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ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2008 – 2012

DIRECCIÓN GESTIÓN RED GERENCIA TRANSPORTE DE ENERGÍA

Documento TE – 2140-948-2007

Medellín, Febrero de 2007

CONTENIDO 1. ANTECEDENTES............................................................................................. 1

2. OBJETIVO ........................................................................................................ 1

3. INFORMACIÓN UTILIZADA ............................................................................. 2

3.1 DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA ................................. 2

3.2 PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................... 2

3.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................... 2

4. CRITERIOS ...................................................................................................... 2

5. METODOLOGÍA ............................................................................................... 3

5.1 FLUJO DE CARGAS AC .............................................................................. 5

5.2 CORTOCIRCUITO ....................................................................................... 5

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS........................................................................... 6

6.1 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN.............................. 6

6.2 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE DEMANDA.................................... 9

6.3 CORTOCIRCUITO ..................................................................................... 12

7. CONCLUSIONES ........................................................................................... 15

8. RECOMENDACIONES................................................................................... 17

9. REFERENCIAS .............................................................................................. 18

LISTA DE TABLAS Tabla 3-1 Escenario medio de proyección de demanda ........................................................................... 2 Tabla 3-2 Proyectos de generación considerados en la expansión.......................................................... 3 Tabla 6-1 Oportunidades de conexión de generación, MW ..................................................................... 6 Tabla 6-2 Oportunidades de conexión de demanda, MW....................................................................... 10 Tabla 6-3 Niveles de cortocircuito en kA, año 2012............................................................................... 13

LISTA DE FIGURAS Figura 3-1 Sistema de Transmisión Nacional 2008 – 2012 ....................................................................... 1 Figura 5-1 Subestaciones del STN por CTE............................................................................................... 4

ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2008 – 2012

1. ANTECEDENTES La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establece que para la preparación del Plan de Expansión de Transmisión Preliminar y el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia cada Transmisor Nacional debe preparar y remitir a la Unidad de Planeamiento Minero Energética (UPME) a más tardar en el mes de marzo de cada año un informe detallado en el cual indiquen las oportunidades disponibles para conectarse y usar el Sistema de Transmisión Nacional (STN), señalando aquellas partes del sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y el transporte de cantidades adicionales de potencia [1], [2], [3]. Adicionalmente, debe tenerse en cuenta, ante un proyecto de conexión, que la CREG complementa los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión al STN, Sistema de Transmisión Regional (STR), o al Sistema de Distribución Local (SDL); indicando que los interesados en conectarse deberán presentar una solicitud al transportador en los términos establecidos en el Código de Conexión. El estudio podrá ser elaborado por él, o por el Transportador a solicitud del interesado. En este último caso, el Transportador acordará con el solicitante el costo del estudio. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio de factibilidad técnica de la conexión, el Transportador revisará dicho estudio, adecuándolo, si es necesario, para que cumpla con los criterios estipulados en el Código de Redes. Para lo anterior, el Transportador acordará con el interesado el costo de esta labor y dispondrá de un plazo de dos (2) meses para dar un concepto sobre la viabilidad técnica y financiera de la conexión. Los interesados deberán presentar la solicitud de conexión al Transportador de acuerdo con los requisitos estipulados en el Código de Redes [4], [5]. Por lo anterior, en este documento se presenta el Estudio de Oportunidades de Conexión de ISA en cumplimiento con la regulación vigente y también sirve como señal de referencia para los interesados en proyectos de conexión al STN.

2. OBJETIVO Presentar las oportunidades disponibles indicativas para conectarse y usar el STN de propiedad de ISA, señalando aquellas subestaciones con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y el transporte de cantidades adicionales de potencia.

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Estudio Oportunidades de Conexión 2008 – 2012

3. INFORMACIÓN UTILIZADA Para la expansión del sistema se parte de la información definida y suministrada por la UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión vigente [6] y se modela la red de transmisión existente y futura a niveles 230 kV y 500 kV como se muestra en la Figura 3-1. En cuanto a la capacidad térmica de los conductores que conforman la red actual de ISA, se utiliza la información verificada con base en la metodología para el cálculo del límite térmico de las líneas de transmisión de ISA.

3.1 DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA

El pronóstico de demanda de potencia y energía eléctrica corresponde con el escenario medio de crecimiento de demanda proyectado y publicado por la UPME en las Tablas 3-3 y 3-4 dentro del Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión vigente [6], el cual se presenta en la Tabla 3-1. Esta proyección se realiza en cada barra y manteniendo los factores de distribución y factores de potencia actuales. Se emplean los factores de distribución de demanda por barra que actualmente maneja el CND en sus análisis operativos.

