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ENTE OPERADOR REGIONAL

San Salvador, 25 de septiembre de 2009

IDENTIFICACION DE LA RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL

PARA EL 2° SEMESTRE 2009 Y AÑO 2010

IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. SEGUNDO SEMESTRE 2009 Y AÑO 2010

ENTE OPERADOR REGIONAL 1

ÍNDICE 1. ANTECEDENTES................................................................................2

2. RESUMEN EJECUTIVO........................................................................4

2.1 Generalidades ..................................................................................4

2.2 Red de Transmisión Regional, 2º Semestre 2009...................................5

2.3 Red de Transmisión Regional, año 2010 ...............................................9

3. INTRODUCCIÓN.............................................................................. 13

4. CONSIDERACIONES GENERALES....................................................... 14

4.1 Programas de simulación y bases de datos ......................................... 14

4.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

(SIEPAC)............................................................................................. 15

4.3 Interconexión extra-regional Guatemala – México................................ 15

5. RESULTADOS RTR, SEGUNDO SEMESTRE 2009 ................................... 17

5.1 Primer Paso: RTR Básica .................................................................. 17

5.2 Segundo paso: Nodos de Control....................................................... 18

5.3 Tercer paso: RTR Preliminar ............................................................. 25

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

5.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM................................ 54

6. RESULTADOS RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2010 ......................... 58

6.1 Primer Paso: RTR Básica .................................................................. 58

6.2 Segundo paso: Nodos de Control....................................................... 60

6.3 Tercer paso: RTR Preliminar ............................................................. 67

6.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar .................... 91

6.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM................................ 98

ANEXO I. Líneas de transmisión modeladas con impedancia cero contenidas en la base de datos PSS/E................................................................. 101



1. ANTECEDENTES En cumplimiento a la instrucción de la Junta Directiva del Ente Operador Regional (EOR), realizada en reunión los días 16 y 17 de abril del año 2008; el EOR en coordinación con los Operadores de Sistema y Operadores de Mercado (OS/OM), elaboró el Documento de Implementación Gradual del RMER. Dicho documento considera para la identificación de la Red de Transmisión Regional (RTR) realizar en coordinación con los OS/OM las siguientes actividades:

1. El EOR propondrá la RTR 2. Revisar la RTR resultante en conjunto con los OS/OM

Finalmente la Junta Directiva del EOR realizará la aprobación de la identificación de la RTR. Durante el primer semestre del año 2009, el EOR, ejecutó la metodología establecida en el RMER para la identificación de los elementos que conforman la RTR y elaboró la primera propuesta de identificación de la RTR aplicable para el año 2009, el cual fue remitido a los OS/OM para su revisión. Posterior al proceso de integración de la mayoría de las observaciones y comentarios emitidos por los OS/OM a la propuesta en mención, se realizó una reunión en la sede del EOR, durante los días 4 y 5 de junio de 2009, en la cual, se revisó dicha propuesta y la forma de aplicación de la metodología establecida en RMER. En dicha reunión participaron representantes de los OS/OM y del EOR. Como resultado de la revisión, se acordó ejecutar nuevamente la metodología establecida en el RMER para la identificación de la RTR, esta vez aplicable para el segundo semestre del año 2009 y para el año 2010. Adicionalmente se acordaron, para cada uno de los pasos de la metodología, la forma de aplicación y actividades a desarrollar para la ejecución de los mismos. En particular para la aplicación del paso 2 de la metodología, según acuerdo del Comité Ad-Hoc de revisión de la identificación de la RTR conformado por los OS/OM y el EOR, se realizó la consulta a la CRIE



sobre la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. La CRIE, respondió a la consulta en mención, por lo cual, la aplicación del paso 2 de la metodología se ha realizado considerando lo establecido en el Anexo A del Libro III del RMER y lo indicado por la CRIE, en la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. Además se consideraron las observaciones realizadas en la revisión efectuada el 03 de septiembre por el Comité Ad-Hoc y el EOR. Los resultados obtenidos para cada uno de los pasos, se presentan en este Informe.



2. RESUMEN EJECUTIVO 2.1 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 segundo semestre del año 2009 y para el año 2010. También se indican los fines para los cuales será utilizada la RTR identificada, y la representación gráfica de la misma. Los pasos que contempla la metodología son los siguientes:

a) Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y 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.



2.2 Red de Transmisión Regional, 2º Semestre 2009 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 segundo semestre del año 2009.

País Nodo de interconexión

Voltaje (kV)

Guatemala Los Brillantes 400

Guatemala Moyuta 230

El Salvador Ahuachapán 230 El Salvador 15 de Septiembre 230

Honduras Agua Caliente 230

Honduras Prados 230

Nicaragua León 230

Nicaragua Amayo 230

Costa Rica Liberia 230

Costa Rica Río Claro 230

Panamá Progreso 230

Línea de interconexión Voltaje (kV) Países

Los Brillantes – Frontera Guatemala/México1 400 Guatemala hasta la frontera con

México Moyuta - Ahuachapán 230 Guatemala – El Salvador 15 de Septiembre – Agua Caliente 230 El Salvador - Honduras

Prados – León 230 Honduras - Nicaragua

Amayo – Liberia 230 Nicaragua – Costa Rica

Río Claro - Progreso 230 Costa Rica - Panamá

El tramo de las líneas de interconexión en cada país debe considerarse como un elemento adicional a los presentados en las siguientes tablas resumen. 1 El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula. El tramo en México de la línea no forma parte de la RTR



Guatemala RTR 2009 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

400 1 1 230 22 13 138 19 0

Nodos

69 186 0 Total 228 14

230 27 15 138 14 0 Líneas de

Transmisión 69 191 0

Total 232 15 400/230 1 1 230/138 1 0 230/69 4 0

Transformadores de dos

devanados 138/69 3 0

Total 9 1 230/138/69 6 0 Transformadores

de tres devanados 230/138/13.8 1 0

Total 7 0

El Salvador RTR 2009 Elemento de Transmisión

Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 2 2 Nodos 115 24 18

Total 26 20 Líneas de


Total 37 24 Transformadores

de tres devanados

230/115/46 4 4

Total 4 4



Honduras RTR 2009 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 12 8 138 34 14 Nodos 69 25 0

Total 71 22 230 17 11 138 44 15 Líneas de


Total 83 25 230/138 3 3 Transformadores

de dos devanados 138/69 7 0


de tres devanados

230/138/13.8 3 3

Total 3 3

Nicaragua RTR 2009 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 7 5 138 44 13 Nodos 69 46 0

Total 97 18 230 8 6 138 45 10 Líneas de



de dos devanados

138/69 6 0

Total 6 0

230/138/13.8 9 6 Transformadores de tres

devanados 138/69/13.8 4 0 Total 13 6



Costa Rica RTR 2009 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 34 19 138 41 15 Nodos 69 1 0

Total 76 34 230 41 25 Líneas de

Transmisión 138 50 20 Total 91 45


devanados 230/69/13.8 1 0 Total 15 9

Panamá RTR 2009 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 17 15 Nodos 115 33 5





Total 1 0 230/115/34.5 9 0 Transformadores


Total 14 3



2.3 Red de Transmisión Regional, año 2010 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 2010.



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


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

Agua Caliente – 15 de Septiembre (2)

230 Interconexión Honduras – El Salvador

Cajón – San Buenaventura 230 Honduras

Toncontín – San Buenaventura 230 Honduras Agua Caliente – Subestación Sandino 230 Interconexión Honduras - Nicaragua

Subestación 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 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



El tramo de las líneas de interconexión y los tramos de la Línea SIEPAC en cada país deben considerarse como elementos adicionales a los presentados en las siguientes tablas resumen.

Guatemala RTR 2010 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

400 1 1 230 23 15 138 17 0

Nodos

69 181 0 Total 222 16

230 27 17 138 16 0 Líneas de


Total 172 17 400/230 1 1 230/138 2 0 230/69 4 0



Total 11 1 230/138/69 7 0 Transformadores


Total 7 0

El Salvador RTR 2010 Elemento de Transmisión

Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 3 3 Nodos 115 24 17



Transformadores de tres

devanados 230/115/46 6 6

Total 6 6



Honduras RTR 2010 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 12 11 138 37 21 Nodos 69 25 0

Total 74 32 230 16 13 138 46 24 Líneas de


Total 83 37 230/138 4 4 Transformadores

de dos devanados 138/69 4 0


de tres devanados

230/138/13.8 4 2

Total 4 2

Nicaragua RTR 2010 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 10 7 138 46 16 Nodos 69 47 0

Total 103 23 230 12 8 138 48 13 Líneas de



de dos devanados

138/69 7 0

Total 7 0


devanados 138/69/13.8 4 0 Total 12 8



Costa Rica RTR 2010 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 31 28 138 35 20 Nodos 69 0 0




devanados 230/69/13.8 0 0 Total 11 18

Panamá RTR 2010 Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR

230 19 14 Nodos 115 33 10





Total 0 0 230/115/34.5 9 0 Transformadores


Total 14 3



3. 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”. Como parte de las actividades del plan de implementación gradual del RMER, 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 segundo semestre del año 2009 y el año 2010. El presente informe contiene los resultados de aplicar los cinco pasos de la metodología detallada en el Anexo A del libro III del RMER. Para la aplicación del paso 2 se tomó en consideración la interpretación definitiva indicada por la CRIE, la cual fue solicitada a CRIE mediante acuerdo del Comité Ad–Hoc para la revisión de la RTR, conformado por representantes de los OS/OM y el EOR. Y además las observaciones realizadas en la revisión efectuada el 03 de septiembre por el Comité Ad-Hoc y el EOR. Conforme estableció la Junta Directiva del EOR en el “Documento de Implementación Gradual del RMER”, durante esta etapa de implementación gradual del RMER, hasta que la CRIE emita la resolución declaratoria de la puesta en operación de la Línea SIEPAC, dicha definición será utilizada al menos para:

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.

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

Es importante aclarar que durante el periodo transitorio hasta la entrada en vigencia plena del RMER la especificación de los nodos desde los cuales se pueden presentar ofertas servirá para el desarrollo del plan



gradual de cumplimiento del Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR). Los nodos habilitados para realizar ofertas en el MER son los definidos en el Anexo D del RTMER. A corto plazo es necesario definir los nodos de la RTR de América Central debido a las siguientes razones:

Los nodos habilitados de la RTR definida en el RTMER no toman en consideración las nuevas instalaciones implementadas desde el año 2001.

Los procesos del RMER requieren de una RTR identificada para el adecuado desarrollo del Plan de Implementación del RMER.

4. CONSIDERACIONES GENERALES

Las consideraciones tomadas en cuenta en el desarrollo del proceso de identificación de la RTR para el segundo semestre son las siguientes: 4.1 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 del PSS/E aplicables para el escenario de verano del año 2009 y el escenario de verano del año 2010, 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; con una base de datos con un horizonte que contenga los 5 años siguientes. Para identificación de la RTR, se consideró lo siguiente: a) El modelo de planeamiento operativo utilizado es el SDDP



b) La base de datos del SDDP utilizada en la metodología, corresponde a la resultante del proceso de actualización para el segundo semestre 2009 y el año 2010, realizado por el Grupo Técnico de Planeamiento Operativo (GTPO) del EOR.

Debido a que la Base de Datos disponible en el modelo de planeamiento operativo (SDDP) no contenía el detalle completo de las redes de transmisión nacionales se trabajó para modelar en el SDDP toda la información de las líneas de transmisión que se tiene en el PSS/E.

c) Adicionalmente, en la base de datos del SDDP se modelaron las redes

de transmisión de 69 kV, en los países que no la consideraron inicialmente en la base de datos en mención, con sus correspondientes datos de generación y demanda, de manera de considerar todos sus elementos de transmisión en la simulación.

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

resultantes del estudio de máximas transferencia época seca 2007, actualmente vigentes.

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

Para la RTR aplicable para el segundo semestre del año 2009, no se incluyó la red SIEPAC en los análisis, debido a que no se considera la entrada en operación de alguno de los distintos tramos y subestaciones que la conforman, durante el año 2009. Para la RTR aplicable para el año 2010, se incluyeron en los análisis y bases de datos los tramos y subestaciones de la línea SIEPAC, en base al cronograma de puesta en servicio, informados por la Empresa Propietaria de la Red (EPR). 4.3 Interconexión extra-regional Guatemala – México Se ha considerado que la Interconexión extra-regional entre los países de Guatemala y México entrará en servicio durante el año 2009 y por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma parte de la RTR básica, tanto para el segundo semestre 2009 y el año 2010.



SEMESTRE DE 2009

IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2009


5. RESULTADOS RTR, SEGUNDO SEMESTRE 2009 5.1 Primer Paso: RTR Básica Para el año 2009, 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. 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 5.1. Nodos de interconexión pertenecientes a la RTR Básica .

País Nodo de interconexión

Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Guatemala Los Brillantes 400 1128 LBR-400

Guatemala Moyuta 230 1125 MOY-231

El Salvador Ahuachapán 230 28161 AHUA-230 El Salvador 15 de Septiembre 230 28181 15SE-230

Honduras Agua Caliente 230 3301 AGUA-CAL

Honduras Prados 230 3310 PRADOS

Nicaragua León I 230 4403 LNI-230

Nicaragua Amayo 230 4750 AMY-230

Costa Rica Liberia 230 50000 LIB230

Costa Rica Río Claro 230 56050 RCL230

Panamá3 Progreso 230 6014 PRO230

Tabla 5.2. Líneas de interconexión pertenecientes a la RTR Básica.



