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación de las plantas Bayano, COPESA y Pacora

PAN Chorrera 230 6005 CHO230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la planta Pan-am

PAN Mata de Nance 230 6011 MDN230 Nodo que tiene asociados centros de demanda y generación. Recibe generación de las plantas La Estrella, Los Valles, MEND 34.5, Algarrobos, EGESA CHAZ

PAN Las Minas 1 115 6059 LM1115 Recibe radialmente generación de la planta Las Minas 1 PAN Las Minas 2 115 6060 LM2115 Recibe radialmente generación de la planta Las Minas 2 PAN Fortuna 230 6096 FOR230 Recibe radialmente generación de la planta Fortuna

PAN Cemento Panamá 115 6170 CPA115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación de la planta El Giral

PAN Guasquitass 230 6179 GUA230 Recibe radialmente generación de las plantas Estí, Gualaca y Lorena. PAN Cativá 115 6270 CAT 115 Recibe radialmente generación de la planta Cativá PAN Cativá II 115 6290 CAT II 11 Recibe radialmente generación de la planta Termo Colón

PAN Baitún 230 6330 BAI230 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y recibe radialmente generación de la planta Baitún

4.3 Tercer paso: RTR Preliminar La RTR preliminar es el conjunto formado por los nodos y líneas de los pasos anteriores y las líneas y nodos intermedios que los unen mediante el camino eléctrico más corto (menor impedancia) en cada nivel de tensión. La RTR preliminar debe ser continua desde Panamá hasta Guatemala. En este paso, para conectar los nodos de control a la red básica se escoge un nodo de control a la vez, en cada oportunidad el más cercano a la red básica. Al comienzo, los nodos de la interconexión son los límites de la red básica, pero a medida que se agregan conexiones de los nodos de control a ellos, la red básica se va internando en los sistemas eléctricos nacionales. Para obtener el camino eléctrico más corto se realizaron corridas de flujo en DC, se colocó una carga en los nodos de la RTR básica y un generador en el nodo de control en evaluación, se escogió el escenario de menor pérdida y se siguió la ruta por la que se desplaza el mayor porcentaje de flujo de potencia. Los elementos de transmisión que se encontraron en esta ruta, son los que se consideran como parte de la RTR preliminar. Luego se revisó que la RTR fuese continua, si no era el caso se procedió a unirla por el camino eléctrico más corto, de la siguiente forma:

a) Se colocó una carga en el nodo de control en análisis y un generador en otro nodo de control

b) Luego se intercambió la carga y el generador entre los nodos de control en análisis

c) De los escenarios anteriores, se seleccionó el escenario que presenta la menor pérdida de potencia

d) Si existen más nodos de control a los cuales puede conectarse el nodo de control en análisis, se repitieron los pasos indicados en los literales del (a) al (c), para cada una de las posibles opciones

e) Se seleccionaron los elementos de transmisión de la ruta que presentó las menores pérdidas de todas las identificadas hasta el literal (d) anterior.

Adicionalmente, en los casos donde existen elementos en paralelo, se consideró que el conjunto de tales elementos conforma la ruta de menor impedancia del tramo. A continuación se listan los elementos de transmisión que se consideran parte de la RTR preliminar, para cada sistema eléctrico nacional de la región.

Tabla 4.10. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA Los Brillantes 230 1110 LBR-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Esperanza 230 kV (1119) al nodo de la RTR básica Los brillantes 400 kV (9113)

GUA Guatemala Sur 230 1109 GSU-231 Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua GUA Guatemala Este 230 1107 GES-231

Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua GUA Moyuta10 230 1126 MOY-230

GUA Moyuta11 230 1129 MOY-232

10 El nodo Moyuta (No. Bus 1126) no se ha considerado para el conteo de elementos de la RTR del paso 3, debido a que es el mismo nodo de Moyuta de la RTR Básica (No. Bus 1125, MOY-231), es decir ya fue considerado en el paso 1 para el conteo. 11 El nodo Moyuta (No. Bus 1129) no se ha considerado para el conteo de elementos de la RTR del paso 3, debido a que es el mismo nodo de Moyuta de la RTR Básica (No. Bus 1125, MOY-231), es decir ya fue considerado en el paso 1 para el conteo. Asimismo, se aclara que el nodo 1129 (MOY-232) es un nodo ficticio en la base de datos, el cual representa el punto correspondiente a la derivación para la conexión de la Subestación Moyuta.

Tabla 4.11. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Línea de Transmisión

Desde Nodo Hacia Nodo Voltaje

(kV) Id Comentario

Nombre No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA San Joaquín 1120 SJQ-230 Aguacapa 1101 AGU-230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control San Joaquín 230 kV (1102) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).

GUA Alborada 1102 ALB-230 San Joaquín 1120 SJQ-230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Alborada 230 kV (1102) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).

Escuintla

1106 ESC-231

Alborada

1102 ALB-230 230 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Escuintla 230 kV (1106) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).

GUA 1106 ESC-231 1102 ALB-230 230 2

GUA Esperanza 1119 ESP-230 Los Brillantes 1110 LBR-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Esperanza 230 kV (1119) al nodo de la RTR básica Los brillantes 400 kV (9113)

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E) Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA Siquinalá 1132 SIQ-230 Escuintla 1106 ESC-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Siquinalá 230 kV (1132) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).