Tabla 3-1 Escenario medio de proyección de demanda

Año Energía

GWh/año Potencia

MW 2007 52190 9216 2008 54160 9495 2009 56069 9850 2010 57970 10184 2011 59922 10520 2012 62106 10874

3.2 PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Basados en el Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión [6], se considera la entrada en operación de los proyectos de generación que están actualmente en etapa de ejecución. En la Tabla 3-2 se muestran los nuevos proyectos de generación en ésta etapa.

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Tabla 3-2 Proyectos de generación considerados en la expansión

PROYECTO TIPO CAPACIDAD

MW AÑO

EL MORRO GAS C.A. 54 2007 RÍO AMOYÁ HIDRO 80 2009 ARGOS CARBON 50 2010 RÍO MANSO HIDRO 27 2010 PORCE III HIDRO 660 2010

TOTAL, MW 871

Argos avanza en la instalación y puesta en marcha de tres plantas de generación de energía a carbón, las cuales estarán funcionando en las fábricas ubicadas en los municipios de Yumbo, Sogamoso y Puerto Triunfo. La generación en estas plantas aumentará la capacidad instalada actual en 50 MW, Por lo tanto se considera esta capacidad instalada en estos lugares.

Figura 3-1 Sistema de Transmisión Nacional 2008 – 2012


3.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

La expansión del sistema eléctrico considerada corresponde con la definida por la UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión vigente [6]. Para el año 2007 se consideran los siguientes proyectos:

Proyecto Bolivar - Copey - Ocaña - Primavera 500 kV y obras asociadas Proyecto ampliación de interconexión con Ecuador 220 kV

4. CRITERIOS Para el presente análisis se tienen en cuenta los criterios eléctricos contenidos en el Código de Redes y especialmente los del Código de Planeamiento; no se tienen en cuenta factores ambientales, económicos o de otra naturaleza, que también pueden ser importantes para definir la factibilidad de la conexión de los proyectos al STN, los cuales, deben ser analizados con mayor profundidad en los respectivos estudios de conexión[4], [5]. Adicionalmente a los criterios anteriores establecidos por el Código de Planeamiento, se consideran los siguientes criterios para la planeación de la expansión del STN, los cuales apuntan a garantizar una adecuada Calidad y Optimización del STN existente, sin caer en incumplimiento del Código de Redes.

La tensión en las barras de carga a nivel de 500 kV no debe ser inferior al 95% del valor nominal, ni superior al 105%.

El cambio en la tensión al conectar o desconectar bancos de condensadores y/o reactores, deberá ser inferior al 5% de la tensión nominal de la barra donde se ubica la compensación.

Los niveles de cortocircuito deben ser tales que no superen la capacidad nominal simétrica de los equipos de patio o de los barrajes de las subestaciones.

En caso de contingencia en una de las líneas o transformadores 500/230 kV, se permite una sobrecarga de hasta el 20% en las demás líneas del STN.

En caso de contingencia en una de las líneas o transformadores 500/230 kV, se permite sobrecarga de hasta el 10% en los demás transformadores del STN.

Para cada proyecto de conexión se debe analizar en detalle en el estudio de conexión correspondiente el cumplimiento de los criterios, ya que depende

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ampliamente de las características específicas del proyecto y de las diferentes alternativas de conexión, sobre todo el criterio de seguridad.

5. METODOLOGÍA Para realizar el análisis se divide el país de acuerdo con la ubicación de las subestaciones de ISA en áreas geográficas o por CTE1 de la siguiente manera y como se muestra en la Figura 5-1:

Área CTE Subestaciones

I Norte Bolívar, Cerromatoso, Chinú, Cuestecitas, Sabanalarga, Urabá, Urrá y Copey.

II Oriente Banadía, Caño Limón, Comuneros, Guatiguará, Ocaña, Los Palos, Primavera, San Mateo, Sochagota, Samoré y Toledo.

III Noroccidente Ancón Sur, La Sierra, Jaguas, Purnio y San Carlos.

IV Centro Bacatá, Chivor, La Mesa, Reforma, Mirolindo, Noroeste, La Enea, La Miel, San Felipe y Torca.

V Suroccidente Esmeralda, Jamondino, Páez, San Bernardino, San Marcos, Virginia y Yumbo.

Para realizar el análisis eléctrico de la capacidad de instalación de generación adicional en barras de 230 y 500 kV del STN en las subestaciones de ISA, se realizan simulaciones en estado estable de flujos de carga AC, y cálculos de cortocircuito; tomando en cuenta aspectos tales como la distribución de flujos de potencia, el perfil de tensiones y la capacidad máxima de corriente de los equipos. El análisis se realiza para los años 2008 al 2012, mediante la evaluación de la capacidad instalable de manera individual, tanto para las subestaciones existentes como para las futuras.