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




Río Claro - Progreso 230 Costa Rica - Panamá 3 En la BDD 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. 4 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



5.2 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 alto 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”. Para la aplicación de éste paso de la metodología, según acuerdo del Comité Ad-Hoc de revisión de la identificación de la RTR conformado por los OS/OM y el EOR, se realizó la consulta a la CRIE sobre la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. La CRIE, respondió a la consulta en mención, por lo cual, la aplicación del paso 2 de la metodología se ha realizado considerando lo establecido en el Anexo A del Libro III del RMER y lo indicado por la CRIE, en la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. Además se consideraron las observaciones realizadas en la revisión efectuada el 3 de septiembre por el Comité Ad-Hoc y el EOR. A continuación se listan los nodos de control, para cada sistema eléctrico nacional de la región.



Tabla 5.3. Nodos de control del sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

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

1444 TIC-231 GUA Tac Tic 230 1448 TIC-232

Recibe generación de forma radial de la planta Chixoy.

GUA Escuintla 230 1106 ESC-231 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Moyuta 230 kV y recibe generación de forma radial desde el nodo Alborada 230 kV

GUA Guatemala Este 230 1107 GES-231 Recibe generación de la planta La Libertad y tiene demanda asociada.

GUA Siquinalá 230 1132 SIQ-230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Los Brillantes 400 y recibe generación de forma radial desde el nodo Magdalena 230 kV

Tabla 5.4. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador .

Nodo País

Nombre Voltaje

(kV) No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

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 eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán

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



Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

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.

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 Sonsonete 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 5.5. Nodos de control del sistema eléctrico de Honduras

Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON Cajón 230 3032 CJN Recibe generación de la planta Cajón

HON Pavana 230 3034 PAV Recibe generación de las planta LUFUSSA Valle y LUFUSSA San Lorenzo y Nacaome

HON Cañaveral 138 3029 CRL Recibe generación de las plantas Cañaveral, AMPAC,CECECAPA, Río Blanco y Aysa

HON Progreso 138 3038 PGR Recibe generación de las plantas Ceiba Térmica, La Gloria, Cuyame, Cuyamapa y Ecopalsa. También se alimenta demanda desde este nodo

HON Río Lindo 138 3098 RLN Recibe generación de la planta Río Lindo

HON Santa Fe 138 3101 SFE Recibe generación de la planta Tres Valles. También se alimenta demanda desde este nodo

HON Villa Nueva 138 3123 VNU Recibe generación de las plantas Chumbagua y Naco. También



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

desde este nodo se alimenta demanda

HON Knits 138 3180 KNITS Recibe generación de la planta Yojoa. También desde este nodo se alimenta demanda

HON San Pedro Sula

Sur 138 3203 SPSS Recibe generación de las plantas EMCE Choloma, Enersa, Elcosa, Elcatex, La Puerta y Térmica Sulzer. También desde este nodo se alimenta demanda

Tabla 5.6. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua .

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Planta Nicaragua 138 4405 PNI-230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión León I, 230 kV y recibe generación de forma radial las plantas Nicaragua y Amfels

NIC Acahualinca 138 4300 ACH-138 Recibe generación de las plantas Hugo Chávez 1 y Las Brisas. También se alimenta demanda desde este nodo.

NIC El Viejo 138 4312 EVJ-138 Recibe generación de Ingenio Planta Monte Rosa. También desde este nodo se alimenta demanda.

NIC Los Brasiles 138 4315 LBS-138 Recibe generación de Planta Momotombo y Hugo Chávez II

NIC León I 138 4316 LNI-138 Recibe generación de Planta Energética Corinto (EEC). También desde este nodo se alimenta demanda.

NIC Managua 138 4317 MGA-138 Recibe generación de Planta Managua. También desde este nodo se alimenta demanda.

NIC Masaya 138 4319 MSY-138 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Amayo, 230 kV y recibe generación de Plantas Che Guevara ubicación Masaya y Che Guevara ubicación Benjamín Zeledón

NIC Planta Santa Bárbara 138 4329 PSB-138 Recibe generación de la planta Santa Bárbara



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Sébaco 138 4331 SEB-138 Recibe generación de forma radial de Planta Centroamérica. También desde este nodo se alimenta demanda.

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

NIC Tipitapa 138 4336 TPT-138 Recibe generación de forma radial de Planta Tipitapa Power y Planta Che Guevara ubicación Tipitapa

Tabla 5.7. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

CRI Cañas 230 50050 CAS230 Nodo que tiene asociados generación y retiro 50200 ARE230A

CRI Arenal 230 50202 ARE230B

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

CRI Corobicí 230 50100 COR230 Recibe generación de las plantas Corobicí y Sandillal. También desde este nodo se alimenta demanda.

50250 MIR230A 50252 MIR230B CRI Miravalles 230 50253 MI3230

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los Negros y Canalete

CRI Barranca 230 50350 BAR230 Nodo que tiene asociados generación y retiro 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 Recibe generación de la planta Peñas Blancas. También se alimenta demanda desde este nodo

50950 CAR230A CRI

Cariblanco 230 50952 CAR230B

Recibe generación de la planta Cariblanco

53000 CAJ230A CRI La Caja 230 53002 CAJ230B

Nodo que tiene asociados generación y retiro



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

53050 LIN230A CRI Lindora 230 53052 LIN230B

Nodo al que se conecta radialmente Tarvaca de 230 kV desde donde se alimenta demanda

53004 CAJ138A CRI La Caja 138 53005 CAJ138B

Nodo que tiene generación y demanda asociada

CRI Alajuelita 138 53454 ALA138 Nodo que tiene generación y demanda asociada

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

58004 CAC138A CRI Cachí 138

58006 CAC138B Recibe generación de las plantas Cachí y La Joya

CRI Turrialba 138 58054 TUR138 Nodo que tiene generación y demanda asociada CRI Colima 138 53654 COL138 Nodo que tiene generación y demanda asociada

58104 ANG138A CRI Angostura 138 58106 ANG138B

Recibe generación de la planta Angostura

Tabla 5.8. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

PAN Panamá II 230 6003 PANII230 Recibe generación de la planta Bayano, COPESA y Pacora PAN Chorrera 230 6005 CHO230 Nodo que tiene asociados generación y retiro

PAN Mata de Nance 230 6011 MDN230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y tiene asociados centros de demanda y generación.

PAN Fortuna 230 6096 FOR230 Recibe generación de la planta Fortuna PAN Guasquitas 230 6179 GUA230 Recibe generación de la planta Estí PAN Panamá 115 6002 PAN115 Nodo que tiene asociados generación y demanda PAN Las Minas 1 115 6059 LM1115 Recibe generación de la planta Las Minas 1



Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

PAN Las Minas 2 115 6060 LM2115 Recibe generación de la planta Las Minas 2

PAN Cemento Panamá 115 6170 CPA115 Nodo que tiene asociada demanda y recibe generación en forma radial de la planta EL Giral (6280)

PAN Cativa 115 6270 CAT 115 Recibe generación de la planta Cativa



5.3 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 5.9. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

GUA Guatemala Sur 230 1109 GSU-231 GUA Moyuta 230 1129 MOY-232 GUA Moyuta 230 1126 MOY-230

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control GES-231 (1107) con el nodo de la RTR básica MOY-231 (11259)

GUA Guatemala Norte 230 1108 GNO-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TIC-231 (1444) y TIC-232 (1448) con el nodo de la RTR básica MOY-231 (11259)

GUA Los Brillantes 230 1110 LBR-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SIQ-230 (1132) con el nodo de la RTR básica LBR-400 (1128)

Tabla 5.10. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Línea de Transmisión Nodo desde Nodo hacia País

Nombre No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E) Nombre No. Bus

(PSS/E) Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

GUA Alborada 1102 ALB-230 Escuintla 1106 ESC-231 230 1

GUA Alborada 1102 ALB-230 Escuintla 1106 ESC-231 230 2

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ALB-230 (1102) con el nodo de la RTR básica MOY-231 (11259)

GUA Escuintla 1106 ESC-231 Guatemala Sur

1109 GSU-231 230 1


1109 GSU-231 230 2

GUA Guatemala Sur

1109 GSU-231 Guatemala Este

1107 GES-231 230 1

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica MOY-231 (1125)







Voltaje (kV) Id Comentario

GUA Guatemala Este

1107 GES-231 Moyuta 1129 MOY-232 230 1

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

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control GES-231 (1107) con el nodo de la RTR básica MOY-231 (1125)

GUA Tac Tic 1444 TIC-231 Guatemala Norte

1108 GNO-231 230 1

GUA Tac Tic 1448 TIC-231 Guatemala Norte

1108 GNO-231 230 1

GUA Guatemala Norte

1108 GNO-231 Guatemala Este

1107 GES-231 230 1

Tramo que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta TIC-231 (1444) y TIC-232 (1448) con el nodo de la RTR básica MOY-231 (1125)

GUA Siquinalá 1132 SIQ-230 Los Brillantes 1110 LBR-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SIQ-230 (1132) con el nodo de la RTR básica LBR-400 (1128)

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

Camino eléctrico más corto para hacer la RTR continua, uniendo ESC-231 (1106) y SIQ-230 (1132)



Tabla 5.11. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Transformador de dos devanados

Nodo desde Nodo hacia País Subestación No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

GUA Los Brillantes 1128 LBR-400 1110 LBR-231 400/230 1 Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de LBR-231 (1110) a nodo de RTR básica LBR-400 (1128)

Tabla 5.12. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

SAL San Martín 115 27431 SMAR-115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control NEJA-115 con el nodo de la RTR básica 15SE-230

SAL Ateos 115 27441 ATEO-115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TALN-115 con el nodo de la RTR básica AHUA-230

SAL San Antonio Abad 115 27361 SANT-115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua.

SAL San Rafael 115 27321 SRAF-115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control 5NOV-115 con el nodo de la RTR básica 15SE-230



Tabla 5.13. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

Línea de Transmisión

Nodo desde Nodo hacia País


Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

SAL 5 de Noviembre

27101 5NOV-115 San Rafael 27321 SRAF-115 115 1

SAL San Rafael 27321 SRAF-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 5NOV-115 (27101) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

SAL Acajutla 27131 ACAJ-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1


Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ACAJ-115 (27411) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

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 ACAJ-115 (27411) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

SAL Ahuachapán 27161 AHUA-115 Santa Ana 27351 SANA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SANA-115 (27351) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

SAL Ateos 27441 ATEO-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ATEO-115 (27441) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

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 BERL-115 (27211) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

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






Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

SAL Cerrón Grande

27171 CGRA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 2 control CGRA-115 (27171) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

SAL San Martín 27431 SMAR-115 15 de Septiembre

27181 15SE-115 115 1

SAL San Martín 27431 SMAR-115 15 de Septiembre

27181 15SE-115 115 2

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SMAR-115 (27431) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

SAL Nejapa 27371 NEJA-115 San Martín 27431 SMAR-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control NEJA-115 (27371) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

SAL San Antonio Abad

27361 SANT-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SANT-115 (27361) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

SAL Soyapango 27301 SOYA-115 San Martín 27431 SMAR-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SOY-115 (27301) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

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

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TALN-115 (27481) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

SAL San Antonio Abad

27361 SANT-115 Talnique 27481 TALN-115 115 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua



Tabla 5.14. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

Transformador de tres devanados

Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País Subestación No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

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

INTER 3

SAL 15 de Septiembre

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

/46 INTER

4

Conecta el Nodo de Control 15SE-115 (27181) con el Nodo Frontera 15SE-230 (28181)

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

INTER 1

SAL Ahuachapán

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

INTER 2

Conecta el Nodo de Control AHUA-115 (27161) con el Nodo Frontera AHUA-230 (28161)

Tabla 5.15. Nodos que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON PROGRESO 138 3095 PROGRESO

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PGR (3038) con el nodo de la RTR básica AGUA-CAL (3301)



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON TONCONTÍN 138 3120 TON HON

TONCONTÍN 230 3155 TON

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SFE (3101) con el nodo de la RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON

SUYAPA 230 3033 SUY

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CJN (3032) con el nodo de la RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON SANTA MARTA 138 3108 SMT

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SPSS (3203) con el nodo de la RTR básica AGUA-CAL (3301)

Tabla 5.16. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.




Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

HON Pavana 3034 PAV Agua Caliente

3301 AGUA-CAL 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de PAV (3034) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON Cajón 3032 CJN Suyapa 3033 SUY 230 1

HON Suyapa 3033 SUY Pavana 3034 PAV 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de CJN (3032) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)






Nombre (PSS/E) Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

HON Santa Fe 3101 SFE Toncontín 3120 TON 138 1

HON Toncontín 3155 TON Agua Caliente

3301 AGUA-CAL 230 1

HON Toncontín 3155 TON Agua Caliente

3301 AGUA-CAL 230 2

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de SFE (3101) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON Progreso 3095 PROGRE-SO Cajón 3032 CJN 230 1

HON Progreso 3095 PROGRE-SO Cajón 3032 CJN 230 2

Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de PGR (3038) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON Río Lindo 3098 RLN Progreso 3038 PGR 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de RLN (3098) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON Cañaveral 3029 CRL Río Lindo 3098 RLN 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de CRL (3029) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON San Pedro Sula Sur

3203 SPPS Santa Marta

3108 SMT 138 1

HON Santa Marta 3108 SMT Progreso 3038 PGR 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de SPSS (3203) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON Villanueva 3123 VNU San Pedro Sula Sur

3203 SPPS 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de VNU (3123) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)







No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

HON Knits 3180 KNITS Río Lindo 3098 RLN 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de KNITS (3180) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)

HON Prados 3310 PRD Pavana 3034 PAV 230 1 Ruta eléctrica más corta para que la RTR preliminar sea continua

Tabla 5.17. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

3095 PROGRESO 3038 PGR 230/138 T1 HON Progreso

3095 PROGRESO 3038 PGR 230/138 T2

Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de PGR (3038) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)



Tabla 5.18. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

HON Toncontín 3120 TON 3165 TER-T611 3155 TON 230/138/13.8

TON T611

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar de SFE (3101) a nodo de RTR básica AGUA-CAL (3301)

Tabla 5.19. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Malpaisillo 138 4318 MLP-138 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PSB-138 (4329) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Ticuantepe 230 4406 TCP-230 Nodo que forma parte del camino eléctrico más corto para hacer la RTR continua.

NIC Los Brasiles 230 4401 LBS-230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LBS-138 (4315) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Masaya 230 4404 MSY-230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MSY-138 (4319) con el nodo de la RTR básica AMY-230 (4750)



Tabla 5.20. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.






NIC Masaya 4404 MSY-230 Amayo 4750 AMY-230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MSY-138 (4319) con el nodo de la RTR básica AMY-230 (4750)

NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 Planta Nicaragua

4405 PNI-230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LBS-138 (4315) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Planta Nicaragua 4405 PNI-230 León I 4403 LNI-230 230 1

Ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PNI-230 (4405) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

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

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ACH-138 (4300) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

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

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MGA-138 (4317) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


NIC San Jacinto Power

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

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SJP-138T (4334) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC El Viejo 4312 EVJ-138 León I 4316 LNI-138 138 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control EVJ-138 (4312) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Planta Santa Bárbara 4329 PSB-138 Malpaisillo 4318 MLP-138 138 1

NIC Malpaisillo 4318 MLP-138 San Jacinto Power 4334 SJP-138T 138 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PSB-138 (4329) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Sébaco 4331 SEB-138 Planta Santa Bárbara

4329 PSB-138 138 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SEB-138 (4331) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Masaya 4404 MSY-230 Amayo 4750 AMY-230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MSY-138 (4404) con el nodo de la RTR básica AMY-230 (4750)





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


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

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TPT-138 (4336) con el nodo de la RTR básica AMY-230 (4750)

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

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

Ruta eléctrica más corta para que la RTR preliminar sea continua

Tabla 5.21. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

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

MSY-AT1

NIC Masaya

4404 MSY-230 4319 MSY-138 4918 MSY-AT2 230/138/13.8

MSY-AT2

Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de MSY-138 (4319) a nodo de RTR básica AMY-230 (4750)






No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

4401 LBS-230 4315 LBS-138 4908 LBS-AT1 230/138/13.8

LBS-AT1 NIC Los Brasiles

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

/13.8 LBS-AT2

Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de LBS-138 (4315) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)

4403 LNI-230 4316 LNI-138 4902 LNI-AT1 230/138/13.8

LNI-AT1

NIC León I

4403 LNI-230 4316 LNI-138 4904 LNI-AT2 230/138/13.8

LNI-AT2

Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de LNI-138 (4316) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)

Tabla 5.22. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

53150 SMI230A CRI 230

53152 SMI230B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAR230B (50952) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

53154 SMI138A CRI

San Miguel

138 53156 SMI138B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAC138A (58004) y CAC138B (58006) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)



Tabla 5.23. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar





Voltaje (kV)

Id Comentario

CRI La Caja 53000 CAJ230A Lindora 53050 LIN230A 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAJ230A (53000) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI La Caja 53002 CAJ230B Lindora 53052 LIN230B 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAJ230B (53000) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Lindora 53050 LIN230A Barranca 50350 BAR230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LIN230A (53050) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Lindora 53052 LIN230B Barranca 50350 BAR230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LIN230B (53050) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Barranca 50350 BAR230 Cañas 50050 CAS230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control BAR230 (50350) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Cañas 50050 CAS230 Liberia 50000 LIB230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAS230 (50050) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)








Voltaje (kV)

Id Comentario

CRI San Miguel 53150 SMI230A Cariblanco 50952 CAR230B 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SMI230A (53150) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Cariblanco 50950 CAR230A Toro 50700 TOR230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAR230A (50950) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Ciudad Quezada

50650 CQU230 Peñas Blancas

50800 PBL230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CQU230 (50650) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Peñas Blancas

50800 PBL230 Arenal 50202 ARE230B 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PBL230 (50800) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Miravalle 50250 MIR230A Liberia 50000 LIB230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MIR230A (50250) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Arenal 50200 ARE230A Corobicí 50100 COR230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ARE230A (50200) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Corobicí 50100 COR230 Cañas 50050 CAS230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control COR230 (50100) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)








Voltaje (kV)

Id Comentario

CRI Palmar Norte

56100 PNO230 Río Claro 56050 RCL230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAJ230 (56100) con el nodo de la RTR básica RCL230 (56050)

CRI San Isidro 56000 SIS230 Palmar Norte

56100 PNO230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SIS230 (56000) con el nodo de la RTR básica RCL230 (56050)

CRI Río Macho 53850 RMA230 San Isidro 56000 SIS230 230 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

CRI San Miguel 53150 SMI230A Lindora 53052 LIN230B 230 1

CRI San Miguel 53152 SMI230B Lindora 53050 LIN230A 230 2

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SMI230B (53152) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Alajuelita 53454 ALA138 La Caja 53005 CAJ138B 138 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ALA138 (53454) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Angostura 58106 ANG138B Turrialba 58054 TUR138 138 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ANG138 (58106) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Turrialba 58054 TUR138 Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TUR138 (58054) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)








Voltaje (kV)

Id Comentario

CRI Cachí 58006 CAC138B San Miguel 53156 SMI138B 138 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAC138B (58006) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Colima 53654 COL138 San Miguel 53154 SMI138A 138 1

CRI Colima 53654 COL138 San Miguel 53156 SMI138B 138 2

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control COL138 (53654) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

CRI Río Macho 53854 RMA138 Cachí 58004 CAC138A 138 1


Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control RMA138 (53854) con el nodo de la RTR básica LIB230 (50000)

Tabla 5.24. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

53004 CAJ138A 53030 CAJAT1T 53000 CAJ230A 230/138/ 13.8 AT1

CRI La Caja

53004 CAJ138A 53031 CAJAT2T 53000 CAJ230A 230/138/ 13.8

AT2

Elementos de la ruta eléctrica más corta para llegar de CAJ138A (53004) a nodo de RTR básica LIB230 (50000)






No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

53854 RMA138 53880 RMAAT1T 53850 RMA230 230/138/ 13.8

AT1 CRI Río Macho

53854 RMA138 53881 RMAAT2T 53850 RMA230 230/138/

13.8 AT2

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

53154 SMI138A 53150 SMI230A 53180 SMIAT1T 230/138/

13.8 AT1

53154 SMI138A 53150 SMI230A 53181 SMIAT2T 230/138/

13.8 AT2

Elementos de la ruta eléctrica más corta para unir de SAB138 (53704) a nodo de RTR básica LIB230 (50000) CRI San Miguel

53156 SMI138B 53152 SMI230B 53182 SMIAT3T 230/138/ 13.8

AT3

Elementos de la ruta eléctrica más corta para llegar de CAC138B (58006) a nodo de RTR básica LIB230 (50000)

Tabla 5.25. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

PAN Panamá 230 6001 PAN230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CHO230 (6005) y PAN115 (6002) con el nodo de la RTR básica PRO230 (6014)

PAN Llano Sánchez 230 6008 LSA230

PAN Veladero 230 6182 VEL230

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PANII230 (6003)con el nodo de la RTR básica PRO230 (6014)

PAN Chilibre 115 6024 CHI230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LM2115 (606027) con el nodo de la RTR básica PRO230 (6014)



Tabla 5.26. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.




Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Progreso 6014 PRO230 230 9

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control MDN230 (6011) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)

PAN Fortuna 6096 FOR230 Mata de Nance

6011 MDN230 230 7

PAN Fortuna 6096 FOR230 Mata de Nance

6011 MDN230 230 8

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control FOR230 (6096) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)

PAN Guasquitas 6179 GUA230 Fortuna 6096 FOR230 230 18

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control GUA230 (6179) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)

PAN Llano Sánchez

6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 14

PAN Llano Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 15

PAN Llano Sánchez

6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 5A

PAN Llano

Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 6A

PAN Veladero 6182 VEL230 Mata de Nance 6011 MDN230 230 5B

PAN Veladero 6182 VEL230 Mata de Nance

6011 MDN230 230 6B

PAN Panamá II 6003 PANII230 Llano Sánchez

6008 LSA230 230 12


6008 LSA230 230 13

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control PANII230 (6003) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)






Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 3A PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 4A PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá 6003 PANII230 230 1C PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá 6003 PANII230 230 2B

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CHO230 (6005) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)

PAN Chilibre 6024 CHI115 Panamá 6002 PAN115 115 3A

PAN Las Minas 2 6060 LM2115 Chilibre 6024 CHI115 115 3B

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control LM2115 (6060) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)

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

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CAT115 (6270) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)

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

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control LM1115 (6059) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)

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 CPA115 (6170) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)



Tabla 5.27. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

6002 PAN115 6084 PAN13T3 6001 PAN230 230/115/ 13.8 T1

6002 PAN115 6084 PAN13T3 6001 PAN230 230/115/ 13.8

T2 PAN Panamá

6002 PAN115 6084 PAN13T3 6001 PAN230 230/115/ 13.8

T3

Elementos de la ruta eléctrica más corta para llegar de PAN115 (6002) a nodo de RTR básica PRO230 (6014)



5.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar La metodología para el cuarto paso establece: “Se identificarán elementos adicionales a la RTR preliminar para varios escenarios, según un criterio que considera dos factores: 1) la magnitud del cambio de flujo por los elementos antes y después de las transacciones MER y; 2) la relación de este cambio con el monto total de la transacción MER en cada país”. Para el segundo semestre del año 2009 se consideraron simulaciones con el software SDDP para 30 escenarios (5 bloques de carga en cada mes del año 2009) 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 de dicho elemento si se cumple con los siguientes criterios:

a) El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos 5.1 al 5.3

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=7 escenarios del total de los 30 analizados. Es decir, la relación n/30 (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 07/2009 Estocástico Etapa Inicial 07/2009 Todas las series Forward 5 Bloques de demanda Numero de series Forward: 50 2 Años adicionales Numero de series Backward: 40 Etapa Mensual, Desviación Estandar: 2 Configuración dinámica 15 Iteraciones Cronograma de mantenimiento Año inicial de Hidrología 2009 Con red de transmisión

Flujo DC sin pérdidas Los valores anteriores corresponden a los valores aprobados por el GTPO en la reunión sostenida durante los días 8, 9 10 de julio de 2009, en la cual se realizaron las simulaciones necesarias para dar cumplimiento al paso cuatro de la metodología de identificación de la



RTR para el segundo semestre 2009 y la RTR correspondiente al año 2010. A continuación se listan los elementos de transmisión que complementan la RTR, resultantes de las simulaciones. Tabla 5.28. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

GUA San Joaquín 230 1120 SJQ-230 GUA ENRON 230 1105 ENR-230

Tabla 5.29. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.

Línea de Transmisión de la RTR complementaria Nodo desde Nodo hacia País


Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

GUA Guatemala Norte

1108 GNO-231 Guatemala Sur

1109 GSU-231 230 1

GUA Alborada 1102 ALB-230 ENRON 1105 ENR-230 230 1

GUA Alborada 1102 ALB-230 San Joaquín

1120 SJQ-230 230 1

Tabla 5.30. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

SAL Nuevo

Cuscatlán 115 27421 NCUS-115

SAL Santo Tomás 115 27461 STOM-115 SAL Opico 115 27381 OPIC-115



Tabla 5.31. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.



Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

SAL Nuevo Cuscatlán 27421 NCUS-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1

SAL Nejapa 27371 NEJA-115 Soyapango 27301 SOYA-115 115 1 SAL San Rafael 27321 SRAF-115 San Martín 27431 SMAR-115 115 1

SAL Nuevo Cuscatlán

27421 NCUS-115 Santo Tomás

27461 STOM-115 115 1

SAL San Martín 27431 SMAR-115 Santo Tomás 27461 STOM-115 115 1

SAL Santa Ana 27351 SANA-115 Opico 27381 OPIC-115 115 1 Tabla 5.32. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Circunvalación 138 3052 CIR HON Río Lindo 230 3300 RLN HON AMARATEC 230 3170 AMARATEC HON Choloma 138 3049 CHO HON Agua Prieta 138 3204 AGP HON Bermejo 138 3037 BER

Tabla 5.33. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.