GUA Tac Tic 1444 TIC-231 Guatemala

Norte 1108 GNO-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Tac Tic 230 kV (1444 y 1448) al nodo de la RTR básica Guatemala Norte (1108)

GUA Tac Tic 1448 TIC-232 Guatemala

Norte 1108 GNO-231 230 1

GUA Siquinalá 1132 SIQ-230 Los Brillantes 1110 LBR-231 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

GUA Escuintla 1106 ESC-231 Guatemala

Sur 1109 GSU-231 230 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

GUA Escuintla 1106 ESC-231 Guatemala

Sur 1109 GSU-231 230 2

GUA Guatemala Sur

1109 GSU-231 Guatemala

Norte 1108 GNO-231 230 1

(kV) Id Comentario

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA Guatemala Sur

1109 GSU-231 Guatemala Este

1107 GES-231 230 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

GUA Guatemala Este

1107 GES-231 Moyuta 1129 MOY-232 230 1

GUA Moyuta 1129 MOY-232 Moyuta 1126 MOY-230 230 2

GUA Moyuta 1126 MOY-230 Moyuta 1125 MOY-231 230 1

Tabla 4.12. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala. 12

Transformador de tres devanados

Subestación

(kV) Id Comentario No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA Los Brillantes 9113 LBR-400 1110 LBR-231 400/230 1

Transformador que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Esperanza 230 kV (6002) al nodo de RTR básica Los brillantes 400 kV (9113)

Tabla 4.13. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

SAL Opico 115 27381 OPIC-115 Nodo necesario para conectar el nodo de control SANA-115 (27351) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

SAL San Antonio Abad 115 27361 SANT-115 Nodo necesario para conectar el nodo de control TALN-115 (27481) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

12 En los Brillantes se encuentran instalados 3 Autotransformadores de 3 devanados 400/230/13.8 kV monofásicos de 75 MVA cada uno. Actualmente se encuentra modelado en la base de datos regional según la Tabla 4.12; en las siguientes revisiones se hará la respectiva modelación en las bases de datos regionales.

Tabla 4.14. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

SAL Cerrón Grande

27171 CGRA-115

Nejapa

27371 NEJA-115 115 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Cerrón Grande 115 kV (27351) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV

27171 CGRA-115 27371 NEJA-115 115 2

SAL 5 de Noviembre

27101 5NOV-115 Cerrón Grande

27171 CGRA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control 5 de Noviembre 115 kV (27101) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

SAL Sonsonate 27411 SONS-115 Ahuachapán 27161 AHUA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Sonsonate 115 kV (27411) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV (28161)

SAL Acajutla

27131 ACAJ-115

Sonsonate

27411 SONS-115 115 1 Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Acajutla 115 kV (27131) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV

27131 ACAJ-115 27411 SONS-115 115 2

SAL Berlín 27211 BERL-115 15 de

Septiembre 27181 15SE-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Berlín 115 kV (27211) al nodo de la RTR básica 15 de Septiembre 230 kV (28181)

SAL Soyapango 27301 SOYA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Soyapango 115 kV (27301) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

SAL Santa Ana 27351 SANA-115 Opico 27381 OPIC-115 115 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Santa Ana 115 kV (27351) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

SAL Opico 27381 OPIC-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

SAL Talnique 27481 TALN-115

San Antonio Abad

27361 SANT-115 115 1 Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Talnique 115 kV (27481) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

SAL San Antonio Abad

27361 SANT-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

Tabla 4.15. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

Subestación

Desde Nodo Hacia Nodo (1) Hacia Nodo (2) Voltaje

(kV) Id Comentario No. Bus

(PSS/E) Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

SAL Nejapa

28371 NEJA-230 27371 NEJA-115 24371 NEJA-46 230/115

/4613 NEJA_

Conecta el Nodo de Control Nejapa 115 kV (27371) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

28371 NEJA-230 27371 NEJA-115 24371 NEJA-46 230/115

/4614 NEJA_

13 El tercer devanado será de 23 kV, en las próximas revisiones de la base de datos regional se hará esta modificación. 14 El tercer devanado será de 23 kV, en las próximas revisiones de la base de datos regional se hará esta modificación.

Subestación

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

SAL 15 de Septiembre

27181 15SE-115 28181 15SE-230 24182 15SE-46 230/115

/46 INTER

Conecta el Nodo de Control 15 de Septiembre (27181) al Nodo de la RTR básica 15 de Septiembre 230 kV (28181)

27181 15SE-115 28181 15SE-230 24182 15SE-46 230/115

/46 INTER

Ahuachapán

28161 AHUA-230 27161 AHUA-115 24161 AHUA-46 230/115

/46 INTER

1 Conecta el Nodo de Control Ahuachapán 115 kV (27161) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV (28161)

28161 AHUA-230 27161 AHUA-115 24161 AHUA-46 230/115

/46 INTER

Tabla 4.16. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Progreso 230 3095 PGR B603 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PROGRESO 138 kV (3038) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032)

HON Suyapa

230 3033 SUY B612 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032) HON 138 3030 SUY B515

País Nodo

Observaciones Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

HON San Pedro Sula 138 3203 SPS B558 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control La Puerta 138 kV (3078) al nodo de la RTR básica Toncontín 230 kV (3155) HON Santa Marta 138 3108 SMT B534

Tabla 4.17. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

HON Pavana 3034 PAV B620 Agua Caliente

3301 AGC B624 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Pavana 230 kV (3034) al nodo de la RTR básica Agua Caliente 230 kV (3301).

HON Agua Caliente

3301 AGC B624 LUFUSSA 3355 LUT B622 230 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir LUFFUSSA (3355) al nodo de la RTR básica Agua Caliente 230 kV (3301). HON

Agua Caliente

3301 AGC B624 LUFUSSA 3355 LUT B622 230 2

HON Santa Fe 3101 SFE B505 Suyapa 3030 SUY B515 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Toncontín 230 kV (3155).