1 CTE: Centro de Transmisión de Energía - Direcciones de la Gerencia de Transporte de Energía, ubicadas estratégicamente para garantizar el Servicio de Transporte de Energía con calidad, efectividad y oportunidad del mantenimiento y gestión de la red.

Figura 5-1 Subestaciones del STN por CTE

OCAÑA

LO S PALOS

TO LEDO

CUESTE CITA

V AL LE DUPAR

S AN MATEO

TAS AJERO

I

OCCIDENTE

P LAYAS

ENVIG ADO

ESM ERALDA

CARTAGO

TO DA LÍNE A A 500 kV ES DE CIRCUIT O S IM PL ETO DA LÍNE A A 230 kV E S DE DOBL E CIRCUITO,M IENT RAS NO SE ESPECIFIQUE LO CO NT RARIO. (1C)

* LÍNEAS DE 500 kV, ENERGIZADAS A 230 kV

** LÍNEAS DE 230 kV , ENE RGIZ ADAS A 115 kV

REV IS IÓ N 00-10-31

RED A 500 kV PROPIE DAD DE ISA

RED A 230 kV PROPIE DAD DE ISA

RED A 230 kV PROPIE DAD DE O TRAS EM PRESAS

ECUADOR

TUM ACO

1C**

ALT OANCHICAYÁ

JAMO NDINO1C

S AL VAJINA

SAN BERNARDINO

**

OCÉANO

PERÚ

S.CARLOS

BALSILL AS

P ARAISO

LA GUACA

BET ANIA

1C

LAENEA

ANCÓNS UR

LA ME SA

Y UM BO

ORIENTE

SAN FEL IPE

S.M AT EO

LA REFORMA

TUNALCIRCO

GUAVIO

CHIV OR

PAIPA

NOROE STE

TO RCA

IV

III

ATLÁNTICO

LA TASAJERA

PANAMÁ

SANT AM ART A

SABANALARGA

CERROM ATOSO

GUADALUPE IV1C

BARBO SA

SAL TO IV

GUATAPÉJAGUAS

TEBSA

CHINÚ

1C

1CCOM UNE ROS

1C

1C1C

TE RMOG UAJIRA

COPEY

FUNDACIÓN

BRASIL

230 Y 500 kV.

SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

AÑO 2000

: CT E NORTE

: CT E ORIENT E

: CT E NO RO CCIDENTE

: CT E CE NTRO

: CT E SUROCCIDENT E

VENEZUELACAÑO L IM ÓN1C 1C

S AM ORÉ

BANADÍA

II

CUATRICENT ENARIO

PACÍFICO

OCÉANO

I

II

I II

IV

V

S ANM ARCOS

URABÁ

* *

VJUANCHITO

CTE: CENTRO DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA

URRÁ

1C

1C

BARRANCA

PRIM AVERA

LA SIERRA

PURNIO

M OCOA

CARTAGENA

PANCE

SUBEST ACIÓN

M IRAFLO RES

TERMOF LORE S

1C

BEL ÉN

BUCARAM ANGA

1C

1C

1C1C

CONVENCIONES

1C

1C1C

1C

1C

1C

1C

1C

IBAGUÉ

1C

1C

1C

1C

EEB

PANAM ERICANA

TUL CÁN

1C

1C

1C

1C

1C

1C 1C

1C

1C

1C

1C

TERNERA

1C

1C

1C

1CLA VIRGINIA

1C

1C

PÁEZ

1C

1C

SOCHAGO TA

GUATIGUARÁ

3C3C

NUEV A BARRANQUILLA

1C

1C

1C

1C

138 kV

115 kV

1C 1C

1C1C

1C

LA HERMO SA

BEL LO 1C1C1C


En este análisis se evalúa la capacidad instalable adicional de generación (oferta) y carga eléctrica (demanda) en el nodo, utilizando flujos de carga AC para condiciones normales de operación y de contingencia de un circuito de transmisión a la vez (criterio N-1). Estas capacidades analizadas y resultantes dentro de este estudio pueden ser excluyentes, es decir, la generación adicional que se puede instalar en una subestación específica dentro de una zona, puede eliminar la posibilidad de instalar generación en otra subestación perteneciente a esta misma zona.

5.1 FLUJO DE CARGAS AC

Con el fin de garantizar el cumplimiento de los criterios de planeamiento del Código de Red, se revisa la oportunidad de conexión en las barras relevantes mediante estudios de detalle con flujo de cargas AC para analizar las tensiones en las barras y la distribución de flujos de carga en la red. En esta fase se evalúa el desempeño del sistema con la oportunidad de conexión bajo condiciones normales de operación y de contingencia de líneas del área de interés utilizando como herramienta el flujo de cargas del programa DIgSILENT2.

