Estudio de Oportunidades de Conexión de TRANSELCA 2017-2021 · 2017-06-30 · ESTUDIO DE...

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE

CONEXIÓN DE TRANSELCA 2017-2021

GERENCIA DE OPERACIONES

Dirección Operación

Equipo Estudios de Planeamiento

Documento TE 2140-1331-2017

Informe Final (v1)

Junio de 2017

GUÍA DE GESTIÓN DE DOCUMENTOS

CONTROL DE REGISTRO DE REVISIONES, VERIFICACIONES Y VALIDACIONES

Consecutivo: Documento TE 2140-1331-2017

Título del documento:: Estudio de Oportunidades de Conexión de TRANSELCA 2017-2021

Fecha de elaboración: 22 de junio de 2017

Nombre del archivo: OC TCA - TE 2140-1331 2017 (v1) _Informe (r0).docx

Versión Ac tividad Responsable Fecha Comentario

1

Elaboró Cesar A. Fernández R 22/06/2016

Verificó Jorge M. Areiza O. 27/06/2016

Validó Leonardo Vásquez R. 30/06/2016

TABLA DE CONTENIDO

1 INFORME EJECUTIVO ........................................................................................................................... 7

2 ANTECEDENTES ...................................................................................................................................10

3 OBJETO ...................................................................................................................................................10

4 INFORMACIÓN UTILIZADA ................................................................................................................10

4.1 Sistema Transmisión y Generación Existente.................................................................................... 10 4.2 Expansión en Transmisión y Generac ión ........................................................................................... 10 4.3 Demanda .............................................................................................................................................. 14

5 CRITERIOS TÉCNICOS........................................................................................................................14

6 METODOLOGÍA .....................................................................................................................................15

6.1 Análisis de Estado Estac ionar io .......................................................................................................... 15 6.2 Cálculos de Cortocircuito ..................................................................................................................... 17

7 RESULTADOS ........................................................................................................................................17

7.1 Análisis de Estado Estac ionar io .......................................................................................................... 18 7.1.1 Oportunidad de Conexión de Generación .......................................................................................... 18 7.1.2 Oportunidad de Conexión de Demanda ............................................................................................. 27

7.2 Cálculos de Cortocircuito ..................................................................................................................... 38

8 CONCLUSIONES ...................................................................................................................................40

9 REFERENCIAS .......................................................................................................................................41