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

HON Comayagua 3060 CYG B536 Santa Fe 3060 SFE B505 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Comayagua 138 kV (3060) al nodo de la RTR básica Toncontín 230 kV (3155).

HON Río Lindo 3098 RLN B521 Progreso 3038 PGR B509 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Río Lindo 138 kV (3098) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

HON Cañaveral 3029 CRL B501 Río Lindo 3098 RLN B521 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cañaveral 138 kV (3029) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

HON La Puerta

3078 LPT B503 San Pedro

3203 SPS B558 138 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control La Puerta 138 kV (3078) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

HON 3078 LPT B503 3203 SPS B558 138 2

HON San Pedro Sula

3203 SPS B558 Santa Marta

3108 SMT B534 138 1

HON Santa Marta 3108 SMT B534 Progreso 3038 PGR B509 138 1

HON Villanueva 3123 VNU B520 San Pedro Sula

3203 SPS B558 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Villanueva 138 kV (3123) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

HON Agua Prieta 3204 AGP B556 San Pedro 3203 SPS B558 138 1 Tramo de la ruta eléctrica más

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

HON 3204 AGP B556

3203 SPS B558 138 2

corta para unir el nodo de control Agua Prieta 138 kV (3204) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

HON Choloma 3049 CHM B539 Agua Prieta

3204 AGP B556 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Choloma 138 kV (3049) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

HON Masca 3082 MAS B544 Choloma 3049 CHM B539 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Masca 138 kV (3082) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

HON Térmica Sulzer

3122 TSZ B526 Masca 3082 MAS B544 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Térmica Sulzer 138 kV (3122) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

HON Pavana 3034 PAV B620 Prados 3310 PRD B618 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

HON Toncontín

3155 TON B610 Agua

Caliente

3301 AGC B624 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

HON 3155 TON B610 3301 AGC B624 230 2

Tabla 4.18. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

Transformador de dos devanados

Subestación Desde Nodo Hacia Nodo

Voltaje (kV)

Id Comentario No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Suyapa 3030 SUY B515 3033 SUY B612 230/138 SUY T611

Transformador que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Toncontín 230 kV (3155)

HON Progreso 3038 PGR B509 3095 PGR B603 230/138 PGRT603 Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Progreso 138 kV (3038) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032)

HON Progreso 3038 PGR B509 3095 PGR B603 230/138 PGRT604

Tabla 4.19. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

Subestación

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Suyapa

3033 SUY B612 3030 SUY B515 3131 SUY R212

230/138/13.8

SUY T612

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Toncontín 230 kV (3155)

3033 SUY B612 3030 SUY B515 3132 SUY R213

230/138/13.8

SUY T613

Tabla 4.20. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

NIC Los Brasiles 230 4401 LBS-230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406).

NIC Masaya 230 4404 MSY-230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406).

NIC Malpaisillo 138 4318 MLP-138 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PSB-138 (4329) al nodo de la RTR básica León I 230 kV (4403).

Tabla 4.21. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Línea de Transmisión Desde Nodo Hacia Nodo

Voltaje (kV)

Id Comentario Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

NIC Planta

Nicaragua 4405 PNI-230 P. Sandino 4402 PSN-230 230 1 Tramos de la ruta eléctrica

más corta para unir el nodo de control Planta Nicaragua 230 kV (4405) al nodo de la RTR básica P. Sandino 230 kV (4402).

NIC Planta

Nicaragua 4405 PNI-230 P. Sandino 4402 PSN-230 230 2

NIC San Jacinto

Power 4334 SJP-138T León I 4316 LNI-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control San Jacinto Power 138 kV (4334) al nodo de la RTR básica León I 230 kV (4403)

NIC Planta Santa

Bárbara 4329 PSB-138 Malpaisillo 4318 MLP-138 138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Planta Santa Bárbara 138 kV (4329) al nodo de la RTR básica León I 230 kV (4403)

NIC Malpaisillo 4318 MLP-138 San Jacinto

Power 4334 SJP-138T 138 1

NIC Sébaco 4331 SEB-138 Planta Santa

Bárbara 4329 PSB-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Sébaco 138 kV (4331) al nodo de la RTR básica León I 230 kV (4403)

NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 Ticuantepe 4406 TCP-230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control de Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de la RTR

Voltaje (kV)

Id Comentario Nombre No. Bus

Nombre (PSS/E)

básica Ticuantepe 230 kV (4406)

NIC Acahualinca 4300 ACH-138 Los Brasiles 4315 LBS-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Acahualinca 138 kV (4300) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

NIC Managua 4317 MGA-138 Acahualinca 4300 ACH-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Managua 138 kV (4317) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

NIC Masaya 4404 MSY-230 Ticuantepe 4406 TCP-230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230kV (4406)

NIC Tipitapa 4336 TPT-138 Masaya 4319 MSY-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Tipitapa 138 kV (4336) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230kV (4406)

NIC Benjamín Zeledón 4306 BZN-138 Masaya 4319 MSY-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Benjamín Zeledón 138 kV (4306) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230kV (4406)

Voltaje (kV)

Id Comentario Nombre No. Bus

Nombre (PSS/E)

NIC Masaya 4404 MSY-230 Amayo 4750 AMY-230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

NIC P. Sandino 4402 PSN-230 León I 4403 LNI-230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

Tabla 4.22. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Subestación

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

NIC Masaya

4404 MSY-230 4319 MSY-138 4916 MSY-AT1 230/138/13.8

MSY-AT1

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230kV (4406).