5.2 CORTOCIRCUITO

El cálculo de las corrientes de cortocircuito se basa en la norma IEC 60909 titulada como “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos A.C.”

Esta norma permite calcular dos corrientes de cortocircuito diferentes: La corriente de cortocircuito máxima, con la cual es posible determinar la

capacidad del equipo eléctrico. La corriente de cortocircuito mínima, que se emplea como base para la

selección de fusibles, calibración de protecciones y chequeo de arranque de motores.

Los resultados se presentan en diagramas unifilares que contienen para cada falla el valor de la corriente simétrica inicial de cortocircuito (IK”), la cual es el valor r.m.s. de la componente simétrica de la corriente de cortocircuito esperada y que aparece en el instante de la falla, si la impedancia permanece en el valor que tiene en el tiempo cero.

2 DIgSILENT: Versión 13.1.260, Power Factory.

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También se presenta la potencia aparente inicial simétrica (SK”) que corresponde a "" **3 KnK IUS =

En esta fase del estudio se evalúan los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico máximos, en las subestaciones de interés. La herramienta a utilizar es el programa DIgSILENT. Se realiza el análisis para el año 2012 correspondiente al último año en el cual se obtiene información más confiable en el estudio, con el fin de determinar si la capacidad de los equipos de interrupción es limitante en la oportunidad de conexión.

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS

6.1 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN

Mediante análisis eléctrico en el periodo 2008 – 2012 y ante la conexión de nuevos proyectos de generación, se encontraron los resultados que se presentan en la Tabla 6-1.

Tabla 6-1 Oportunidades de conexión de generación, MW

Oportunidad de Conexión de Generación CTE Subestación

2008 2009 2010 2011 2012 Cerromatoso 230 kV 100 100 100 100 100Cerromatoso 500 kV 400 400 500 500 500Chinú 500 kV 400 400 500 500 500Bolívar 220 kV 400 400 500 500 500Bolívar 500 kV 400 400 500 500 500Sabana 500 kV 400 400 500 500 500Copey 220 kV 400 400 500 500 500Copey 500 kV 400 400 500 500 500Cuestecitas 230 kV 400 400 400 400 400Urabá 230 kV 100 100 100 100 100

NORTE

Urrá 230 kV 100 100 100 100 100

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Oportunidad de Conexión de Generación CTE Subestación

2008 2009 2010 2011 2012 Banadía 230 kV 250 250 250 250 250Caño Limón 230 kV 250 250 250 250 250Samoré 230 kV 250 250 250 250 250Toledo 230 kV 250 250 250 250 250Primavera 230 kV 200 200 200 200 200Primavera 500 kV 0 0 200 200 200Comuneros 230 kV 200 200 300 300 300Guatiguará 230 kV 300 300 300 300 300Los Palos 230 kV 300 300 300 300 300Ocaña 230 kV 400 400 500 500 500Ocaña 500 kV 400 400 500 500 500San Mateo 230 kV 400 400 500 500 500

ORIENTE

Sochagota 230 kV 200 200 200 200 200Ancón Sur 230 kV 400 400 500 500 500La Sierra 230 kV 100 100 100 100 100Jaguas 230 kV 300 300 400 400 400Purnio 230 kV 0 0 0 0 0San Carlos 230 kV 0 0 0 0 0

NOROCCIDENTE

San Carlos 500 kV 0 0 0 0 0Bacatá 230 kV 200 200 200 200 200Bacatá 500 kV 200 200 200 200 200Chivor 230 kV 0 0 0 0 0Torca 230 kV 0 0 0 0 0La Reforma 230 kV 0 0 0 0 0La Mesa 230 kV 100 100 100 100 100Mirolindo 230 kV 100 100 100 100 100Miel 230 kV 0 200 300 300 300San Felipe 230 kV 400 400 400 400 400

CENTRO

La Enea 230 kV 300 300 400 400 400Esmeralda 230 kV 400 400 400 400 400Virginia 230 kV 400 400 400 400 400Virginia 500 kV 400 400 400 400 400San Marcos 230 kV 400 300 200 200 200San Marcos 500 kV 300 200 100 100 100Yumbo 230 kV 0 0 0 0 0Jamondino 230 kV 500 500 500 500 500Páez 230 kV 150 200 200 200 200

SUROCCIDENTE

San Bernardino 230 kV 150 200 200 200 200

Las limitaciones en la transmisión encontradas, se presentan a continuación agrupados por área geográfica:

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Área Norte ♦ La oportunidad de conexión de generación en las subestaciones a 230 kV

en Urabá, Urrá y Cerromatoso, se encuentra limitada a 100 MW por la capacidad de transformación 500/230 kV en la subestación Cerromatoso (360 MVA).