Voltaje (kV) Id

HON Cajón 3032 CJN Río Lindo 3300 RLN 230 1 HON AMARATEC 3170 AMARATEC Río Lindo 3300 RLN 230 1 HON Toncontín 3155 TON AMARATEC 3170 AMARATEC 230 1 HON Choloma 3049 CHO Agua Prieta 3204 AGP 138 1 HON Choloma 3049 CHO Agua Prieta 3204 AGP 138 2 HON Bermejo 3037 BER Choloma 3049 CHO 138 1 HON Bermejo 3037 BER Choloma 3049 CHO 138 2






No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

HON Bermejo 3037 BER San Pedro Sula Sur

3203 SPSS 138 2

HON Circunvalación 3052 CIR San Pedro Sula Sur 3203 SPSS 138 1

HON Progreso 3038 PGR Circunvalación 3052 CIR 138 1 Tabla 5.34. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

NIC Oriental 138 4323 ORT-138

Tabla 5.35. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Línea de Transmisión de la RTR complementaria





Voltaje (kV)

Id

NIC Oriental 4323 ORT-138 Tipitapa 4336 TPT-138 138 1 Tabla 5.36. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

CRI Sandillal 230 50103 SAD230 CRI Corobicí 230 50100 COR230 CRI General 230 54500 GEN230 CRI Leesville 230 58200 LEE230 CRI Leesville 138 58204 LEE138 CRI La Joya 138 54154 JOY138 CRI Turrialba 138 58054 TUR138 CRI Garita 138 53204 GAR138 CRI Coco 138 53304 COC138 CRI Naranjo 138 53254 NAR138



Tabla 5.37. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.



Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

CRI Arenal 50200 ARE230A Barranca 50350 BAR230 230 1 CRI Arenal 50200 ARE230A La Caja 53002 CAJ230B 230 1 CRI Corobicí 50100 COR230 Sandillal 50103 SAD230 230 1 CRI Barranca 50350 BAR230 Lindora 53052 LIN230B 230 2 CRI Cariblanco 50952 CAR230B San Miguel 53150 SMI230A 230 1 CRI General 54500 GEN230 Leesville 58200 LEE230 230 1 CRI Lindora 53052 LIN230B San Miguel 53150 SMI230A 230 2 CRI Angostura 58106 ANG138B Trapiche 58154 TRA138 138 1 CRI Trapiche 58154 TRA138 Leesville 58204 LEE138 138 1 CRI Cachí 58006 CAC138B Angostura 58106 ANG138B 138 1 CRI La Joya 54154 JOY138 Cachí 58006 CAC138B 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Garita 53204 GAR138 138 1 CRI Garita 53204 GAR138 Coco 53304 COC138 138 1 CRI Cóncavas 53754 COV138 Angostura 58104 ANG138A 138 1 CRI La Caja 53005 CAJ138B Coco 53304 COC138 138 1 CRI Este 53554 EST138 Cóncavas 53754 COV138 138 1 CRI Alajuelita 53454 ALA138 Este 53554 EST138 138 1 CRI Garita 53204 GAR138 Naranjo 53254 NAR138 138 1 CRI San Miguel 53154 SMI138A Sabanilla 53704 SAB138 138 1

Tabla 5.38. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

CRI Lesville 58200 LEE230 58204 LEE138 58230 LEEAT1T 230/138/ 13.8 AT1

CRI Barranca 50354 BAR138 50350 BAR230 50384 BARAT1T 230/138/

13.8 AT1



Tabla 5.39. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

PAN Bayano 230 6100 BAY230 PAN Pacora 230 6171 PAC230 PAN Estí 230 6178 EST230 PAN Las Guías 230 6240 LGU230 PAN COPESA 230 6103 COP23O

Tabla 5.40. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.



Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

PAN Bayano 6100 BAY230 Pacora 6171 PAC230 230 1A

PAN Estí 6178 EST230 Guasquitas 6179 GUA230 230 19 PAN Guasquitas 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 16 PAN Guasquitas 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 17 PAN Panamá II 6003 PANII230 Pacora 6171 PAC230 230 1B PAN Panamá II 6003 PANII230 COPESA 6103 COP23O 230 2A PAN Bayano 6100 BAY230 COPESA 6103 COP23O 230 2A

PAN Chorrera 6005 CHO230 Llano Sánchez

6008 LSA230 230 3B

PAN Llano Sánchez

6008 LSA230 Las Guías 6240 LGU230 230 4C

PAN Chorrera 6005 CHO230 Las Guías 6240 LGU230 230 4B



5.5 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 Grupo Técnico de Seguridad Operativa (GTSO) realizó simulaciones con el software PSS/E, necesarias para dar cumplimiento al paso cinco de la metodología de identificación de la RTR para el segundo semestre 2009. Los criterios utilizados fueron los siguientes: Se realizaron las simulaciones para los escenarios de demanda máxima de verano del año 2009. Se utilizó como nodo oscilante el generador del equivalente del sistema eléctrico de México, ya que de allí se obtiene la mayor respuesta eléctrica ante contingencias. Se simularon contingencias simples (N-1) a las redes de transmisión de cada área de control, desde 69 kV hasta 400 kV. Tal como se establece en el RMER, los límites de seguridad operativa que se vigilaron a través de las simulaciones fueron:

• Limites de voltaje +/- 10 del voltaje nominal.

• Limites de sobre carga – No 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, se consideró como perteneciente a la RTR. No obstante lo anterior se consideró las siguientes excepciones para el análisis:

i. Los elementos que presentan problemas de voltaje y sobre-carga 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 13.8 de distribución, 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. A continuación se listan los elementos de transmisión que se adicionan a la RTR para el segundo semestre 2009, resultantes de las simulaciones. Tabla 5.41. Nodos que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

NIC Benjamín Zeledón

138 4306 BZN-138

138 3038 SUY HON SUYAPA

13.8 3131 SUY Tabla 5.42. Líneas de transmisión que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa.

Línea de Transmisión de la RTR Nodo desde Nodo hacia País




Voltaje (kV) Id

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

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

PAN Chorrera 6005 CHO230 PANAM 6105 PAM230 230 11



Tabla 5.43. Transformadores de dos devanados que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

HON Suyapa 3033 SUY 3030 SUY 230/138 TER-T611

Tabla 5.44. Transformadores de tres devanados que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

HON Suyapa 3033 SUY 3131 TER-T612 3030 SUY 230/138/13.8

SUY T612

HON Suyapa 3033 SUY 3132 TER-T613 3030 SUY 230/138/

13.8 SUY T614



AÑO 2010



6. RESULTADOS RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2010 6.1 Primer Paso: RTR Básica Para el año 2010, 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 6.1. Nodos pertenecientes a la RTR Básica .

País Nodo Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Los Brillantes 400 1128 LBR-400 Moyuta 230 1125 MOY-231

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

Guatemala

Panaluya 230 1710 PAN-230 Ahuachapán 230 28161 AHUA-230

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

Agua Caliente 230 3301 AGC B624 Prados 230 3310 PRD B618

Toncontín 230 3155 TON B610 Cajón 230 3032 CJN B601

Honduras

San Buenaventura 230 3300 SBV León I 230 4403 LNI-230 Amayo 230 4750 AMY-230

Subestación Sandino 230 4402 PSN-230 Nicaragua

Ticuantepe 230 4406 TCP-230 Liberia 230 50000 LIB230

56050 RCL230A Río Claro 230 56052 RCL230B

Cahuita 230 58350 CAH230 50050 CAS230A Cañas 230 50052 CAS230B

Parrita 230 54000 PAR230 56100 PNO230A

Costa Rica

Palmar Norte 230 56102 PNO230B

Progreso5 230 6014 PRO230 Veladero 230 6182 VEL230 Panamá

Changuinola 230 6260 CHA230 5 En la BDD 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.



Tabla 6.2. Líneas de interconexión pertenecientes a la RTR Básica.



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





Cahuita - Changuinola 230 Costa Rica - Panamá

Tabla 6.3. Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica.

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

Agua Caliente – 15 de Septiembre (2)

230 Interconexión Honduras – El Salvador

Cajón – San Buenaventura 230 Honduras

Toncontín – San Buenaventura 230 Honduras Agua Caliente – Subestación Sandino 230 Interconexión Honduras - Nicaragua

Subestación 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

6 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



6.2 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 alto 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”. Para la aplicación de éste paso de la metodología, según acuerdo del Comité Ad-Hoc de revisión de la identificación de la RTR conformado por los OS/OM y el EOR, se realizó la consulta a la CRIE sobre la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. La CRIE, respondió a la consulta en mención, por lo cual, la aplicación del paso 2 de la metodología se ha realizado considerando lo establecido en el Anexo A del Libro III del RMER y lo indicado por la CRIE, en la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. Además se consideraron las observaciones realizadas en la revisión efectuada el 3 de septiembre por el Comité Ad-Hoc y el EOR. A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema eléctrico nacional de la región.



Tabla 6.4. Nodos de control del sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

GUA Alborada 230 1102 ALB-230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas Arizona, Enron, Sidegua, San José y Tampa.

GUA Escuintla 230 1106 ESC-231 Es el nodo 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 La Palma

GUA Siquinalá 230 1132 SIQ-230 Recibe generación de forma radial desde el nodo Magdalena 230 kV 1444 TIC-231

GUA Tac Tic 230 1448 TIC-232

Recibe generación de forma radial de la planta Tac Tic

GUA Guatemala Este 230 1107 GES-231 Nodo que tiene asociados generación y demanda

Tabla 6.5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador .

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

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 eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán

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

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



Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

septiembre.

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 6.6. Nodos de control del sistema eléctrico de Honduras

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON Pavana 230 3034 PAV B620

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

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

HON Cañaveral 138 3029 CRL B501

Recibe generación de las plantas Cañaveral, AMPAC,CECECAPA, Río Blanco y Aysa

HON Progreso 138 3038 PGR B509

Nodo de inyección donde se conecta radialmente GUA B537 (3064) y TEL B511 (3118)

HON Térmica Sulzer 138 3122 TSZ B526

Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente ELC B520



Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON Choloma 138 3049 CHM B539


HON Comayagua 138 3060 CYG B536

Recibe generación de las plantas El Coyolar y La Esperanza. También se alimenta demanda desde este nodo

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

HON Masca 138 3082 MAS B544 Nodo que tiene asociados generación y retiro

HON Santa Fe 138 3101 SFE B505

Recibe generación de la planta Tres Valles. También se alimenta demanda desde este nodo

HON Villa Nueva 138 3123 VNU B520

Recibe generación de las plantas Chumbagua y Naco. También desde este nodo se alimenta demanda

HON Agua Prieta 138 3204 AGP B556

Nodo que tiene generación asociada

Tabla 6.7. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua .

Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Planta Nicaragua 230 4405 PNI-230 Es el nodo 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

NIC Acahualinca 138 4300 ACH-138 Recibe generación de las plantas Hugo Chávez 1 y Las Brisas. También se alimenta demanda desde este nodo.

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

NIC El Viejo 138 4312 EVJ-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación radialmente de PMR-69 (4326)



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

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

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

NIC Planta Managua 138 4317 MGA-138 Recibe generación de la planta 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 Che Guevara ubicación Benjamín Zeledón

NIC Planta Santa Bárbara 138 4329 PSB-138 Recibe 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 de la planta San Jacinto Power NIC Nagarote 138 4342 NAG-138 Nodo que tiene asociados generación y retiro

Tabla 6.8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

50100 COR230A CRI Corobicí 230 50102 COR230B

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente SAD138

CRI 50200 ARE230A CRI

Arenal 230 50202 ARE230B

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

CRI 50250 MIR230A CRI 50252 MIR230B CRI

Miravalle 230 50253 MI3230

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los Negros y Canalete

CRI Barranca 230 50350 BAR230 Nodo que tiene asociados generación y retiro



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

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 Recibe generación de la planta Peñas Blancas. También se alimenta demanda desde este nodo

CRI Garabito 230 50900 GAB230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI 50950 CAR230A CRI

Cariblanco 230 50952 CAR230B

Recibe generación de la planta Cariblanco

CRI 53000 CAJ230A CRI

La Caja 230 53002 CAJ230B


CRI MOG 230 50300 MOG230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Pirris 230 54250 PIR230 Nodo que tiene generación asociada CRI 53004 CAJ138A CRI

La Caja 138 53006 CAJ138B

Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se conectan radialmente GAR138, NAR138, COC138 y POA138

CRI Alajuelita 138 53454 ALA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Colima 138 53654 COL138 Recibe generación de la planta Colima

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

58004 CAC138A CRI Cachí 138 58006 CAC138B

Recibe generación de las plantas Cachí y La Joya

CRI Turrialba 138 58054 TUR138 Nodo que tiene generación y demanda asociadas 58104 ANG138A CRI Angostura 138 58106 ANG138B


CRI Trapiche 138 58154 TRA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente LEE138 (58204)

58304 MOI138A 58305 MOI138B CRI Moín 138 58306 MOI138C




Tabla 6.9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

PAN Panamá II 230 6003 PANII230 Recibe generación de la planta Bayano, COPESA y Pacora

PAN Chorrera 230 6005 CHO230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialemente PAM230

PAN Mata de Nance 230 6011 MDN230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y tiene asociados centros de demanda y generación.

PAN Guasquitas 230 6179 GUA230 Nodo que tiene asociada demanda. A este nodo se conecta radialmente EST230.