4404 MSY-230 4319 MSY-138 4918 MSY-AT2 230/138

/13.8 MSY-AT2

NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 4315 LBS-138 4908 LBS-AT1 230/138

/13.8 LBS-AT1

Transformadores que forman parte de la ruta

Subestación

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

4401 LBS-230 4315 LBS-138 4910 LBS-AT2 230/138

/13.8 LBS-AT2

eléctrica más corta que une el nodo de control de Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406).

NIC León I

4403 LNI-230 4316 LNI-138 4902 LNI-AT1 230/138

/13.8 LNI-AT1

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control León I 138 kV (4316) al nodo de RTR básica León I 230 kV (4403).

4403 LNI-230 4316 LNI-138 4904 LNI-AT2 230/138

/13.8 LNI-AT2

Tabla 4.23. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI Garita 230 53200 GAR230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Lindora 230 kV (53050 y 53052) con el nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI San Miguel 230 53150 SMI230A Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el

nodo de control Cariblanco 230 kV (50950, 50952) con el nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052) 53152 SMI230B

CRI San Miguel 138 53154 SMI138A Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el

nodo de control Colima 138 kV (53654) con el nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052) 53156 SMI138B

País Nodo

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI Río Macho 230 53850 RMA230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Río Macho 138 kV (53854) con el nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Siquirres 138 58254 SIQ138 Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua CRI San Isidro 230 56000 SIS230 Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

CRI Moín 230 58300 MOI230A Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el

nodo de control Moín 138 kV ( 58304, 58305 y 58306) con el nodo de la RTR básica Cahuita 230 kV (58350) 58302 MOI230B

Tabla 4.24. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar

(kV) Id Comentario

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI Corobicí 50102 COR230B Cañas 50052 CAS230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Corobicí 230 kV (50100 y 50102) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Arenal 50200 ARE230A Corobicí 50100 COR230A 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Arenal 230 kV (50200 y 50202) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Mogote 50300 MOG230 Liberia 50002 LIB230B 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Mogote 230 kV (50300) al nodo

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Miravalles 50252 MIR230B Mogote 50300 MOG230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Miravalles 230 kV (50250 y 50252) al nodo de la RTR básica Liberia 230 kV (50000, 50002)

CRI Peñas Blancas 50800 PBL230 Arenal 50202 ARE230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Peñas Blancas 230 kV (50800) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Ciudad

Quezada 50650 CQU230 Peñas Blancas 50800 PBL230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Ciudad Quezada 230 kV (50650) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Garabito 50900 GAB230 Cañas 50052 CAS230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Garabito 230 kV (50900) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Barranca 50350 BAR230 Garabito 50900 GAB230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Barranca 230 kV (50350) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Lindora 53052 LIN230B Garita 53200 GAR230 230 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Lindora 230 kV (53050 y 53052) al nodo de la RTR básica Cañas

CRI Garita 53200 GAR230 Barranca 50350 BAR230 230 1

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

230 kV (50050, 50052) CRI

La Caja

53000 CAJ230A Lindora 53050 LIN230A 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control La Caja 230 kV (53000 y 53002) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI 53002 CAJ230B Lindora 53052 LIN230B 230 2

CRI Cariblanco 50950 CAR230A San Miguel 53150 SMI230A 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cariblanco 230 kV (50950 y 50952) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI San Miguel 53152 SMI230B Lindora 53050 LIN230A 230 1

CRI San Miguel 53150 SMI230A Lindora 53052 LIN230B 230 2

CRI Toro 50700 TOR230 Cariblanco 50952 CAR230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Toro 230 kV (50700) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Río Macho 53850 RMA230 San Miguel 53152 SMI230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Río Macho 138 kV (53854) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Moín 58300 MOI230A Cahuita 58350 CAH230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Moín 138 kV (58304, 58305 y 58306) al nodo de RTR básica CAH230 (58350)

CRI Alajuelita 53454 ALA138 La Caja 53006 CAJ138B 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Alajuelita 138 kV (53454) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

CRI San Miguel 53154 SMI138A Colima 53654 COL138 138 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Colima 138 kV (53654) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI San Miguel 53156 SMI138B Colima 53654 COL138 138 2

CRI Sabanilla 53704 SAB138 San Miguel 53154 SMI138A 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Sabanilla 138 kV (53704) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Cóncavas 53754 COV138 Río Macho 53854 RMA138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cóncavas 138 kV (53754) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Cachí

58004 CAC138A

Río Macho

53854 RMA138 138 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cachí 138 kV (58004 y 58006) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

58004 CAC138A 53854 RMA138 138 2

CRI Turrialba 58054 TUR138 Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TUR138 (58054) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Angostura 58106 ANG138B Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Angostura 138 kV (58104 y 58106) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Trapiche 58154 TRA138 Angostura 58106 ANG138B 138 1 Tramos de la ruta eléctrica más

(kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

corta para unir el nodo de control Trapiche 138 kV (58154) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Río Macho 53850 RMA230 San Isidro 56000 SIS230 230 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua CRI San Isidro 56000 SIS230 Palmar Norte 56100 PNO230A 230 1

CRI Siquírres 58254 SIQ138

Moín 58304 MOI138A 138 1

58254 SIQ138 58304 MOI138A 138 2 58254 SIQ138 Angostura 58104 ANG138A 138 1

Tabla 4.25. Autotransformadores que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Subestación Desde Nodo Hacia Nodo (1) Hacia Nodo (2)

Voltaje (kV) Id Comentario No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI La Caja

53000 CAJ230A 53004 CAJ138A 53030 CAJAT1T 230/138/13.8 11-77 Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control La Caja 138 kV (53004 y 53006) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