Área Oriente ♦ En las subestaciones de la línea Palos - Caño Limón se podría instalar

hasta 350 MW adicionales por el límite térmico de este circuito. Sin embargo, por razones de estabilidad transitoria es necesario limitar la oportunidad de conexión de generación a 250 MW.

♦ En la zona norte del área Oriental la oportunidad de conexión de generación se aumenta a 400 MW con la entrada de las líneas a 500 kV.

Área Noroccidente ♦ Con la entrada del circuito a 500 kV Primavera - Bacatá se incrementa la

oportunidad de conexión de generación en Ancón y Jaguas.

♦ En las subestaciones de San Carlos 230 ó 500 kV no es posible instalar generación adicional. En el primer caso, por sobrecarga del transformador San Carlos 500/230 kV o por contingencia de la línea Cerromatoso - San Carlos y sobrecarga de la línea San Carlos - Primavera a partir de 2007.

♦ La instalación de generación adicional directamente en Purnio sigue limitada a pesar de la entrada en operación del circuito a 500 kV Primavera - Bacatá.

Área Centro ♦ La sobrecarga de uno de los circuitos Guaca - Mesa ante la contingencia

del otro es la restricción que limita la instalación de generación adicional entre las subestaciones de esta área comprendidas entre Chivor y Guaca. El circuito a 500 kV Primavera – Bacatá permitiría solo capacidad adicional entre 100 y 200 MW.

♦ La contingencia de una de las líneas Chivor – Sochagota sobrecarga la otra línea Chivor – Sochagota, con lo cual se limita la instalación de generación en las subestaciones del área incluyendo La Mesa y Mirolindo.

♦ La capacidad instalable en San Felipe llega a 400 MW con la entrada en operación del circuito a 500 kV Primavera - Bacatá.

♦ La capacidad de conectar generación adicional en Sochagota permanece constante en 200 MW.

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Área Suroccidente ♦ La capacidad de instalar generación adicional en las subestaciones

localizadas al sur de Yumbo (Juanchito, Jamondino, San Bernardino, Betania) están limitadas por la contingencia de la línea Juanchito - San Marcos, la cual sobrecarga la línea San Marcos - Yumbo.

Las subestaciones San Marcos 230 y 500 kV, Virginia 230 y 500 kV y La Esmeralda 230 kV, tienen altas capacidades para la conexión de nuevos generadores debido al sistema de transmisión paralelo que se tiene entre 500 y 230 kV. La limitación obedece a condiciones de estabilidad transitoria ya que por sobrecargas de estado estacionario sería cerca del doble de lo que se presenta en la Tabla 6-1.

6.2 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE DEMANDA

La idea básica para la conexión de demanda adicional a la proyectada es que esta se pueda atender sin generación forzada adicional en el sistema, es decir, se mantiene la generación forzada requerida para atender únicamente el crecimiento vegetativo de la demanda. Mediante análisis eléctrico en el periodo 2008 – 2012 y ante la conexión de nuevos proyectos de demanda, se encontraron los resultados que se presentan en la Tabla 6-2.

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Tabla 6-2 Oportunidades de conexión de demanda, MW

Oportunidad de Conexión de Demanda CTE Subestación

2008 2009 2010 2011 2012 Cerromatoso 230 kV 100 100 100 100 100Cerromatoso 500 kV 400 400 400 400 400Chinú 500 kV 500 500 500 500 500Bolívar 220 kV 500 500 500 500 500Bolívar 500 kV 500 500 500 500 500Sabana 500 kV 500 500 500 500 500Copey 220 kV 400 400 400 400 400Copey 500 kV 400 400 400 400 400Cuestecitas 230 kV 150 150 150 150 150Urabá 230 kV 100 100 100 100 100

NORTE

Urrá 230 kV 100 100 100 100 100Banadía 230 kV 50 50 50 50 50Caño Limón 230 kV * 50 50 50 50 50Samoré 230 kV 50 50 50 50 50Toledo 230 kV 50 50 50 50 50Primavera 230 kV 500 500 500 500 500Primavera 500 kV 500 500 500 500 500Comuneros 230 kV 300 300 300 300 300Guatiguará 230 kV 300 300 300 300 300Los Palos 230 kV 100 100 100 100 100Ocaña 230 kV 300 300 300 300 300Ocaña 500 kV 500 500 500 500 500San Mateo 230 kV 200 200 200 200 200