LISTA DE TABLAS

Tabla 1-1: Oportunidad de conexión de generación en subestaciones de TRANSELCA 8 Tabla 1-2: Oportunidad de conexión de demanda en subestaciones de TRANSELCA 9 Tabla 4-1: Expansión en generación para el período 2017-2021 11 Tabla 4-2: Evolución del límite de importación del área Caribe 2017-2021 11 Tabla 4-3: Expansión en transmisión y generación en el STN para el período 2017-2021 13 Tabla 4-4: Escenario medio de crecimiento de demanda del SIN 14 Tabla 4-5: Proyección de demanda de potencia para el área Caribe (MW) 14 Tabla 6-1: Identificación de barras en cada subárea 15 Tabla 6-2: Escenarios operativos para evaluación de cada subárea por tipo de estudio 16 Tabla 7-1: Despacho en el área Caribe en el escenario operativo GxDn MxEx CAR (MW) 19 Tabla 7-2: Evaluación de OCG en Flores 220 kV para el año 2017 (MW) 20 Tabla 7-3: Mayores limitantes de OCG en Flores 220 kV 22 Tabla 7-4: Mayores limitantes de OCG en Nueva Barranquilla 220 kV 22 Tabla 7-5: Mayores limitantes de OCG en Sabana 220 kV 23 Tabla 7-6: Mayores limitantes de OCG en Tebsa 220 kV 23 Tabla 7-7: Mayores limitantes de OCG en Cartagena 220 kV 24 Tabla 7-8: Mayores limitantes de OCG en Ternera 220 kV 24 Tabla 7-9: Mayores limitantes de OCG en Copey 220 kV 25 Tabla 7-10: Mayores limitantes de OCG en Cuestecitas 220 kV 25 Tabla 7-11: Mayores limitantes de OCG en Fundación 220 kV 25 Tabla 7-12: Mayores limitantes de OCG en Guajira 220 kV 26 Tabla 7-13: Mayores limitantes de OCG en Santa Marta 220 kV 26 Tabla 7-14: Mayores limitantes de OCG en Valledupar 220 kV 26 Tabla 7-15: Consolidado de oportunidad de conexión de generación (MW) 2017-2021 27 Tabla 7-16: Despacho en el área Caribe en el escenario operativo GnDx MxIm ATL (MW) 29 Tabla 7-17: Limitantes de la OCD en Flores 220 kV 30 Tabla 7-18: Mayores limitantes de la OCD en Nueva Barranquilla 220 kV 30 Tabla 7-19: Mayores limitantes de la OCD en Sabana 220 kV 31 Tabla 7-20: Mayores limitantes de la OCD en Tebsa 220 kV 31 Tabla 7-21: Despacho en el área Caribe en el escenario operativo GnDx MxIm BOL (MW) 32 Tabla 7-22: Mayores limitantes de la OCD en Cartagena 220 kV 33 Tabla 7-23: Mayores limitantes de la OCD en Ternera 220 kV 33 Tabla 7-24: Despacho en el área Caribe en el escenario operativo GnDx MxIm GCM (MW) 34 Tabla 7-25: Mayores limitantes de la OCD en Copey 220 kV 35 Tabla 7-26: Mayores limitantes de la OCD en Cuestec itas 220 kV 35 Tabla 7-27: Mayores limitantes de la OCD en Fundación 220 kV 36

Tabla 7-28: Mayores limitantes de la OCD en Guajira 220 kV 36 Tabla 7-29: Mayores limitantes de la OCD en Santa Marta 220 kV 37 Tabla 7-30: Mayores limitantes de la OCD en Valledupar 220 kV 37 Tabla 7-31: Consolidación del análisis de oportunidad de conexión de demanda (MW) 38 Tabla 7-32 Niveles máximos de cortocircuito (kA) 39

LISTA DE ANEXOS

Anexo Descripción

1 Oportunidad de Conexión de Generación 2 Oportunidad de Conexión de Demanda 3 Diagramas unifilares

LISTA DE ABREVIACIONES

Abreviación Descripción COC Condiciones de Operación Contingencia CON Condiciones de Operación Normal CME Condiciones de Máxima Exportación CMI Condiciones de Máxima Importación

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas GCM Sistema Eléctrico de Guajira, Cesar y Magdalena

GnDx MxIm ATL Escenario de Máxima Importación en la subárea Atlántico GnDx MxIm BOL Escenario de Máxima Importación en la subárea Bolívar

GnDx MxIm GCM Escenario de Máxima Importación en la subárea GCM GxDn MxEx CAR Escenario de Máxima Exportación del área Caribe

IPOE Informes de Planeamiento Operativo Eléctrico IPOELP Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo

IPOEMP Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Corto Plazo OCD Oportunidad de Conexión de Demanda OCG Oportunidad de Conexión de Generación

PERGT Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión SDL Sistema de Distribución Local SIN Sistema Interconectado Nacional

STN Sistema de Transmisión Nacional STR Sistema de Transmisión Regional

UE Unidades Equivalentes UME Unidades Mínimas Equivalentes

UPME Unidad de Planeamiento M inero Energética

Documento TE 2140-1331-2017 7

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE TRANSELCA 2017-2021

Informe Final (v1)

1 INFORME EJECUTIVO

Este documento presenta el informe de oportunidades de conexión para las subestaciones de propiedad de TRANSELCA, que como Transmisor Nacional debe enviar a la UPME, el cual puede ser consultado como una señal de referencia para los agentes interesados en proyectos de conexión al STN.