53000 CAJ230A 53004 CAJ138A 53030 CAJAT2T 230/138/13.8 6-1/7-1/8-

53002 CAJ230B 53006 CAJ138B 53032 CAJAT3T 230/138/13.8 12-81

53002 CAJ230B 53006 CAJ138B 53033 CAJAT4T 230/138/13.8 10-77

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI San Miguel

53150 SMI230A 53154 SMI138A 53180 SMIAT1T 230/138/13.8 10-91 Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Colima 138 kV (53654) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

53150 SMI230A 53154 SMI138A 53181 SMIAT2T 230/138/13.8 12-77

53152 SMI230B 53156 SMI138B 53182 SMIAT3T 230/138/13.8 17/18/19-

CRI Moín 58300 MOI230A 58305 MOI138B 58330 MOIAT1T 230/138/13.8 05-315

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Moín 138 kV ( 58304, 58305 y 58306) con el nodo de RTR básica Cahuita 230 kV (58350)

CRI Cañas 50054 CAS138A 50050 CAS230A 50080 CASAT1T 230/138/13.8 21-83

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Cañas 138 kV ( 50054, 50056) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

CRI Río Macho 53850 RMA230 53854 RMA138 53880 RMAAT1T 230/138/13.8 14/15/´16-

97 Transformadores que forman parte de la ruta

15 En nota con referencia 2010.283.2010 dirigida al UEN CENCE-ICE, la UEN TE_ICE informó que el 28 de enero de 2011 entrará en servicio un segundo Autotransformador en la subestación Moín, este al entrar en servicio pasaría a ser parte de la RTR.

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

53854 RMA138 53850 RMA230 53881 RMAAT2T 230/138/13.8 20-83

eléctrica más corta que une el nodo de control Río Macho 138 kV (53854) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Tabla 4.26. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

País Nodo

Observaciones Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

PAN Llano Sánchez 230 6008 LSA230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Panamá II 230 kV (6003) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN Las Guías 230 6240 LGU230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN Panamá 230 6001 PAN230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN Chilibre 115 6024 CHI115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Las Minas 2 115 kV (6060) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN Cañazas 230 6340 CAN230 Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua PAN Boquerón 3 230 6380 CON230 Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

Tabla 4.27. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar Desde Nodo Hacia Nodo

Voltaje (kV)

Id Comentario Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

PAN Panamá II

6003 PANII230 Llano Sánchez

6008 LSA230 230 12

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Panamá II 230 kV (6003) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN 6003 PANII230 Llano

Sánchez 6008 LSA230 230 13

Llano Sánchez

6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 14

PAN 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 15

PAN 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 5A

PAN 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 6A

Mata de Nance

6011 MDN230 Veladero 6182 VEL230 230 5B Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Mata de Nance 230 kV (6011) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN 6011 MDN230 Veladero 6182 VEL230 230 6B

PAN Chorrera 6005 CHO230 Llano

Sánchez 6008 LSA230 230 3B Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo

Voltaje (kV) Id Comentario

Nombre (PSS/E)

PAN 6005 CHO230 Las Guías 6240 LGU 230 230 4B

de control Chorrera 230kV (6005) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN La Guías 6240 LGU 230 Llano

Sánchez 6008 LSA230 230 4C

Guasquitas

6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 16 Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Guasquitas 230 kV (6179) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 17

PAN Fortuna 6096 FOR230 Guasquitas 6179 GUA230 230 18

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Fortuna 230 kV (6096) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN Baitún

6330 BAI230 Progreso 6014 PRO230 230 28 Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Baitún 230 kV (6330) al nodo de la RTR básica Progreso 230 kV (6014).

PAN 6330 BAI230 Progreso 6014 PRO230 230 29

Panamá

6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 3A Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de RTR básica Veladero 230 kV (6182)

PAN 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 4A

Nombre (PSS/E)

PAN Las Minas 2 6060 LM2115 Chilibre 6024 CHI115 115 3B Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Las Minas 2 115 kV (6060) al nodo de RTR básica Veladero 230 kV (6182)

PAN Chilibre 6024 CHI115 Panamá 6002 PAN115 115 3A

PAN Cemento Panamá

6170 CPA115 Las Minas 2 6060 LM2115 115 4B

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Cemento Panamá 115 kV (6170) al nodo de RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN Cativá 6270 CAT 115 Las Minas 2 6060 LM2115 115 0B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Cativá (6270) al nodo de RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN Las Minas 1 6059 LM1115 Cativá 6270 CAT 115 115 0A

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Las Minas 1 (6059) al nodo de RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN Cativá II 6290 CATII115 Las Minas 1 6059 LM1115 115 1C

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Cativá II 115 kV (6060) al nodo de RTR básica Veladero 230 kV (6182)

Nombre (PSS/E)

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Boquerón 3 6380 CON230 230 9A Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua PAN Boquerón 3 6380 CON230 Progreso 6014 PRO230 230 9B

PAN Changuinola 6260 CHA230 Cañazas 6340 CAN230 230 0B Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua PAN Cañazas 6340 CAN230 Fortuna 6096 FOR230 230 0A

Tabla 4.28. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Panamá

6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/13.8 T1

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de RTR básica Veladero 230 kV (6182)

6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/13.8 T2

6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/13.8 T3

4.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar Para el año 2011 se consideraron simulaciones con el software SDDP para 60 escenarios (5 bloques de carga en cada mes del año 2011) de los sistemas operando fuera del MER en forma aislada y luego en forma coordinada en el MER. Se comparan los flujos en los elementos de transmisión en las dos situaciones y se decide añadir a la RTR dicho elemento si se cumple con los siguientes criterios:

a) El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos del uno al tres de la metodología.

b) El cambio en el flujo en el elemento en relación al comercio MER es mayor que un umbral U= 15%.

c) La condición "b" ocurre por lo menos en n=13 escenarios del total de los 60 analizados. Es decir, la relación n/60 (probabilidad del evento) es mayor que el valor P=20%.