ORIENTE

Sochagota 230 kV 200 200 200 200 200Ancón Sur 230 kV 200 200 200 200 200La Sierra 230 kV 300 300 300 300 300Jaguas 230 kV 400 400 400 400 400Purnio 230 kV 400 400 400 400 400San Carlos 230 kV 0 0 0 0 0

NOROCCIDENTE

San Carlos 500 kV 200 200 200 200 200Bacatá 230 kV 500 500 500 500 500Bacatá 500 kV 500 500 500 500 500Chivor 230 kV 400 400 400 400 400Torca 230 kV 300 300 300 300 300La Reforma 230 kV 200 200 200 200 200La Mesa 230 kV 200 200 200 200 200Mirolindo 230 kV 100 100 100 100 100Miel 230 kV 200 200 200 200 200San Felipe 230 kV 200 200 200 200 200

CENTRO

La Enea 230 kV 200 200 200 200 200*: A nivel de 34.5 kV es posible instalar hasta 25 MW adicionales manteniendo la tensión en 0.95 p.u. mínimo, mediante la conexión de un SVC que está en la etapa de diseño.

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Oportunidad de Conexión de Demanda CTE Subestación

2008 2009 2010 2011 2012 Esmeralda 230 kV 200 200 200 200 200Virginia 230 kV 200 200 200 200 200Virginia 500 kV 400 400 400 400 400San Marcos 230 kV 200 200 200 200 200San Marcos 500 kV 400 400 400 400 400Yumbo 230 kV 200 200 200 200 200Jamondino 230 kV * 0 0 0 0 0Páez 230 kV 100 100 100 100 100

SUROCCIDENTE

San Bernardino 230 kV 100 100 100 100 100*: Incluyendo una exportación hacia Ecuador de 500 MW.

En algunas áreas se logra incrementar la oportunidad de conexión de demanda con los refuerzos de transmisión asociados a las líneas a 500 kV, y su correspondiente transformación, definidas en el Plan de Expansión de Referencia. Los resultados de los análisis por cada área son los siguientes:

Área Norte ♦ Sin generación forzada adicional, la conexión de demanda en la Costa

Atlántica se limita en los escenarios de alta importación de energía de esta área. Actualmente, la demanda adicional que se podría conectar bajo las condiciones anotadas es de sólo 100 MW, a excepción de Copey que logra un valor de 150 MW, correspondiente con el limite actual de exportación hacia Venezuela.

♦ Con la entrada en operación de los proyectos a 500 kV del Plan de Expansión de Referencia se aumenta la capacidad de instalar demanda en las subestaciones a 500 kV del área y, en el nivel de 230 kV, en las subestaciones Bolívar y Copey.

♦ La instalación de demanda adicional en las subestaciones de Cerromatoso, Urrá y Urabá está limitada por la transformación 500/230 kV de Cerromatoso.

Área Oriente • Con los niveles de compensación actuales la instalación de demanda

adicional en las subestaciones de Toledo a Caño Limón está limitada a 50 MW por regulación de voltaje de la línea Palos - Caño Limón.

• La entrada en operación del tercer circuito a 500 kV permite aumentar la demanda instalable en Primavera, Comuneros, Guatiguará y Ocaña.

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Área Noroccidente ♦ En el área de Antioquia y particularmente en las cercanías de Medellín la

limitación para instalar demanda adicional está en la contingencia de la línea Miraflores - Ancón Sur con la consecuente sobrecarga de Occidente - Ancón Sur. Con la contingencia Guadalupe - Occidente se sobrecarga Tasajera - Occidente, para condiciones de alta generación en Antioquia.

♦ En San Carlos se limita la demanda adicional debido a la sobrecarga de la línea San Carlos - Guatapé. Es importante recordar que actualmente solo se tiene un circuito con el objeto de limitar el nivel de cortocircuito en San Carlos 230 kV.

♦ Con la entrada en operación del tercer circuito a 500 kV solo se podría aumentar la demanda instalable en Purnio 230 kV y San Carlos 500 kV. Las líneas a 230 kV del área continúan siendo las principales limitaciones.

Área Centro ♦ La contingencia Purnio - Noroeste limita la instalación de demanda

adicional en Bogotá.

♦ La entrada en operación del tercer circuito a 500 kV le dará mayor capacidad de instalación de demanda a las subestaciones Chivor, Torca, Mesa y La Reforma.

♦ Con baja generación en el Suroccidente, la contingencia Mesa - Mirolindo también limita la conexión de demanda adicional en esta última subestación.

Área Suroccidente ♦ La sobrecarga de la línea Yumbo - San Marcos ante la contingencia

Juanchito - San Marcos es la limitante más importante del área Suroccidental, particularmente en las subestaciones localizadas al sur de Yumbo.