Todos los análisis se basan en un modelo completo del SIN, que considera todos los equipos actualmente en operación, tanto del STN como de los STR, detallados hasta 66 kV; los proyectos de expansión en transmisión y generación definidos en el PERGT vigente; el escenario medio de proyección de demanda vigente; y los despachos hidrotérmicos más exigentes para cada análisis.

La estimación de la oportunidad de conexión de generación o demanda en las subestaciones de propiedad de TRANSELCA se realiza a partir de simulaciones de estabilidad de tensión, tanto para operación normal (CON) como para contingencia sencilla en líneas o transformadores, del STN y del STR aledaños (COC), con lo cual se logar resultados conservadores, si se tiene en cuenta que con este procedimiento se evalúa la evolución de la tensión y la carga en equipos, en función del incremento en la demanda o generación en una barra (en todo caso, con un factor de potencia de 0.95 en atraso), sin realizar acciones de control a las tensiones, como las que pueden ofrecer la excitación de las máquinas, la maniobra de las compensaciones, o el cambiador de tomas de los transformadores. La oportunidad de conexión en cada barra se realiza de manera independiente, incluso en barras de una misma subárea, de modo que los valores encontrados no son necesariamente concurrentes. El estudio se complementa con el cálculo de los niveles máximos de cortocircuito en cada una de las subestaciones, identificando las subestaciones que puedan estar alcanzando o sobrepasando su capacidad de diseño.

Siendo que las subestaciones de TRANSELCA, aun cuando pertenecen a una misma área identificada como Caribe, abarcan una amplia región geográfica, para su estudio se realiza una agrupación de ellas de acuerdo a la subárea operativa a la que pertenecen, siendo estas las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM.

La evaluación de la OCG de las tres subáreas se realiza con un mismo escenario operativo, replicado para cada uno de los años estudiados, en el que se modela una condición de máxima exportación del área Caribe, la cual tiene lugar en demanda mínima, con despacho máximo en todas las unidades del área Caribe (MxEx CAR), y en el que se emplean las unidades de Chivor como generación flotante, asegurando así que cada MW adicional que se inyecte en el área Caribe conlleve un incremento en la exportación del área.

En el ajuste de este despacho se encuentra que, para el primer año de análisis (2017), en escenarios de demanda mínima, no es posible despachar simultáneamente toda la capacidad instalada en el Caribe, toda vez que se hace necesario limitar la transferencia por Fundación – Copey 220 kV, para evitar que se cargue por encima de su capacidad declarada de sobrecarga (120%), cuando se presenta una contingencia en el transformador Bolívar 500/220 kV. A través del análisis de sensibilidad al Jacobiano del sistema, se determina que la generación en Atlántico y Bolívar es la que contribuye en mayor medida a la transferencia de este circuito, de modo que el cumplimiento de este límite impone un techo a la generación de Atlántico y Bolívar. El desarrollo de las obras definidas en los STR, conjuntamente con el ingreso del circuito Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV en el año 2018, permiten eliminar los atrapamientos en la generación de Caribe, siendo posible entonces despachar toda su capacidad instalada.


INFORME EJECUTIVO

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La Tabla 1-1 consolida la OCG calculada para las subestaciones de propiedad de TRANSELCA, a partir de los análisis de estado estacionario, sin considerar limitaciones por capacidad de cortocircuito o físicas de espacio o acceso. Esta otra información se complementa más adelante y en el formato UPME de Oportunidades de Conexión que se anexa a este documento.