Los parámetros de simulación utilizados en el SDDP son los siguientes: Definición del Estudio. Parámetros. Modelo ARP Etapa Inicial 01/2011 Estocástico Etapa Final 12/2011 Todas las series Forward 5 Bloques de demanda Número de series Forward: 50 2 Años adicionales Número de series Backward: 25 Etapa Mensual Desviación Estándar: 2 Configuración dinámica 10 Iteraciones Cronograma de mantenimiento Año inicial de Hidrología 2007 Con red de transmisión

Flujo DC sin pérdidas Los valores anteriores corresponden a los aprobados por el Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO) en la reunión sostenida durante los días 22, 23 y 24 de noviembre de 2010, en la cual se realizaron las simulaciones necesarias para dar cumplimiento al paso cuatro de la metodología de identificación de la RTR correspondiente al año 2011. A continuación se listan los elementos de transmisión que complementan la RTR, resultantes de las simulaciones.

Tabla 4.29. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.

País Nodo

Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

GUA Chixoy 230 1103 CHX-231 Tabla 4.30. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.

Línea de Transmisión de la RTR complementaria Desde Nodo Hacia Nodo

Voltaje (kV)

Id Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA Guatemala

Este 1107 GES-231

Guatemala Norte

1108 GNO-231 230 1

GUA Chixoy 1103 CHX-231 Tactic 1444 TIC-231 230 1

GUA Chixoy 1103 CHX-231 Tactic 1448 TIC-232 230 1

Tabla 4.31. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.

País Nodo

Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

SAL Nuevo

Cuscatlán 115 27421 NCUS-115

SAL Ateos 115 27441 ATEO-115

SAL Santo Tomás 115 27461 STOM-115

SAL San Martín 115 27431 SMAR-115

Tabla 4.32. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.

Voltaje (kV)

Id Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

SAL Acajutla 27131 ACAJ-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1

SAL Ateos 27441 ATEO-115 Nuevo

Cuscatlán 27421 NCUS-115 115 1

SAL Ateos 27441 ATEO-115 Talnique 27481 TALN-115 115 1

SAL Nuevo

Cuscatlán 27421 NCUS-115 Santo Tomás 27461 STOM-115 115 1

SAL Santo Tomás

27461 STOM-115 San Martín 27431 SMAR-115 115 1

SAL Sonsonate 27411 SONS-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1 SAL Sonsonate 27411 SONS-115 Opico 27381 OPIC-115 115 1 SAL Ahuachapán 28161 AHUA-230 Nejapa 28371 NEJA-230 230 2

SAL 15 de Septiembre

28181 15SE-230 Nejapa 28371 NEJA-230 230 2

Tabla 4.33. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.

País Nodo

Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

HON Lufussa Valle 230 3080 LUV B621

Tabla 4.34. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.

Voltaje (kV)

Id Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Cajón 3032 CJN B601 Progreso 3095 PGR B603 230 116 HON Cajón 3032 CJN B601 Progreso 3095 PGR B603 230 217

16 En la Base de Datos del SDDP utilizada por el CTPO para la aplicación del paso 4, esta línea se modela como el paralelo de los dos circuitos L603 CJN-PGR. 17 Mismo comentario anterior.

Voltaje (kV)

Id Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Suyapa 3033 SUY B612 Toncontín 3155 TON B610 230 118 HON Cajón 3032 CJN B601 Suyapa 3033 SUY B612 230 1 HON Suyapa 3033 SUY B612 Pavana 3034 PAV B620 230 1

HON Lufussa Valle

3080 LUV B621 Pavana 3034 PAV B620 230 1

Tabla 4.35. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Nicaragua.

País Nodo

Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

NIC Nagarote 138 4342 NAG-138

Tabla 4.36. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Línea de Transmisión de la RTR complementaria

(kV) Id

Nombre (PSS/E)

NIC Los Brasiles 4315 LBS-138 Nagarote 4342 NAG-138 138 1 NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 P. Sandino 4402 PSN-230 230 1

18 En la Base de Datos del SDDP utilizada por el CTPO para la aplicación del paso 4, esta línea se modela como Suyapa – Amarateca (L612 SUY-AMA) y Toncontin – Amarateca (L612 TON-AMA).

Tabla 4.37. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

CRI Barranca 138 50354 BAR138 CRI Sandillal 230 50103 SAD230 CRI General 230 54500 GEN230 CRI Leesville 230 58200 LEE230 CRI Leesville 138 58204 LEE138 CRI La Joya 138 54154 JOY138 CRI Garita 138 53204 GAR138A CRI El Coco 138 53304 COC138 CRI

Tarbaca 230 53900 TAR230A

CRI 53902 TAR230B CRI Este 138 53554 EST138 CRI

Escazú 138 53354 ESC138A

CRI 53356 ESC138B CRI Naranjo 138 53254 NAR138 CRI Desamparados 138 53404 DES138

Tabla 4.38. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Voltaje (kV) Id

Nombre (PSS/E)