6.3 CORTOCIRCUITO

En la Tabla 6-3 se resumen los niveles de cortocircuito encontrados para el año 2012 y la capacidad de cortocircuito de los equipos de patio de las subestaciones de ISA.

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Tabla 6-3 Niveles de cortocircuito en kA, año 2012

CTE Subestación Falla Trifásica

Falla Monofásica

Capacidad de Cortocircuito

Bolívar 230 kV 15.82 16.76 40.0 Bolívar 500 kV 4.50 4.28 40.0 Copey 500 kV 4.91 4.91 40.0 Cerromatoso 230 kV 8.06 9.32 20.0 Cerromatoso 500 kV 9.32 8.96 25.0 Chinú 500 kV 7.94 8.44 31.5 Cuestecitas 230 kV 4.41 4.47 31.0 Sabana 230 kV 24.67 26.93 40.0 Sabana 500 kV 8.38 8.59 40.0 Urabá 230 kV 2.85 3.08 20.0

NORTE

Urrá 230 kV 6.76 7.68 25.0 Banadía 230 kV 1.84 1.89 12.5 Caño Limón 230 kV 1.59 1.79 12.5 Comuneros 230 kV 9.37 9.68 20.0 Guatiguará 230 kV 9.80 8.74 40.0 Ocaña 230 kV 7.13 7.62 20.0 Ocaña 500 kV 5.48 5.00 40.0 Los Palos 230 kV 8.13 7.90 31.5 Primavera 230 kV 21.75 22.20 31.5 Primavera 500 kV 14.61 12.83 40.0 San Mateo 230 kV 5.47 6.00 20.0 Samoré 230 kV 2.20 2.04 31.5

ORIENTE

Toledo 230 kV 2.83 2.48 31.5 Ancón Sur 230 kV 18.43 16.58 40.0 La Sierra 230 kV 17.61 17.94 31.5 Jaguas 230 kV 19.66 18.65 31.5 Purnio 230 kV 19.35 14.79 31.5 San Carlos 230 kV 37.11 46.11 40.0*

NOROCCIDENTE

San Carlos 500 kV 15.53 15.52 40.0

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CTE Subestación Falla Trifásica

Falla Monofásica

Capacidad de Cortocircuito

Bacatá 230 kV 22.64 22.85 40.0 Bacatá 500 kV 7.67 7.18 40.0 Chivor 230 kV 27.71 30.72 25.0* La Mesa 230 kV 22.45 21.68 26.2 La Reforma 230 kV 10.06 9.11 20.0 Mirolindo 230 kV 6.60 5.81 20.0 San Felipe 230 kV 14.87 11.91 31.5 Sochagota 230 kV 10.84 10.62 40.0

CENTRO

Torca 230 kV 21.83 21.33 25.0 Esmeralda 230 kV 19.67 18.88 31.5 Jamondino 230 kV 6.67 5.50 31.5 La Enea 230 kV 9.27 7.64 31.5 Miel 230 kV 17.11 16.77 40.0 Páez 230 kV 7.32 5.86 31.5 San Bernardino 230 kV 8.46 6.64 31.5 San Marcos 230 kV 18.76 19.23 31.5 San Marcos 500 kV 5.36 4.81 40.0 Virginia 230 kV 16.41 16.35 31.5 Virginia 500 kV 7.15 6.07 40.0

SUROCCIDENTE

Yumbo 230 kV 19.84 19.79 31.5 * ISA se encuentra acometiendo un plan para la renovación de los equipos que vean superada su capacidad de interrupción por el nivel de cortocircuito en esta subestación.

En la subestación San Carlos 230 kV se consideró la topología con su diseño inicial, es decir sin las variantes de línea que se ha implementado. En las subestaciones San Carlos 230 kV y Chivor 230 kV el nivel de corto monofásico se ha superado inclusive desde el 2008, situación por la cuál ISA se encuentra acometiendo un plan para la renovación de los equipos que vean superada su capacidad de interrupción por el nivel de cortocircuito en estas subestaciones. Las subestaciones La Mesa y Torca 230 kV son aquellas donde los equipos más se acercan a su capacidad de cortocircuito, con niveles cercanos al 90% de su límite. En las restantes subestaciones de ISA, hasta el año 2012, el nivel de corto no supera la capacidad de los equipos de patio.

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7. CONCLUSIONES La entrada del proyecto a 500 kV Primavera – Bacatá y Primavera – Ocaña – Copey – Bolívar tiene gran impacto en las oportunidades de conexión de generación y demanda.

Las oportunidades de conexión de nuevos proyectos de generación en las subestaciones de ISA en el periodo 2008 – 2012 difiere considerablemente de la localización:

• Norte: Es el área que presenta las mayores oportunidades; estas son entre 400 y 500 MW cuando entre el tercer circuito a 500 kV. La limitante es la estabilidad del sistema de transmisión a 500 kV.