Tabla 1-1:

Oportunidad de conexión de generación en subestaciones de TRANSELCA1

Subestación 2017 2018 2019 2020 2021

Flores 220 0 70 110 0 0

N/Barranquilla 220 0 70 360 0 0

Sabana 220 0 70 500 0 0

Tebsa 220 0 70 100 0 0

Cartagena 220 0 70 330 0 0

Ternera 220 0 70 460 0 0

Copey 220 500 500 500 0 0

Cuestecitas 220 0 100 470 0 0

Fundación 220 0 30 330 0 0

Guajira 220 0 50 300 0 0

Santa Marta 220 0 40 470 0 0

Valledupar 220 370 380 500 0 0

Mientras exista atrapamiento en la generación existente en el Caribe, consecuentemente no habrá posibilidad de instalar generación adicional en el área. Sólo hasta el ingreso del corredor Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV, se eliminan dichos atrapamientos y se abre la posibilidad de conexión de nueva generación. Sin este refuerzo, sólo Copey y Valledupar ofrecen OCG, debido a que esta generación reduce la transferencia por Copey – Fundación 220 kV.

A partir del año 2020, con el ingreso de las subestaciones Cuestecitas 500/220 kV y San Juan 220/110 kV, y de los parques eólicos Begonia (82 MW) y Windpeshi (200 MW), se origina un nuevo atrapamiento en el área Caribe, toda vez que ante contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV, se sobrecarga el circuito Cuestecitas – San Juan 220 kV.

Por su parte, para la evaluación de la OCD de las tres subáreas, se hace necesario elaborar un escenario operativo para cada una de ellas, en el que se modela una condición de máxima importación del área Caribe, que tiene lugar en demanda máxima, con despacho mínimo en el área Caribe, y despacho nulo en la subárea a la que pertenece la subestación bajo análisis.

Para la evaluación de OCD en Atlántico se realiza un despacho nulo en esta subárea y, en la búsqueda de OCD, la demanda que se va agregando se suple con generación interna del área Caribe, prioritariamente en las otras subáreas y como último recurso en Atlántico, con lo cual se logra cumplir en todo momento con las Unidades Mínimas Equivalentes (UME) definidas para el área en función de la demanda; y además, que cada MW adicional de demanda que se conecte no incremente la importación del área por encima de su límite, toda vez que se parte de una condición en la cual el área Caribe importa al límite de su capacidad. De manera análoga se evalúa la OCD en las subáreas Bolívar y GCM.

La Tabla 1-2 consolida la OCD calculada para las subestaciones de propiedad de TRANSELCA, a partir de los análisis de estado estacionario, sin considerar limitaciones por capacidad de cortocircuito o físicas de

1 Resaltamos que los valores en esta tabla corresponden sólo a los resultados de estado estacionario, y no consideran limitaciones por capacidad de cortocircuito, o de espacio físico, o de acceso.


INFORME EJECUTIVO

Documento TE 2140-1331-2017 9

espacio o acceso. Esta otra información se complementa más adelante y en el formato UPME de Oportunidades de Conexión que se anexa a este documento.

Tabla 1-2: Oportunidad de conexión de demanda en subestaciones de TRANSELCA

Subestación 2017 2018 2019 2020 2021

Flores 220 500 130 80 170 190

N/Barranquilla 220 500 130 80 180 190

Sabana 220 500 140 80 190 220

Tebsa 220 500 130 80 180 190

Cartagena 220 80 60 10 370 340

Ternera 220 80 60 10 270 250

Copey 220 240 280 420 430 490

Cuestecitas 220 140 100 90 120 280

Fundación 220 370 310 450 490 500

Guajira 220 220 150 130 160 260

Santa Marta 220 230 170 180 200 270

Valledupar 220 90 90 160 190 260

Considerando que desde el primer año, y durante todo el horizonte de análisis, el Caribe cuenta con una capacidad de importación inferior a su demanda, para la evaluación de OCD se parte siempre de una situación que considera el despacho de generación de seguridad, de modo que la posibilidad de conectar nueva demanda en el Caribe está condicionada al incremento en la generación de seguridad del área y, en consecuencia, a la capacidad disponible de generación en el área que pueda cumplir con este propósito.