Panamá 115 6002 PAN115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente SMA115

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

PAN Cemento Panamá 115 6170 CPA115 Nodo que tiene asociada demanda. A este se conecta radialmente GIR115

PAN Cativa 115 6270 CAT 115 Nodo que tiene asociada generación PAN Termocolón 115 6290 TCOL 115 Nodo que tiene asociada generación



6.3 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 6.10. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

GUA Guatemala Sur 230 1109 GSU-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Moyuta 230 1126 MOY-230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA San Joaquín 230 1120 SJQ-230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ALB-230 (1102) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Los Brillantes 230 1110 LBR-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica LBR-400 (1128)

Tabla 6.11. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.




Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


GUA 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 ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Alborada 1102 ALB-230 San Joaquín 1120 SJQ-230 230 1 Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que






Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

GUA San Joaquín 1120 SJQ-230 Aguacapa 1101 AGU-230 230 1 conecta el nodo de control ALB-230 (1102) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

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 SIQ-230 (1132) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Tac Tic 1444 TIC-231 Guatemala

Norte 1108 GNO-231 230 1

GUA Tac Tic 1448 TIC-232 Guatemala

Norte 1108 GNO-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TIC-231 (1444) y TIC-232 (1448) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Guatemala Este

1107 GES-231 Guatemala Norte

1108 GNO-231 230 1

Ruta de menor impedancia que conecta los nodos de control GES-231 (1107 y GNO-231 (1108)

GUA Moyuta 1126 MOY-230 Moyuta 1125 MOY-231 230 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Guatemala Este

1107 GES-231 Moyuta 1129 MOY-232 230 1

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

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Escuintla 1106 ESC-231 Siquinalá 1132 SIQ-230 230 1 Tramo que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua






Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario


1109 GSU-231 230 1


1109 GSU-231 230 2

GUA Guatemala Este

1107 GES-231 Guatemala Sur

1109 GSU-231 230 1

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Siquinalá 1132 SIQ-230 Los Brillantes 1110 LBR-231 230 1 Tramo que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

Tabla 6.12. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


GUA Los Brillantes 1128 LBR-400 1110 LBR-231 400/230 1 Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de LBR-231 (1110) a nodo de RTR básica LBR-400 (1128)



Tabla 6.13. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

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 NEJA-230 (28371).

Tabla 6.14. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.




Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

SAL Ahuachapán 27161 AHUA-115 Santa Ana 27351 SANA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SANA-115 (27351) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

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

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SONS-115 (27411) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)



Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ACAJ-115 (27131) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

SAL Cerrón Grande 27171 CGRA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

SAL Cerrón Grande

27171 CGRA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 2

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CGRA-115 (27351) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)

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






Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

control SOYA-115 (27301) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)


27181 15SE-115 Berlín 27211 BERL-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control BERL-115 (27211) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

SAL 5 de

Noviembre 27101 5NOV-115

Cerron Grande

27171 CGRA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control 5NOV-115 (27101) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)

SAL San Antonio 27361 SANT-115 Talnique 27481 TALN-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TALN-115 (27481) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)

SAL San Antonio 27361 SANT-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SANT-115 (27361) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)



Tabla 6.15. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

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

NEJA_TR

SAL Nejapa

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

NEJA_TR

Conecta el Nodo de Control NEJA-115 (27371) con el Nodo RTR básica NEJA-230 (28371)

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

INTER 3


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

INTER 4

Conecta el Nodo de Control 15SE-115 (27181) con el Nodo Frontera 15SE-230 (28181)

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

INTER 1 SAL

Ahuachapán

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

INTER 2

Conecta el Nodo de Control AHUA-115 (27161) con el Nodo Frontera AHUA-230 (28161)



Tabla 6.16. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

Nodo País

Nombre Voltaje (Kv)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON Toncontín 138 3120 TON B535 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SFE B505 (3101) a RTR básica

HON Progreso 230 3095 PGR B603 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PGR B509 (3038) a RTR básica

HON Río Lindo 138 3098 RLN B521 Nodo que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CRL B501 (3029) a la RTR básica

HON Bermejo 138 3037 BER B507 HON Circunvalación 138 3052 CIR B537 HON Calpules 138 3160 CAL 138

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conectan el nodo de control CHM B539 (3049) a la RTR básica

HON San Pedro Sula Sur 138 3203 SPS B558 HON Santa Marta 138 3108 SMT B534

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conectan el nodo de control LPT B503 (3078) a la RTR básica

Tabla 6.17. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.




Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


HON Pavana 3034 PAV B620 Agua Caliente

3301 AGC B624 230 1

Ruta eléctrica más corta para unir PAV B620 (3334) con el nodo de la RTR básica AGC B624(3301)

HON Agua

Caliente 3301 AGC B624 LUFUSSA 3355 LUT B622 230 1 Tramos de la ruta eléctrica más

corta para unir LUT B620 (3355)







No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

HON Agua Caliente

3301 AGC B624 LUFUSSA 3355 LUT B622 230 2 con el nodo de la RTR básica AGC B624(3301)

HON Santa Fe 3101 SFE B505 Toncontín 3120 TON B535 138

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir SFE B505 (3101) con el nodo de la RTR básica TON B610 (3155)

HON Comayagua

3060 CYG B536 Santa Fe 3101 SFE B505 138

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir CYG B536 (3060) con el nodo de la RTR básica TON B610 (3155)

HON Cajón 3032 CJN B601 Progreso 3095 PGR B603 230 1

HON Cajón 3032 CJN B601 Progreso 3095 PGR B603 230 2

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir PGR B603 (3095) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

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

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

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir CRL B501 (3029) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON Bermejo 3037 BER B507 Choloma 3049 CHM B539 138 1

HON Bermejo 3037 BER B507 Choloma 3049 CHM B539 138 2

HON Bermejo 3037 BER B507 Circunva-lación

3052 CIR B537 138 1

HON Circunva-lación

3052 CIR B537 Calpules 3160 CAL 138 138 1

HON Progreso 3038 PGR B509 Calpules 3160 CAL 138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir CHM B539 (3049) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON Choloma 3049 CHM B539 Masca 3082 MAS B544 138 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir MAS B544 (3082)







No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON

Masca 3082 MAS B544 Térmica Sulzer

3122 TSZ B526 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir TSZ B526 (3122) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON

Choloma 3049 CHM B539 Agua Prieta

3204 AGP B556 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir CHM B539 (3049) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON La Puerta 3078 LPT B503 San Pedro Sula Sur

3203 SPS B558 138 1

HON La Puerta 3078 LPT B503 San Pedro

Sula Sur 3203 SPS B558 138 2

HON Santa Marta

3108 SMT B534 San Pedro Sula Sur

3203 SPS B558 138 1

HON Progreso 3038 PGR B509 Santa

Marta 3108 SMT B534 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir LPT B503 (3078) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON

Villa Nueva 3123 VNU B520 San Pedro Sula Sur

3203 SPS B558 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir VNU B520 (3123) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON Pavana 3034 PAV B620 Prados 3310 PRD B618 230 1

HON Toncontín 3155 TON B610 Agua Caliente

3301 AGC B624 230 1

HON Toncontín 3155 TON B610 Agua

Caliente 3301 AGC B624 230 2

Ruta eléctrica más corta para que la RTR preliminar sea continua



Tabla 6.18. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

Transformador de dos devanados Nodo desde Nodo hacia País

Subestación No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

HON Toncontín 3120 TON B535 3155 TON B610 230/138 TONPRO2

Elemento de la ruta eléctrica más corta para unir SFE B505 (3101) con el nodo de la RTR básica TON B610(3155)

HON Progreso 3038 PGR B603 3095 PGR B509 230/138 PGRT603

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

Elemento de la ruta eléctrica más corta para unir PGR B509 (3038) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

Tabla 6.19. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Los Brasiles 230 4401 LBS-230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LBS-138 (4315) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Masaya 230 4404 MSY-230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MSY-138 (4319) con el nodo de la RTR básica AMY-230 (4750)

NIC Oriental 138 4323 ORT-138 NIC Altamira 138 4302 ALT-138 NIC Las Colinas 138 4343 LCN-138 NIC Ticuantepe 138 4340 TCP-138

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TPT-138 (4336) con el nodo de la RTR básica TPT-230 (4406)



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Punta Huete 138 4327 PTH-138 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PSB-138 (4329) con el nodo de la RTR básica TPT-230 (4406)

Tabla 6.20. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.



Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

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 LBS-138 (4315) a nodo de RTR básica TCP-230 (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 ACH-138 (4300) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC Planta Managua

4317 MGA-138 Achualinca 4300 ACH-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MGA-138 (4317) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC El Viejo 4312 EVJ-138 León I 4316 LNI-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control EVJ-138 (4312) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


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 SJP-138 (4334) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)

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

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MSY-138 (4404) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC Nagarote 4342 NAG-138 Los Brasiles 4315 LBS-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control NAG-138 (4342) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC Planta

Nicaragua 4405 PNI-230 Subestación

Sandino 4402 PSN-230 230 1

NIC Planta Nicaragua

4405 PNI-230 Subestación Sandino

4402 PSN-230 230 2

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PNI-230 (4405) a nodo de RTR básica PSN-230 (4402)

NIC Planta Santa Bárbara 4329 PSB-138 Punta Huete 4327 PHT-138 138 1

NIC Punta Huete 4327 PHT-138 Planta Managua

4317 MGA-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PSB-138 (4329) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

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 SEB-138 (4331) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


NIC Tipitapa 4336 TPT-138 Oriental 4323 ORT-138 138 1

NIC Altamira 4302 ALT-138 Oriental 4323 ORT-138 138 1

NIC Altamira 4302 ALT-138 Las Colinas 4343 LCN-138 138 1 NIC Las Colinas 4343 LCN-138 Ticuantepe 4340 TCP-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TPT-138 (4336) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

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

NIC Subestación Sandino

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

Tabla 6.21. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

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

MSY-AT1

NIC Masaya

4404 MSY-230 4319 MSY-138 4918 MSY-AT2 230/138/13.8

MSY-AT2

Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de MSY-138 (4319) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)






No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

4406 TCP-230 4340 TCP-138 4920 TCP-AT1 230/138/13.8

TCP-AT1

NIC Ticuantepe 4406 TCP-230 4340 TCP-138 4920 TCP-AT2 230/138

/13.8 TCP-AT2

Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de MSY-138 (4319) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

4401 LBS-230 4315 LBS-138 4908 LBS-AT1 230/138/13.8

LBS-AT1

NIC Los Brasiles

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

/13.8 LBS-AT2

Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de LBS-138 (4315) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

4403 LNI-230 4316 LNI-138 4902 LNI-AT1 230/138/13.8

LNI-AT1

NIC León I

4403 LNI-230 4316 LNI-138 4904 LNI-AT2 230/138/13.8

LNI-AT2

Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de LNI-138 (4316) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)

Tabla 6.22. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

CRI Liberia 230 50002 LIB230B Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MOG230 (50300) a la RTR básica

53150 SMI230A CRI San Miguel 230 53152 SMI230B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAR230A y CAR230B (50950, 50952) a la RTR básica

CRI 53050 LIN230A

CRI Lindora 230

53052 LIN230B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta los nodos de control CAJ230A y CAJ230B (5300, 53002), CAR230A y CAR230B (50950, 50952) a la RTR básica



Nodo País

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Observaciones

CRI 58300 MOI230A CRI

Moín 230 58302 MOI230B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MOI138A y MOI138B (58304, 58306) a la RTR básica

CRI 53154 SMI138A CRI

San Miguel 138 53156 SMI138B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAC138A y CAC138B (58004, 58006) a la RTR básica

CRI Siquirres 138 58254 SIQ138 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TRA138 (58134) a la RTR básica

CRI San Isidro 230 56000 SIS230 CRI Río Macho 230 53850 RMA230

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

Tabla 6.23. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.