• Oriente: En el oriente se pueden diferenciar la zona norte, la cual aumenta su capacidad a 400 MW cuando entre en operación el tercer circuito a 500 kV y la zona sur cuya capacidad se mantiene entre 200 y 300 MW.

• Noroccidente: El sistema de transmisión actual se encuentra saturado con la generación instalada en el área. Se obtiene capacidad adicional con la entrada en operación del tercer circuito a 500 kV solo en las subestaciones de Ancón y Jaguas. La línea Purnio - Noroeste sigue siendo la principal limitante del sistema en esta área a pesar de la entrada en operación de Primavera - Bacatá.

• Centro: Es muy restringida la instalación de generación adicional en esta área. En la actualidad se presentan dos cuellos de botella a lado y lado del área: Guaca - Mesa y Chivor - Sochagota. Solo las subestaciones de San Felipe y La Enea presentan posibilidades importantes para instalar generación adicional.

• Suroccidente: Las subestaciones del área presentan altas oportunidades para la instalación de nueva generación, exceptuando Yumbo por la sobrecarga de la línea Yumbo - San Marcos.

La oportunidad de conexión de nuevos proyectos de demanda en las subestaciones de ISA en el periodo 2008 – 2012 difiere considerablemente de la localización:

• Norte: Con la entrada en operación del tercer circuito de interconexión a 500 kV con la Costa Atlántica, la capacidad de conexión de demanda en las subestaciones a 500 kV de esta área aumenta a 500 MW.

• Oriente: Con la entrada en operación del tercer circuito de interconexión a 500 kV con la Costa Atlántica, la capacidad de conexión

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de demanda en las subestaciones del área aumenta hasta 500 MW. En la subestación Ocaña podrán instalarse hasta 300 MW adicionales.

• Noroccidente: Las oportunidades de instalación de demanda en el área se encuentran entre 200 MW y 400 MW. La entrada en operación del tercer circuito a 500 kV no tiene mayor impacto en esta área, ya que las líneas a 230 kV que salen de Guatapé hacia La Sierra, Jaguas y San Carlos siguen siendo limitantes importantes. Adicionalmente, las líneas Miraflores - Ancón Sur y Tasajera - Occidente son también restricciones importantes para la instalación de demanda adicional.

• Centro: La Mesa y Mirolindo presentan bajas oportunidades de instalación de demanda por la sobrecarga de Guaca - Mesa. Esto implica que cualquier demanda adicional en estas subestaciones debe suplirse con generación localizada al occidente de La Mesa para despachos altos de generación en el área de Bogotá. Las demás subestaciones del área tienen capacidades adicionales entre 200 y 500 MW.

• Suroccidente: Al sur de Yumbo se limita a 200 MW la capacidad de instalar demanda adicional por la sobrecarga de la línea Yumbo - San Marcos. Esto implica que la conexión de demanda adicional a 200 MW tenga que ser suplida con generación del área, localizada al sur de Yumbo. Las demás subestaciones presentan capacidad de conexión entre 200 MW y 400 MW.

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8. RECOMENDACIONES De acuerdo con los resultados obtenidos en este estudio, se resalta que con la entrada en operación de los proyectos a 500 kV entre Bogotá y la Costa Atlántica, se supera la capacidad de cortocircuito en la subestación San Carlos 230 kV y se incrementa considerablemente con la entrada de la generación de Porce III. ISA esta tomando las acciones pertinentes para solucionar esta situación.

En los planes de expansión se recomienda monitorear la evolución de la carga de los circuitos Yumbo - San Marcos, Guaca - Mesa y Chivor – Sochagota ya que dependiendo de la evolución de la demanda o de la localización de proyectos de generación pueden convertirse en cuellos de botella que aumenten las restricciones del sistema de transmisión. Siendo las primera de ellas una líneas corta, puede ser relativamente sencilla la solución mediante cambio de conductor; no así la de Chivor - Sochagota, la cual requiere de una solución más estructural en caso de ser necesario el refuerzo de este sector del sistema de transmisión.

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9. REFERENCIAS [1] Resolución CREG 051, Abril de 1998. [2] Resolución CREG 004, Enero de 1999. [3] Resolución CREG 022, Febrero de 2001. [4] Resolución CREG 025, Julio de 1995. [5] Resolución CREG 030, Marzo de 1996. [6] UPME - Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2006 -

2020, Noviembre de 2006.

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estudio oportunidades de conexión 2008 – 2012 · c t e: c nro de t ran sm iÓn d e gÍa urrÁ 1c...

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