En Atlántico, durante el primer año no hay limitaciones de OCD, debido a que toda demanda adicional es necesariamente atendida con generación en la misma subárea Atlántico (no hay reserva en las subáreas externas), y no existen limitaciones en la transmisión del área Caribe, ni de la subárea Atlántico. En los siguientes años, en virtud del incremento en el límite de importación del área Caribe, existe reserva de generación en las subáreas externas, por lo que la demanda adicional es abastecida desde subáreas externas, encontrando que se reduce la OCD, limitada por la capacidad de transformación Sabana 500/220 kV.

En Bolívar, en el primer año, la OCD está limitada por problemas de estabilidad de tensión a nivel del STR de Copey ante contingencia en La Loma – Ocaña 500 kV. En los dos años siguientes, la OCD sigue estando limitada por problemas de tensión en el STN de Bolívar ante contingencia en Bolívar - Copey 500 kV. A partir de 2020, con el ingreso de Bolívar – Sabanalarga 500 kV, se incrementa notablemente la OCD de la subárea.

En GCM, la mayor OCD se tiene en Fundación y Copey, y la menor OCD, en Valledupar y Cuestecitas. En general, la OCD en esta subárea está limitada por problemas de tensión en el STR y el STN, y evidencia vulnerabilidad ante contingencias en el corredor Copey – Valledupar – Cuestecitas de 220 kV, y Ocaña - La Loma – Copey – Cuestecitas de 500 kV.

A partir de los cálculos de cortocircuito se encuentra que en las subestaciones Sabanalarga y Tebsa 220 kV el nivel de cortocircuito supera la capacidad de diseño a partir del año 2018, con lo que la OCG mostrada en la Tabla 1-1 para estas subestaciones estaría condicionada a la previa implementación de alternativas que permitan disminuir el nivel de cortocircuito, tales como reconfiguración o seccionamiento de barras, o a una repotenciación de las mismas.

También es importante reiterar que las oportunidades de conexión mostradas en Tabla 1-1 y Tabla 1-2 son las obtenidas a través de análisis eléctricos, y que esta información debe ser leída en conjunto con el formato


ANTECEDENTES

Documento TE 2140-1331-2017 10

UPME de Oportunidades de Conexión que se anexa a este documento, en el cual se consolidan las restricciones físicas que pueda tener cada subestación.

2 ANTECEDENTES

La reglamentación actualmente definida por la CREG establece que cada Transmisor Nacional debe preparar y remitir a la UPME, un informe detallado en el cual se evalúen las oportunidades disponibles para conectar y usar el STN, identificando aquellas partes del sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y el transporte de cantidades adicionales de potencia[6][7][8].

Este documento presenta el informe de oportunidades de conexión para las subestaciones de propiedad de TRANSELCA, que como Transmisor Nacional debe enviar a la UPME, el cual puede ser consultado como una señal de referencia para los agentes interesados en proyectos de conexión al STN.

No obstante lo anterior, todo usuario que desee conectarse al STN, a un STR o a un SDL, deberá cumplir con los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión, conforme a lo establecido en el Código de Conexión[6] y la Resolución CREG 030 de 1996[7].

3 OBJETO

Realizar el estudio de oportunidades de conexión al STN, tanto con generación como con demanda, en las subestaciones del STN de propiedad de TRANSELCA, para el período 2017-2021.

4 INFORMACIÓN UTILIZADA

4.1 Sistema Transmisión y Generación Existente

Para los análisis eléctricos se utiliza un modelo completo del STN que considera todos los equipos actualmente en operación, el cual es utilizado por XM para sus análisis operativos de largo plazo.

También se considera el modelo de todos los STR, detallados hasta 110 o 66 kV, con la correspondiente transformación al STN y con la demanda reflejada en las barras del nivel de voltaje más bajo modelado en cada STR.