Nombre (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 COR230A y COR230B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Arenal 50200 ARE230A Corobicí 50100 COR230A 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ARE230A y ARE230B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Miravalle 50252 MIR230B MOG 50300 MOG230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MIR230A a nodo de RTR básica CAS230B (50052)








Voltaje (kV)

Id Comentario

CRI MOG 50300 MOG230 Liberia 50002 LIB230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MOG230 (50300) a nodo de RTR básica LIB230A (50000)

CRI Barranca 50350 BAR230 Garabito 50900 GAB230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control BAR230 (50350) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Garabito 50900 GAB230 Cañas 50052 CAS230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control GAB230 (50900) a nodo de RTR básica CAS230B (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 CQU230 (50650) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Peñas Blancas 50800 PBL230 Arenal 50202 ARE230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PBL230 (50800) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Toro 50700 TOR230 Ciudad Quezada

50650 CQU230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TOR230 (50700) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Cariblanco 50950 CAR230A San Miguel 53150 SMI230A 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAR230A (50950) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI San Miguel 53152 SMI230B Lindora 53050 LIN230A 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control








Voltaje (kV)

Id Comentario

SMI230B (53152) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI San Miguel 53150 SMI230A Lindora 53052 LIN230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SMI230A (53150) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI La Caja 53000 CAJ230A Lindora 53050 LIN230A 230 1

CRI La Caja 53002 CAJ230B Lindora 53052 LIN230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAJ230A (53000) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Lindora 53052 LIN230B Barranca 50350 BAR230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control LIN230B (53052) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Moín 58300 MOI230A Cahuita 58350 CAH230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MOI138A y MOI138B a nodo de RTR básica CAH30 (58350)

CRI Pirris 54250 PIR230 Parrita 54000 PAR230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PIR230 (54250) a nodo de RTR básica PAR30 (54000)

CRI San Isidro 56000 SIS230 Palmar Norte 56100 PNO230A 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SIS230 (56000) a nodo de RTR básica PNO230A (56100)

CRI San Miguel 53156 SMI138B Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAC138A y CAC138B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)








Voltaje (kV)

Id Comentario

CRI Alajuelita 53454 ALA138 La Caja 53006 CAJ138B 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ALA138 (53454) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI San Miguel 53154 SMI138A Colima 53654 COL138 138 1

CRI San Miguel 53156 SMI138B Colima 53654 COL138 138 2

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control COL138 (53654) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)


Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control RMA138 (53854) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Angostura 58106 ANG138B Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ANG138B (58106) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Turrialba 58054 TUR138 Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TUR138 (58054) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Moín 28302 MOI230B Río Macho 53850 RMA230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

CRI Siquirres 58254 SIQ138 Moín 58304 MOI138A 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SIQ138 (58254) a nodo de RTR básica CAH230B (58350)

CRI Río Macho 53850 RMA230 San Isidro 56000 SIS230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

CRI Trapiche 58154 TRA138 Siquirres 58254 SIQ138 138 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua



Tabla 6.24. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País


Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

53000 CAJ230A 53004 CAJ138A 53030 CAJAT1T 230/138/ 13.8 11-77

53000 CAJ230A 53004 CAJ138A 53030 CAJAT2T 230/138/ 13.8

6-1/7-1/8-1

53002 CAJ230B 53006 CAJ138B 53032 CAJAT3T 230/138/ 13.8

12- 81

CRI La Caja

53002 CAJ230B 53006 CAJ138B 53033 CAJAT4T 230/138/ 13.8

10- 77

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control CAJ138A y CAJ138B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

53150 SMI230A 53154 SMI138A 53180 SMIAT1T 230/138/ 13.8

10- 91

53150 SMI230A 53154 SMI138A 53181 SMIAT2T 230/138/ 13.8

12- 77 CRI San Miguel

53152 SMI230B 53156 SMI138B 53182 SMIAT3T 230/138/ 13.8

17/18/19-97

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control SAB138 (53704) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

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

05- 03

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control SIQ138 (58304) a nodo de RTR básica CAH230 (58350)

53850 RMA230 53854 RMA138 53880 RMAAT1T 230/138/ 13.8

14/15/ 16-97

CRI Río Macho 53854 RMA138 53850 RMA230 53881 RMAAT2T 230/138/

13.8 20- 83

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua desde el nodo PAR230 (54000) al nodo RMA138 (53854)



Tabla 6.25. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

PAN Llano Sánchez 230 6008 LSA230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PANII230 (6003) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

PAN Las Guías 230 6240 LGU230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PAN115 (6002) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

PAN Panamá 230 6001 PAN230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CHO230 (6005) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

PAN Cáceres 115 6018 CAC115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MIR115 (6123) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

PAN Santa Rita 115 6173 STR115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LM1115 (6059) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

Tabla 6.26. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar Nodo desde Nodo hacia País


Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

PAN Llano Sánchez

6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 14

PAN Llano Sánchez

6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 15

PAN Llano Sánchez


PAN Llano Sánchez


Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control LSA230 (6008) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Veladero 6182 VEL230 230 5B

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Veladero 6182 VEL230 230 6B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control MDN230 (6011) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Guasquitas 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 16

PAN Guaquitas 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 17

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control GUA230 (6179) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)


6008 LSA230 230 12


6008 LSA230 230 13

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control PANII230 (6003) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Llano Sánchez

6008 LSA230 La Guías 6240 LGU 230 230 4C

PAN Chorrera 6005 CHO230 Llano Sánchez

6008 LSA230 230 3B

PAN Chorrera 6005 CHO230 Las Guías 6240 LGU 230 230 4B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CHO230 (6005) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Fortuna 6096 FOR230 Guasquitas 6179 GUA230 230 18

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control FOR230 (6096) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 3A

PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 4A

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control PAN115 (6002) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Las Minas 1 6059 LM1115 Santa Rita 6173 STR115 115 2B Tramos de la ruta eléctrica





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

PAN Cáceres 6018 CAC11 Santa Rita 6173 STR115 115 &1 PAN Cáceres 6018 CAC115 Santa Rita 6173 STR115 115 &2 PAN Panamá 6002 PAN115 Cáceres 6018 CAC115 115 12 PAN Panamá 6002 PAN115 Cáceres 6018 CAC115 115 37

más corta para llegar del nodo de control LM1115 (6059) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN La Minas 2 6060 LM2115 Cativa 6270 CAT 115 115 0B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control LM2115 (6060) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Las Minas 2 6060 LM2115 Cemento Panamá

6170 CPA115 115 4B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CPA115 (6170) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

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

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CAT 115 (6270) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN La Minas 1 6059 LM1115 Termocolón 6290 TCOL 115 115 1C

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control TCOL 115 (6290) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Progreso 6014 PRO230 230 9 Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

PAN Fortuna 6096 FOR230 Changuinola 6260 CHA 230 230 20 Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua



Tabla 6.27. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País


Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8

T1

6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8

T2 PAN

Panamá

6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8

T3

Elementos de la ruta eléctrica más corta para llegar de PAN115 (6002) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)



6.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar Para el año 2010 se consideraron simulaciones con el software SDDP para 60 escenarios (5 bloques de carga en cada mes del año 2010) 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 de dicho elemento si se cumple con los siguientes criterios:

a) El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos 6.1 al 6.3

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 01/2010 Estocástico Etapa Inicial 01/2010 Todas las series Forward 5 Bloques de demanda Numero de series Forward: 50 2 Años adicionales Numero de series Backward: 40 Etapa Mensual, Desviación Estandar: 2 Configuración dinámica 15 Iteraciones Cronograma de mantenimiento Año inicial de Hidrología 2009 Con red de transmisión

Flujo DC sin pérdidas Los valores anteriores corresponden a los valores aprobados por el GTPO en la reunión sostenida durante los días 8, 9 10 de julio de 2009, en la cual se realizaron las simulaciones necesarias para dar cumplimiento al paso cuatro de la metodología de identificación de la RTR para el segundo semestre 2009 y la RTR correspondiente al año 2010. A continuación se listan los elementos de transmisión que complementan la RTR, resultantes de las simulaciones.



Tabla 6.28. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA ENRON 230 1105 ENR-230 GUA Arizona 230 1121 ARI-230

Tabla 6.29. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.



Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

GUA Alborada 1102 ALB-230 ENRON 1105 ENR-230 230 1 GUA San Joaquín 1120 SJQ-230 Arizona 1121 ARI-230 230 1

Tabla 6.30. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


115 27421 NCUS-115

SAL Opico 115 27381 OPIC-115

SAL Ateos 115 27441 ATEO-115

SAL Santo Tomás 115 27461 STOM-115

SAL San Martín 115 27431 SMAR-115



Tabla 6.31. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.



Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id


27421 NCUS-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1

SAL Santa Ana 27351 SANA-115 Opico 27381 OPIC-115 115 1 SAL Sonsonate 27411 SONS-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1 SAL Opico 27381 OPIC-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1 SAL Ateos 27441 ATEO-115 Talnique 27481 TALN-115 115 1


27421 NCUS-115 Santo Tomás

27461 STOM-115 115 1

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

SAL San Martín 27431 SMAR-115 Santo Tomás

27461 STOM-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 6.32. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON LUFUSSA 230 3080 LUV B621 HON Suyapa 230 3033 SUY B612 HON Cerro Grande 230 3175 CEG PRO1 HON Piedras Azules 138 3091 PAZ B525 HON Siguatepeque 138 3103 SGT 138 HON Caracol 138 3180 CAR B540



Tabla 6.33. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

HON Cajón 3032 CJN B601 Suyapa 3033 SUY B612 230 1 HON Pavana 3034 PAV B620 LUFUSSA 3080 LUV B621 230 1 HON Suyapa 3033 SUY B612 Pavana 3034 PAV B620 230 1 HON Río Lindo 3098 RLN B521 Cañaveral 3029 CRL B501 138 1 HON Comayagua 3060 CYG B536 Piedras Azules 3091 PAZ B525 138 1 HON San Pedro

Sula Sur 3203 SPS B558 Agua Prieta 3204 AGP B556 138

1 HON San Pedro

Sula Sur 3203 SPS B558 Agua Prieta 3204 AGP B556 138

2 HON 3123 VNU B520 Caracol 3180 CAR B540 138 1 HON Suyapa 3033 SUY B612 Cerro Grande 3175

CEG PRO1

230 1

HON Toncontín 3155 TON B610 Cerro Grande 3175 CEG

PRO1 230

1 HON Piedras

Azules 3091 PAZ B525 Siguatepeque 3103 SGT 138 138

1 HON Cañaveral 3029 CRL B501 Siguatepeque 3103 SGT 138 138 1

Tabla 6.34. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Línea de Transmisión de la RTR complementaria



Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

NIC Subestación Sandino

4402 PSN-230 Masaya 4404 MSY-230 230 1

NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 Subestación

Sandino 4402 PSN-230 230 1

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



Tabla 6.35. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

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 Garabito 138 53204 GAR138 CRI Coco 138 53304 COC138 CRI Tarbaca 230 53900 TAR230A CRI Cóncavas 138 53754 COV138 CRI Este 138 53554 EST138 CRI Sabanilla 138 53704 SAB138 CRI 53354 ESC138A CRI

Escazú 138 53356 ESC138B

CRI Desamparados 138 53404 DES138 Tabla 6.36. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.





Voltaje (kV)

Id

CRI Corobicí 50102 COR230B Sandillal 50103 SAD230 230 1 CRI Areanal 50202 ARE230B Miravalle 50250 MIR230A 230 1 CRI General 54500 GEN230 Leesville 58200 LEE230 230 1 CRI Río Claro 56052 RCL230B Palmar Norte 56102 PNO230B 230 1 CRI Tarbaca 53900 TAR230A Parrita 54000 PAR230 230 1 CRI Toro 50700 TOR230 Cariblanco 50952 CAR230B 230 1 CRI Garabito 50900 GAB230 La Caja 53000 CAJ230A 230 1 CRI Lindora 53050 LIN230A Tarbaca 53900 TAR230A 230 1 CRI Trapiche 58154 TRA138 Leesville 58204 LEE138 138 1 CRI La Joya 54154 JOY138 Cachí 58006 CAC138B 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Garita 53204 GAR138 138 1 CRI Garita 53204 GAR138 Coco 53304 COC138 138 1 CRI Cóncavas 53754 COV138 Angostura 58104 ANG138A 138 1 CRI La Caja 53005 CAJ138B Coco 53304 COC138 138 1 CRI Este 53554 EST138 Cóncavas 53754 COV138 138 1 CRI Alajuelita 53454 ALA138 Este 53554 EST138 138 1





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

CRI Angostura 58106 ANG138B Trapiche 58154 TRA138 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 Cóncavas 53754 COV138 Río Macho 53854 RMA138 138 1 CRI Este 53554 EST138 Río Macho 53854 RMA138 138 1 CRI Cachí 58006 CAC138B Turrialba 58054 TUR138 138 1

Tabla 6.37. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

CRI Lesville 58200 LEE230 58204 LEE138 58230 LEEAT1T 230/138/ 13.8

AT1

Tabla 6.38. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

PAN Bayano 230 6100 BAY230 PAN Pacora 230 6171 PAC230 PAN Estí 230 6178 EST230 PAN COPESA 230 6103 COP23O



Tabla 6.39. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.





Voltaje (kV) Id

PAN Bayano 6100 BAY230 Pacora 6171 PAC230 230 1A

PAN Estí 6178 EST230 Guasquitas 6179 GUA230 230 19 PAN Panamá II 6003 PANII230 Pacora 6171 PAC230 230 1B PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá II 6003 PANII230 230 1C PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá II 6003 PANII230 230 2B PAN Panamá II 6003 PANII230 COPESA 6103 COP23O 230 2A PAN Bayano 6100 BAY230 COPESA 6103 COP23O 230 2A

PAN Mata de Nance 6011 MDN230 Fortuna 6096 FOR230 230 7

PAN Mata de Nance 6011 MDN230 Fortuna 6096 FOR230 230 8



6.5 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 Grupo Técnico de Seguridad Operativa (GTSO) realizó simulaciones con el software PSS/E, necesarias para dar cumplimiento al paso cinco de la metodología de identificación de la RTR para el segundo semestre 2009 y la RTR correspondiente al año 2010. Los criterios utilizados fueron los siguientes: Se realizaran las simulaciones para los escenarios de demanda máxima de verano del año 2010. Los tramos y subestaciones pertenecientes a la Línea SIEPAC fueron considerados en la red simulada para el año 2010, en base al cronograma de puesta en servicio, informados por la Empresa Propietaria de la Red (EPR). Se utilizó como nodo oscilante el generador del equivalente del sistema eléctrico de México, ya que de allí se obtiene la mayor respuesta eléctrica ante contingencias. Se simularon contingencias simples (N-1) a las redes de transmisión de cada área de control, desde 69 kV hasta 400 kV. Tal como se establece en el RMER, los límites de seguridad operativa que se vigilaron a través de las simulaciones fueron:

• Limites de voltaje +/- 10 del voltaje nominal.