CRI Corobicí 50102 COR230B Sandillal 50103 SAD230 230 1 CRI Arenal 50200 ARE230A Garabito 50900 GAB230 230 1 CRI Arenal 50200 ARE230A Lindora 53050 LIN230A 230 1 CRI Arenal 50202 ARE230B Miravalles 50250 MIR230A 230 1 CRI Barranca 50350 BAR230 Lindora 53052 LIN230B 230 2 CRI Ciudad Quezada 50650 CQU230 Toro 50700 TOR230 230 1 CRI General 54500 GEN230 Leesville 58200 LEE230 230 1 CRI San Miguel 53156 SMI138B Cachí 58006 CAC138B 138 1 CRI Tarbaca 53900 TAR230A Parrita 54000 PAR230 230 1 CRI Tarbaca 53902 TAR230B Parrita 54000 PAR230 230 2 CRI Garabito 50900 GAB230 La Caja 53000 CAJ230A 230 1 CRI Lindora 53050 LIN230A Tarbaca 53900 TAR230A 230 1 CRI Lindora 53052 LIN230B Tarbaca 53902 TAR230B 230 2 CRI Palmar Norte 56102 PNO230B Rio Claro 56052 RCL230B 230 1 CRI Trapiche 58154 TRA138 Leesville 58204 LEE138 138 1 CRI Trapiche 58154 TRA138 Siquirres 58254 SIQ138 138 1

Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus

Nombre (PSS/E)

CRI La Joya 54154 JOY138 Cachí 58006 CAC138B 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Garita 53204 GAR138 138 1 CRI Garita 53204 GAR138 El Coco 53304 COC138 138 1 CRI Garita 53206 GAR138B Naranjo 53254 NAR138 138 1 CRI Cóncavas 53754 COV138 Angostura 58104 ANG138A 138 1 CRI La Caja 53005 CAJ138B El Coco 53304 COC138 138 1 CRI Alajuelita 53454 ALA138 Cóncavas 53754 COV138 138 1 CRI Turrialba 58054 TUR138 Angostura 58106 ANG138B 138 1 CRI Sabanilla 53704 SAB138 Cachí 58004 CAC138A 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Colima 53654 COL138 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Escazú 53356 ESC138B 138 1 CRI Escazú 53354 ESC138A Desamparados 53404 DES138 138 1 CRI Desamparados 53404 DES138 Este 53554 EST138 138 1 CRI Este 53554 EST138 Río Macho 53854 RMA138 138 1 CRI Rio Macho 53850 RMA230 Moín 58302 MOI230B 230 1

Tabla 4.39. Autotransformadores que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Voltaje (kV) Id No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI Barranca 50350 BAR230 50354 BAR138 50380 BARAT1T 230/138/13.8

CRI Lesville 58200 LEE230 58204 LEE138 58230 LEEAT1T 230/138/

13.8 06-03

Tabla 4.40. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.

País Nodo

Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

PAN Bayano 230 6100 BAY230 PAN Pacora 230 6171 PAC230 PAN Estí 230 6178 EST230 PAN COPESA 230 6103 COP23O PAN Cáceres 115 6018 CAC115

País Nodo

Nombre Voltaje

Nombre (PSS/E)

PAN Santa Rita 115 6173 STR115 PAN Gualaca 230 6360 GLA230 PAN Zambrano 230 6363 ZAM230 PAN Panam 230 6105 PAM230

Tabla 4.41. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.

Voltaje (kV)

Id Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá II 6003 PANII230 230 1C PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá II 6003 PANII230 230 2B PAN Panamá 6002 PAN115 Cáceres 6018 CAC115 115 12 PAN Panamá 6002 PAN115 Cáceres 6018 CAC115 115 37 PAN

Panamá 6002 PAN115 Cemento Panamá 6170 CPA115 115 4A

PAN Panamá II 6003 PANII230 Copesa 6103 COP23O 230 2A PAN Panamá II 6003 PANII230 Pacora 6171 PAC230 230 1B PAN Chorrera 6005 CHO230 Panam 6105 PAM230 230 11 PAN Mata de

Nance 6011 MDN230 Fortuna 6096 FOR230 230 7 PAN Mata de

Nance 6011 MDN230 Fortuna 6096 FOR230 230 8 PAN Las Minas 1 6059 LM1115 Santa Rita 6173 STR115 115 2B PAN Bayano 6100 BAY230 Copesa 6103 COP23O 230 2A PAN Bayano 6100 BAY230 Pacora 6171 PAC230 230 1A PAN Santa Rita 6173 STR115 Cativá II 6290 CATII 11 115 1B PAN Estí 6178 EST230 Guasquitas 6179 GUA230 230 19 PAN Santa Rita 6173 STR115 Cáceres 6018 CAC115 115 &1 PAN Santa Rita 6173 STR115 Cáceres 6018 CAC115 115 &2 PAN Guasquitas 6179 GUA230 Gualaca 6360 GLA230 230 22 PAN Gualaca 6360 GLA230 Zambrano 6363 ZAM230 230 23

4.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM La metodología para el quinto paso establece: “El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrán añadir elementos a los ya identificados en los pasos uno a cuatro cuando estos se muestren necesarios para soportar los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño”. Con base en lo anterior, el EOR, en coordinación con el Comité Técnico de Seguridad Operativa (CTSO) realizó simulaciones con el software PSS/E, necesarias para dar cumplimiento al paso cinco de la metodología de identificación de la RTR correspondiente al año 2011. Los criterios utilizados fueron los siguientes: Se realizaron las simulaciones para los escenarios de demanda máxima, media y mínima de verano del año 2011. Los tramos y subestaciones pertenecientes a la Línea SIEPAC fueron considerados en la red simulada para el año 2011, con base al cronograma de puesta en servicio, informado por la Empresa Propietaria de la Red (EPR). Las simulaciones se realizaron utilizando flujos con respuesta inercial y de gobernadores. Se simularon contingencias simples (N-1) a las redes de transmisión de cada área de control, desde 69 hasta 400 kV. Tal como se establece en el RMER, los límites de seguridad operativa para los cuales se verificó su cumplimiento en las simulaciones fueron:

• Limites de voltaje: 0.9 - 1.1 pu.