• Limites de sobre carga – No 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 sobrepase los criterios establecidos de voltaje y sobrecarga en otros elementos del SER, se consideró como perteneciente a la RTR. No obstante lo anterior se consideró las siguientes excepciones para el análisis: iv. Los elementos que presentan problemas de voltaje y sobre-carga

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 13.8 de distribución, líneas radiales.

v. 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.

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

térmico continuo. A continuación se listan los elementos de transmisión que se adicionan a la RTR para el año 2010, resultantes de las simulaciones. Tabla 6.40. Nodos que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Suyapa 138 3030 SUY B515 Tabla 6.41. Transformadores de dos devanados que se adicionan a la RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

HON Suyapa 3030 SUY B515 3033 SUY B612 230/138 1



Tabla 6.42. Transformadores de tres devanados que se adicionan a la RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa

Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2)

País Subestación No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

HON Suyapa 3033 SUY B612 3030 SUY B515 3131 SUY R212 230/ 138/13.8 1

HON Suyapa 3033 SUY B612 3030 SUY B515 3132 SUY R213 230/138/13.8 2



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

BDD 2009 Nodo

País No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Id

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

CRI 50200 ARE230A 50202 ARE230B 1 CRI 50250 MIR230A 50252 MIR230B 1 CRI 50250 MIR230A 50253 MI3230 1 CRI 50950 CAR230A 50952 CAR230B 1 CRI 53000 CAJ230A 53002 CAJ230B 1 CRI 53004 CAJ138A 53005 CAJ138B 1 CRI 53050 LIN230A 53052 LIN230B 1 CRI 53100 BEL230A 53102 BEL230B 1 CRI 53150 SMI230A 53152 SMI230B 1 CRI 53154 SMI138A 53156 SMI138B 1 CRI 53354 ESC138A 53356 ESC138B 1 CRI 58004 CAC138A 58006 CAC138B 1 CRI 58104 ANG138A 58106 ANG138B 1 CRI 58304 MOI138A 58306 MOI138C 1 CRI 58305 MOI138B 58306 MOI138C 1

BDD 2010 Nodo

País No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Id

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

CRI 50054 CAS138A 50056 CAS138B 1



Nodo País No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Id

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


REPRESENTACIÓN GRÁFICA

RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL

2º SEMESTRE 2009 Y AÑO 2010


2º SEMESTRE 2009

RTR Básica RTR Complementaria

Nodo de Control RTR por seguridad operativa

RTR Preliminar No pertenece a la RTR

RTR GUATEMALA - SEGUNDO SEMESTRE 2009

Los Brillantes 400kV

Moyuta 232kV

Los Brillantes - Frontera México

400 kV

Transformador

400/230 kV

Escuintla

230 kV

Guatemala

Este 230 kV

Guatemala Norte 230 kV

Guatemala

Sur 230 kV

Los Brillantes 230 kV

Jurun Marinalá

138 kV

Palín-T 138 kV

Progreso 138 kV

Chiquimulilla

138 kV

Tactic

230 kV

Ipala 138 kV Río Grande 138 kV

Escuintla

138 kV

Moyuta - Frontera El Salvador

230 kV

Moyuta 138 kV

Siquinalá

230 kV

Moyuta 230

Moyuta 231kV

Alborada 230 kV

Enron 230 kV

San Joaquin

230 kV

Arizona

230 kVSidegua

230 kV

TAM 230 kV Aguacapa

230 kV

Chixoy 230 kV

San José

230 kV

MAG

230 kV

Trafo

230/69 kV

GSU

69 kV

Guatemala Sur

138 kV

Palín

138 kV

Trafos

69/138 kV

Escuintla

69 kV

EJO

69 kV

Trafo

230/69 kV

STA

69 kV

GAC-2

69 kVGAC-1

69 kV

GNO

69 kV

NOV

69 kV

CEN

69 kV

GLT

69 kV

GES

69 kV

GEG

69 kV

SJG

69 kV

LVG

69 kV

SSE

69 kV

COA

69 kV

EPI

69 kV

SFE

69 kV

CHP

69 kV

Trafo

230/69 kV

LBR

69 kV

REC-1

69 kV

MEL

69 kV

MAL

69 kV

POR

69 kV

MAG

69 kV

MPC

69 kV

Trafo

230/69 kV

Trafo

230/69 kV

MTZ

69 kV

TIC

69 kV

SEL

69 kV

SAN

69 kV

SLM

69 kV

CGP

69 kV

JAL

69 kV

RAN

69 kV

MAT

69 kV

CEL

69 kV

TFM1

69 kV

TFM

69 kV

TFM2

69 kV

PVE

69 kV

LAP-D

69 kV

LAP

69 kV

REU

69 kV

REC

69 kV

REC-D

69 kV

IRT

69 kV

Trafo

138/69 kV

RGR

69 kV

QUE

69 kV

GDA-D

69 kV

GDA-1

69 kV

GDA-5

69 kV

CGD-D

69 kV

COL-D

69 kV

COL-1

69 kV

COL

69 kV

MGU-D

69 kV

GDA-2

69 kV

OJO

69 kV MGU

69 kV

TUB

69 kV

MGO-D

69 kV

MGO-1

69 kV

FRI-D

69 kV

MGO

69 kV

FRI

69 kV

LLI

69 kV

SMP

69 kV

Trafo

138/69 kV

PRO

69 kV

EJI

69 kV




RTR DE EL SALVADOR - SEGUNDO SEMESTRE 2009

Ahuachapán 230kV

Santa Ana 115 kV

Ahuachapán - Frontera Guatemala

230 kV

Ahuachapán 115 kV

5 de Noviembre 115 kV

Acajutla 115 kV

Cerrón Grande 115 kV

15 de Septiembre 230kV

15 de Septiembre - Frontera Honduras

230 kV

15 de Septiembre 115 kV

Berlín 115 kV

Soyapango 115 kV

San Rafel 115 kV

San Miguel 115 kV

San Antonio 115 kV

Nejapa 115 kV

Tecoluca 115 kV

Opico 115 kV

Ozatlán 115 kV

Sonsonate 115 kV

Nuevo Cuscatlán 115 kV

San Martín 115 kV

Ateos 115 kV

Santo Tomás 115 kV

Guajoyo 115kV

San Bartolo 115kV

Pedregal 115kV

Talnique 115 kV

RTR Básica

Nodo de Control

RTR Preliminar

No pertenece a la RTR

RTR Complementaria

RTR por seguridad operativa

RTR DE HONDURAS - SEGUNDO SEMESTRE 2009

Agua Caliente 230kV

Agua Caliente - Frontera El Salvador

230 kV

Prados 230kV

Prados - Frontera Nicaragua

230 kV

Cajón 230 kV

Suyapa 230 kV

Suyapa 138 kV

Pavana 230 kV

Progreso 138 kV

Progreso 230 kV

Toncontín 230 kV

Toncontín 138 kV

Cañaveral 138 kV

La Cañada 138 kV

Bermejo 138 kV

Bella Vista 138 kV

Choloma 138 kV

Circunvalación 138 kV

Térmica Sulzer 138 kV

Comayagua 138 kV

La Puerta 138 kV

Miraflores 138 kV

Piedras Azules 138 kV

Río Lindo 138 kV

Santa Fe 138 kV

Siguatepeque 138 kV

Santa Marta 138 kV

Villa Nueva 138 kV

Agua Prieta 138 kV

San Pedro Sula Sur 138 KV

AMARATEC

230 kV

Lufussa 230 kV

BER 69KV

CATEX-69KV BIJ-69KV MAS-69KV

GUA 138KV TEL 138KV CTE 138KV SIS 138KV REG 138KV REG 138KV ISL 138KV BOR 138KV

LLN 69KV

LNZ 69KV

SFE 69KV

COY 138KVCRL 69KV

NIS 69KV

SUY 69KV

DAN 69KV

ZAM 69KV

ELC-138KV

GMC 69KV JUT 69KV

LFL 69KV SRS 69KV

ANG 69KV LIM 69KV CAHSA 69KV

Progreso 69KV

MOR 69KV CUYAMAPA 69KV

AMT 138KV

TAL-69KV CUYAMEL-69KV

YORO 69KV

NACO 138KV

CYG 138KV

RNA-138KV

CDD 138 kV

Caracol Knit

AMT FICT

230 kV

RIO LINDO

230 kV

RTR Básica

Nodo de Control

RTR Preliminar

RTR Complementaria

RTR por seguridad op


RTR NICARAGUA - SEGUNDO SEMESTRE 2009

AMY 230kV

AMAYO- Frontera Costa Rica

230 kV

Leon I 230kV

Leon - Frontera Honduras

230 kV

Planta Nicaragua 230KV

Los Brasiles 230KV

Los Brasiles 138KV

Acahualinca 138KV

Batahola 138KV

Planta Managua 138KV

León I 138KVSan Jacinto Power 138KV

El Periodista 138KVAltamira 138KV

Ticuantepe 230KV

El Viejo 138KV

Masaya 230KV

Malpaisillo 138KVPlanta Santa Bárbara 138KV

Punta Huete 138KV

Portezuelo 138KV

Masaya 138KV

Tipitapa 138KV

Sébaco 138KV

Oriental 138KV

DHLC 69KVNagarote 69KV

La Paz Centro 69KV

León I 69KV

Chichigalpa 69KV

Planta San Antonio 69KV

Chinandega 69KV

El Viejo 69KV

Planta Monterrosa 69 KV

Minalimón 69KV

Villanueva 69KV

Asososca 69KV

ESSO 69KV

Enacal2 69KV

Acahualinca 69KV

Monte Fresco 69KV

Derivación Monte Fresco 69KV

CORINTO 69KV

AMFELD 230KV

Catarina 138KV

Nandaime 138KV

Rivas 138KV

Masatepe 138KV

Duriamba 138KV

San Rafael del Sur 138KV

Timal 138KV Las Banderas 138KV Boaco 138KV

Amerisque 138KV

Acoyapa 138KV

Gateada 138KV

San Miguelito 69KV

Acoyapa 69KV

Corosito 69KV

Esperanza 69KV

Blue Fields 69KV

Matiguaz 69KV Eltuma 69KV

Siuna 69KVPlanta Lareinaga

138KV

Asturias 69KV

Planta Tuma 69KV

Planta Centroamerica 69KV


Benjamín Zeledón 138KV


Ticuantepe 69KV

Enacal 69KV

Derivación Puenton 69KV

Estelí 138KV

Yalaguina 138KV

Santa Klara 69KV

San Jacinto Transformador 138KV

Planta Corinto 138KV

Planta Momotombo 138KV

GRD 138KV

Gesalsa 138KV

Matagalpa 138KV

Gateada 69KV

León II 69KV

Derivación León II 69KV

RTR Básica

Nodo de Control

RTR Preliminar

RTR Complementaria



RTR DE COSTA RICA - SEGUNDO SEMESTRE 2009

Río Claro 230kV

Río Claro - Frontera Panamá

230 kV

Cañas 230 kV

Cañas 138 kV

Corobicí 230 kV

Arenal 230 kVMiravalles 230 kV

Barranca 230 kV

Barranca 138 kV

Liberia 230kV

Liberia - Frontera Nicaragua

230 kV

Ciudad Quezada 230 kV

Toro 230 kV

Peñas Blancas 230 kV

Cariblanco 230 kV

La Caja 138 kV

La Caja 230 kV

Lindora 230 kV

San Miguel 230 kV

San Miguel 138 kV

Río Macho 138 kV

Garita 138 kV

Naranjo 138 kV

Coco 138 kV

Escazú 138 kVDesamparados 138 kV

Alajuelita 138 kVEste 138 kV

Heredia 138 kV Colima 138 kV

Sabanilla 138 kV

Cóncavas 138 kV

Turrialba 138 kV Cachí 138 kVAngostura 138 kVSiquirres 138 kV

Poas 138 kV

San Isidro 230 kV

Moin 138 kV

Sandillal 230 kV

La Joya 138 kV

Trapiche138 kV

Leesville138 kV

Tarbaca 230kV

Pirris 230kVParritas 230kV

Leeville 230kV

Río Macho 230 kV

Papagayo 230Kv

Nuevo Colón 230Kv

Belén 230Kv

General 230Kv

Colorado 138Kv

Juanilama 138Kv

Fialdelfia 138KvGuayabal 138Kv

Cempa 138Kv

Santa Rita 138Kv

San Antonio 138Kv

Anonos 138Kv

INC 138Kv

Peñas Blancas 69kV

Peñas Blancas 13,8kV

Palmar Norte 230 kV

RTR Básica

RTR-Nodo de Control

RTR Preliminar

RTR Complementaria

RTR -Seguridad Operativa

No pertenece a RTR

RTR DE PANAMA - SEGUNDO SEMESTRE 2009

Progreso 230kV

Progreso - Frontera Costa Rica

230 kV

Panamá 115 kV

Chorrera 230 kV

Llano Sánchez 230 kV


Mata de Nance 230 kV

Cáceres 115 kV

Chilibre 115 kV

Locería 115 kV

San Francisco 115 kV

Cerro Viento 115 kV

Monte Oscuro 115 kV

Las Minas I 115 kV

Las Minas II 115 kV

France Field 115 kV

Cativa 115 kV

Fortuna 230 kV

Bayano 230 kV

Miraflores 115 kV

Cemento Panamá 115 kV

Pacora 230 kV

Guasquitas 230 kV

Tinajitas 115 kVCentro Bancario 115 kV

Marañon 115 kV

COPESA 230 kV

Veladero 230 kV

Caldera 115 kV

Santa Rita115 kV

Panama II 115 KV

Panama 230 KV

Panama II 230 KV

Esti 230 kV

PAN-AM 230 kV

Changuinola 230 kV

Santa Maria115 kV Tocumen 115 kV

La Estrella 115kV

Los Valles 115kV

El Giral 115kV

Changuinola 115 kV

Chorrera 115 kV

Chorrera 34,5 kV

Progreso 115 kV

Progreso 34,5 kV

Mata de Nance 115KV

Las Guias 230 kV


AÑO 2010




RTR GUATEMALA - AÑO 2010

Los Brillantes 400kV

Los Brillantes - Frontera

México

400 kV

Transformador

400/230 kV

Escuintla

230 kV

Guatemala

Este 230 kV

Guatemala Norte 230 kV (SIEPAC)

Guatemala

Sur 230 kV

Los Brillantes 230 kV

Jurun Marinalá

138 kV

Palín-T 138 kV

Progreso 138 kV

Chiquimulilla

138 kV

Tactic

230 kV

Ipala 138 kV Río Grande 138 kV

Escuintla

138 kV

Moyuta - Frontera El Salvador

230 kV

Moyuta 138 kV

Siquinalá

230 kV

Moyuta 231kV

Alborada 230 kV

Enron 230 kV

San Joaquin

230 kVArizona

230 kV

Sidegua

230 kV

TAM 230 kV

Aguacapa

230 kV

Chixoy 230 kV

San José

230 kV

MAG

230 kV

Trafo

230/69 kV

GSU

69 kV

Guatemala Sur

138 kV

Palín

138 kV

Trafos

69/138 kV

Escuintla

69 kV

EJO

69 kV

Trafo

230/69 kV

STA

69 kV

GAC-2

69 kVGAC-1

69 kV

GNO

69 kV

NOV

69 kV

CEN

69 kV

GLT

69 kV

GES

69 kV

GEG

69 kV

SJG

69 kV

LVG

69 kV

SSE

69 kV

COA

69 kV

EPI

69 kV

SFE

69 kV

CHP

69 kV

Trafo

230/69 kV

LBR

69 kV

REC-1

69 kV

MEL

69 kV

MAL

69 kV

POR

69 kV

MAG

69 kV

MPC

69 kV

Trafo

230/69 kV

Trafo

230/69 kV

MTZ

69 kV

TIC

69 kV

SEL

69 kV

SAN

69 kV

SLM

69 kV

CGP

69 kV

JAL

69 kV

RAN

69 kV

MAT

69 kV

CEL

69 kV

TFM1

69 kV

TFM

69 kV

TFM2

69 kV

PVE

69 kV

LAP-D

69 kV

LAP

69 kV

REU

69 kV

REC

69 kV

REC-D

69 kV

IRT

69 kV

Trafo

138/69 kV

RGR

69 kV

QUE

69 kV

GDA-D

69 kV

GDA-1

69 kV

GDA-5

69 kV

CGD-D

69 kV

COL-D

69 kV

COL-1

69 kV

COL

69 kV

MGU-D

69 kV

GDA-2

69 kV

OJO

69 kV MGU

69 kV

TUB

69 kV

MGO-D

69 kV

MGO-1

69 kV

FRI-D

69 kV

MGO

69 kV

FRI

69 kV

LLI

69 kV

SMP

69 kV

Trafo

138/69 kV

PRO

69 kV

EJI

69 kV

Panaluya

230 kV

(SIEPAC)

Aguacapa -

Frontera con

El Salvador

230 kV

(SIEPAC)

Panaluya -

Frontera con

Honduras

230 kV




RTR DE EL SALVADOR

Ahuachapán 230kV

Santa Ana 115 kV

Ahuachapán -

Frontera

Guatemala

230 kV

Ahuachapán 115 kV

5 de Noviembre 115 kV

Acajutla 115 kV

Cerrón Grande 115 kV

15 de Septiembre 230kV

15 de Septiembre -

Frontera Honduras

230 kV

15 de Septiembre 115 kV

Berlín 115 kV

Soyapango 115 kV

San Rafel 115 kV

San Miguel 115 kV

San Antonio 115 kV

Nejapa 115 kV

Opico 115

kV

Ozatlán 115 kV

Sonsonate 115 kV

Nuevo Cuscatlán 115 kV

San Martín 115 kV

Ateos 115 kV

Santo Tomás 115 kV

Guajoyo 115kV

San Bartolo

115kV

Pedregal 115kV

Talnique 115 kV

(SIEPAC)

Ahuachapán - Frontera

Guatemala

230 kV

Nejapa 230kV

Tecoluca 115 kV

(SIEPAC)

15 de Septiembre -

Frontera Honduras

230 kV

RTR Básica

Nodo de Control

RTR Preliminar


RTR Complementaria


Caracol

RTR DE HONDURAS - AÑO 2010

Agua Caliente 230kV

Agua Caliente - Frontera El Salvador

230 kV

Prados 230kV

Prados - Frontera Nicaragua

230 kV

Cajón 230 kV

Suyapa 230 kV

Suyapa 138 kV

Pavana 230 kV

Progreso 138 kV

Progreso 230 kV

Toncontín 230 kV

Toncontín 138 kV

Cañaveral 138 kV

La Cañada 138 kV

Bermejo 138 kV

Bella Vista 138 kV

Choloma 138 kV

Circunvalación 138 kV

Térmica Sulzer 138 kV

Comayagua 138 kV

La Puerta 138 kV

Miraflores 138 kV

Piedras Azules 138 kV

Río Lindo 138 kV

Santa Fe 138 kV

Siguatepeque 138 kV

Santa Marta 138 kV

Villa Nueva 138 kV

Agua Prieta 138 kV

San Pedro Sula Sur 138 KV

Lufussa 230 kV

BER 69KV

CATEX-69KV BIJ-69KV MAS-69KV

GUA 138KV TEL 138KV CTE 138KV SIS 138KV REG 138KV REG 138KV ISL 138KV BOR 138KV

LLN 69KV

LNZ 69KV

SFE 69KV

COY 138KVCRL 69KV

NIS 69KV

SUY 69KV

DAN 69KV

ZAM 69KV

ELC-138KV

GMC 69KV JUT 69KV

LFL 69KV SRS 69KV

ANG 69KV LIM 69KV CAHSA 69KV

Progreso 69KV

MOR 69KV CUYAMAPA 69KV

AMT 138KV

TAL-69KV CUYAMEL-69KV

YORO 69KV

NACO 138KV

RNA-138KV

CDD 138 kV

San Buenaventura

230 kV

MAS-138KV

Agua Caliente - 315 SEP ínea SIEPAC

230 kV

Agua Caliente -5PSN ínea SIEPAC

230 kV

CAL 138 kV

Cerro Grande 138 kV

San Buenaventura - Panaluya

230 kV

Lufussa (B621)

230 kV

RTR Básica

Nodo de Control

RTR Preliminar

RTR Complementaria

RTR por seguridad op


RTR NICARAGUA - AÑO 2010

AMY 230kV

AMAYO- Frontera Costa Rica

230 kV

Leon I 230kV

Leon - Frontera Honduras

230 kV

Planta Nicaragua 230KV

Los Brasiles 230KV

Los Brasiles 138KV Acahualinca 138KV

Batahola 138KV

Planta Managua 138KV

León I 138KVSan Jacinto Power 138KV

El Periodista 138KV Altamira 138KV

Ticuantepe 230KV

El Viejo 138KV

Masaya 230KV

Malpaisillo 138KVPlanta Santa Bárbara 138KV

Punta Huete 138KV

Portezuelo 138KV

Masaya 138KV

Tipitapa 138KV

Sébaco 138KV

Oriental 138KV

DHLC 69KV

Nagarote 69KV

La Paz Centro 69KV

León I 69KV

Chichigalpa 69KV

Planta San Antonio 69KV

Chinandega 69KV

El Viejo 69KV

Planta Monterosa 69 KV

Minalimón 69KV

Villanueva 69KV

Asososca 69KV

ESSO 69KV

Enacal2 69KV

Acahualinca 69KV

Monte Fresco 69KV

Derivación Monte Fresco 69KV

CORINTO 69KV

AMFELD 230KV

Catarina 138KV

Nandaime 138KV

Rivas 138KV

Masatepe 138KV

Duriamba 138KV

San Rafael del Sur 138KV

Timal 138KV Las Banderas 138KV Boaco 138KV

Amerisque 138KV

Acoyapa 138KV

Gateada 138KV

San Miguelito 69KV

Acoyapa 69KV

Corosito 69KV

Esperanza 69KV

Blue Fields 69KV

Matiguaz 69KV Eltuma 69KV

Siuna 69KVPlanta Lareinaga

138KV

Asturias 69KV

Planta Tuma 69KV





Ticuantepe 69KV

Enacal 69KV

Derivación Puenton 69KV

Estelí 138KV

Yalaguina 138KV

Santa Klara 69KV

San Jacinto Transformador 138KV

Planta Corinto 138KV

Planta Momotombo 138KV

GRD 138KV

Gesalsa 138KV

Matagalpa 138KV

Gateada 69KV

León II 69KV

Derivación León II 69KV

El Viejo 138KV

Planta Sandino 230kV

Nagarote 138KV

Las Colinas 138KV

Ticuantepe 138KV

Ticuantepe- Frontera Costa Rica

230 kV (SIEPAC)

Planta Sandino - Frontera Honduras

(SIEPAC)

230 kV

RTR Básica

Nodo de Control

RTR Preliminar

RTR Complementaria



RTR DE COSTA RICA - AÑO 2010

Río Claro 230kV

Río Claro - Frontera Panamá

230 kV

Cañas 230 kV

Cañas 138 kV

Corobicí 230 kV

Arenal 230 kVMiravalles 230 kV

Barranca 230 kV

Barranca 138 kV

Liberia 230kV

Liberia - Frontera Nicaragua

230 kV

Ciudad Quezada 230 kV

Toro 230 kVPeñas Blancas 230 kV

Cariblanco 230 kV

La Caja 138 kV

La Caja 230 kV

Lindora 230 kV

San Miguel 230 kV

San Miguel 138 kV

Río Macho 138 kV

Garita 138 kV

Naranjo 138 kV

Coco 138 kV

Escazú 138 kVDesamparados 138 kV

Alajuelita 138 kVEste 138 kV

Heredia 138 kV Colima 138 kV

Sabanilla 138 kV

Cóncavas 138 kV

Turrialba 138 kV Cachí 138 kVAngostura 138 kVSiquirres 138 kV

Poas 138 kV

San Isidro 230 kV

Moin 138 kV

Sandillal 230 kV

La Joya 138 kV

Trapiche138 kV

Leesville138 kV

Tarbaca 230kV

Pirris 230kVParritas 230kV

Leeville 230kV

Río Macho 230 kV

Papagayo 230Kv

Nuevo Colón 230Kv Belén 230Kv

General 230Kv

Colorado 138Kv

Juanilama 138Kv

Fialdelfia 138KvGuayabal 138Kv

Cempa 138Kv

Santa Rita 138Kv

San Antonio 138Kv

Anonos 138Kv

INC 138Kv

Peñas Blancas 69kV

Peñas Blancas 13,8kV

Palmar Norte 230 kV

Cañas - Ticuantepe

230 kV

Río Claro - Veladero

230 kV

Cahuita 230 kV

Cahuita - Changuinola

230 kV

Moin 230 kV

Garabito 230 kVMOG 230 kV

MI3230 230 kV

RTR Básica

RTR-Nodo de Control

RTR Preliminar

RTR Complementaria

RTR -Seguridad Operativa

No pertenece a RTR

RTR DE PANAMA - AÑO 2010

Progreso 230kV

Progreso - Frontera Costa Rica

230 kV

Panamá 115 kV

Chorrera 230 kV



Mata de Nance 230 kV

Cáceres 115 kV

Chilibre 115 kV

Locería 115 kV

San Francisco 115 kV

Cerro Viento 115 kV

Monte Oscuro 115 kV

Las Minas I 115 kV

Las Minas II 115 kV

France Field 115 kV

Cativa 115 kV

Fortuna 230 kV

Bayano 230 kV

Miraflores 115 kV

Cemento Panamá 115 kV

Pacora 230 kV

Guasquitas 230 kV

Tinajitas 115 kVCentro Bancario 115 kV

Marañon 115 kV

COPESA 230 kV

Veladero 230 kV

Caldera 115 kV

Santa Rita115 kV

Panama II 115 KV

Panama 230 KV

Panama II 230 KV

Esti 230 kV

PAN-AM 230 kV

Changuinola 230 kV

Santa Maria115 kV Tocumen 115 kV

La Estrella 115kV

Los Valles 115kV

El Giral 115kV

Changuinola 115 kV

Chorrera 115 kV

Chorrera 34,5 kV

Progreso 115 kV

Progreso 34,5 kV

Mata de Nance 115KV

Veladero - Frontera Costa Rica

230 kV

Changuinola - Cahuita

230 kV

Las Guías

TCOL 115 kV

identificacion de la rtr para el segundo semestre de … · 2.1 generalidades ... 4.1 programas de...

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