• Limites de sobrecarga: No se debe superar el límite térmico continuo, establecido como RATE A en la base de datos del PPS/E. El cual ha sido reportado como el límite operativo de cada elemento en la base de datos.

Si el elemento en que se aplicó la contingencia causó que se sobrepasen los criterios establecidos de voltaje y sobrecarga en otros elementos del SER, dicho elemento se consideró como perteneciente a la RTR.

No obstante lo anterior, se consideraron las siguientes excepciones para el análisis:

i. Los elementos que presentan problemas de voltaje y sobrecarga en el caso base (sin contingencias), y que se han identificado como problemas locales que se deben resolver en el área de control. Ejemplos: barras de distribución de 13.8 kV, líneas radiales.

ii. Los elementos que no tienen influencia sobre la operación de la

red troncal y que están asociados a problemas locales, no serán considerados como parte de la RTR.

iii. Magnitudes de sobrecarga menores al 10% respecto del límite

térmico continuo (RATE A). A continuación se listan los elementos de transmisión que se adicionan a la RTR para el año 2011, resultantes de las simulaciones. Tabla 4.42. Nodos que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa para el sistema eléctrico de Honduras

Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Siguatepeque 138 3103 SGT 138

HON Suyapa 69 3113 SUY B418

HON Piedras azules 138 3091 PAZ B525

HON Santa Fe 69 3100 SFE B404

HON Pueblo nuevo 69 3110 PNU 69KV

Tabla 4.43. Líneas que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa para el sistema eléctrico de Honduras

Línea de Transmisión de la RTR paso cinco

Desde Nodo Hacia Nodo

Voltaje (kV) Id Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Cañaveral 3029 CRL B501 Siguatepeque 3103 SGT 138 138 1

HON Suyapa 3030 SUY B515 Santa Fe 3101 SFE B505 138 1

HON Comayagua 3060 CMY B536 Piedras azules 3091 PAZ B525 138 1

HON Piedras azules 3091 PAZ B525 Siguatepeque 3103 SGT 138 138 1

HON Pueblo nuevo 3110 PNU 69KV Suyapa 3113 SUY B418 69 1 Tabla 4.44. Transformadores de dos devanados que se adicionan a la RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa para el sistema eléctrico de Honduras

Transformador de dos devanados

Subestación

Desde Nodo Hacia Nodo

Voltaje (kV) Id

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Suyapa 3030 SUY B515 3113 SUY B418 138/69 1

HON Suyapa 3030 SUY B515 3113 SUY B418 138/69 2

HON Santa fe 3101 SFE B505 3100 SFE B404 138/69 1

Tabla 4.45. Nodos que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa para el sistema eléctrico de Nicaragua

Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Nicaragua León 69 4221 LNI-69

Nicaragua Chichigalpa 69 4206 CHG-69

Tabla 4.46. Líneas que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa para el sistema eléctrico de Nicaragua

Línea de Transmisión de la RTR paso cinco

(kV) Id Nombre No. Bus (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Nicaragua León 4221 LNI-69 Chichigalpa 4206 CHG-69 69 1

Tabla 4.47. Transformadores de tres devanados que se adicionan a la RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa para el sistema eléctrico de Nicaragua

Subestación

(kV) Id No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Nicaragua León 4316 LNI-138 4221 LNI-69 4906 LNI-TT3 138/69/13.8 1

ANEXO I. Líneas de transmisión modeladas con impedancia cero contenidas en la base de datos PSS/E.

BDD 2011

Id Voltaje

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA 1152 GNO-691 1153 GNO-692 1 69 GUA 1154 GSU-691 1156 GSU-692 1 69 GUA 1204 CEN-69 12027 CEN-692 1 69 GUA 1444 TIC-231 1448 TIC-232 1 230

CRI 50054 CAS138A 50056 CAS138B 1 138 CRI 53204 GAR138A 53206 GAR138B 1 138 CRI 53354 ESC138A 53356 ESC138B 1 138 CRI 50000 LIB230A 50002 LIB230B 1 230 CRI 50050 CAS230A 50052 CAS230B 1 230 CRI 50100 COR230A 50102 COR230B 1 230 CRI 50200 ARE230A 50202 ARE230B 1 230 CRI 50250 MIR230A 50252 MIR230B 1 230 CRI 50950 CAR230A 50952 CAR230B 1 230 CRI 53050 LIN230A 53052 LIN230B 1 230 CRI 53100 BEL230A 53102 BEL230B 1 230 CRI 53150 SMI230A 53152 SMI230B 1 230 CRI 53154 SMI138A 53156 SMI138B 1 138 CRI 53900 TAR230A 53902 TAR230B 1 230 CRI 56050 RCL230A 56052 RCL230B 1 230 CRI 56100 PNO230A 56102 PNO230B 1 230 CRI 58004 CAC138A 58006 CAC138B 1 138 CRI 58104 ANG138A 58106 ANG138B 1 138 CRI 58300 MOI230A 58302 MOI230B 1 230 CRI 58304 MOI138A 58305 MOI138B 1 138 CRI 58305 MOI138B 58306 MOI138C 1 138 CRI 53000 CAJ230A 53002 CAJ230B 1 230

ANEXO II. Diagramas Unifilares detallados por paso de la RTR 2011. DIAGRAMA DE RTR 2011 - GUATEMALA

DIAGRAMA DE RTR 2011 – EL SALVADOR

DIAGRAMA DE RTR 2011 - HONDURAS

DIAGRAMA DE RTR 2011 - NICARAGUA

DIAGRAMA DE RTR 2011 – COSTA RICA

DIAGRAMA DE RTR 2011 - PANAMÁ

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