4.2 Expansión en Transmisión y Generación

Se considera la expansión del sistema eléctrico definida por la UPME en el Plan de Expansión de Referenc ia Generación-Transmisión[1] (PERGT), y se consideran además los proyectos en construcción o convocatoria. La Tabla 4-1 muestra los proyectos de expansión en generación.


INFORMACIÓN UTILIZADA

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Tabla 4-1: Expansión en generación para el período 2017-2021

En el próximo cuatrienio, se tiene proyectado instalar en el área Caribe 1032 MW de generación, de los cuales 748 MW serían en la subárea GCM y 284 MW en la subárea Cerromatoso.

Por su parte, la Tabla 4-3 muestra los proyectos de expansión en transmisión considerados para el próximo cuatrienio.

En particular, para el área Caribe se tienen definidos los proyectos Caracolí 220/110 kV (2017), Río Córdoba 220/110 kV (2017), Montería 220/110 kV (2017), La Loma 500/110 kV (2018), Cuestecitas 500/220 kV (2019), Tolú Viejo 220/100 kV (2020) y San Juan 220/110 kV (2020); y los refuerzos de transmisión a 220 kV Bolívar – Cartagena (2017), Copey - Fundación (2019); y a 500 kV Antioquia - Cerromatoso – Chinú– Copey (2018) y Bolívar – Sabanalarga (2020). La Tabla 4-2 resume el impacto de los proyectos de expansión en el límite de importación y en el requerimiento de UME para el área Caribe.

Tabla 4-2: Evolución del límite de importación del área Caribe 2017-2021

Año Proyecto Límite de

importación

(MW)

UME

2017 - 1,500 15

2018 - 1,700 13

2019 - 1,700 14

2019

Copey – Cuestecitas 500

Copey – Fundación 220 1,800 12

UPME 03 2,100 8

UPME 05 2,480 5

2020

- 1,700 15

Copey – Cuestecitas 500

Copey – Fundación 220 Bolívar – Sabana 500

T2 Bolívar 500/220 T1 y T2 Tolú Viejo 220/110

1,970 11

UPME 03 2,200 7

UPME 05 2,660 4

Área Subárea 2017 2018 2019 2020

Antioquia Antioquia PCH 110 MW Minas 55 MW CAA 171 MW

Ituango F1 1200 MW Ituango F2 1200 MW

S/Domingo 56 MW

Caribe Cerromatoso PCH 11 MW

Gecelca 3.2 273 MW

GCM Termonorte 88 MW ISAGEN 32 MW La Luna 660 MW

Windpeshi 200 MW

Britos 82 MW

Nordeste Boyaca-Casanare Termoaguazul 50 MW Innercol I 90 MW Altamira 20 MW

Termomechero 57 MW S/Bartolomé 20 MW Oibita 20 MW

Termoyopal 40 MW S/Rosa 20 MW

Santander GRB 40 MW

Oriental Bogotá Doña Juana II 10 MW

Suroccidental CQR PCH 2 MW PCH 20 MW

Cauca-Nariño PCH 17 MW

Huila-Tolima PCH 1 MW Ambeima 45 MW

Valle PCH 45 MW



Documento TE 2140-1331-2017 12



Documento TE 2140-1331-2017 13

Tabla 4-3: Expansión en transmisión y generación en el STN para el período 2017-2021


CRITERIOS TÉCNICOS

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4.3 Demanda

Se emplean los factores de distribución de demanda de potencia por barra y por área con los que actualmente opera el SIN el Centro Nacional de Despacho.

Para la proyección de demandas, se conservan estos factores y se incrementa la demanda total con los porcentajes definidos por la UPME[2] según el escenario de crecimiento medio de demanda de potencia (ver Tabla 4-4). Estos factores se conservan a lo largo del horizonte exceptuando las demandas industriales de gran tamaño (Cerromatoso, OXYCOL y Cerrejón).

Tabla 4-4: Escenario medio de crecimiento de demanda del SIN

AÑO

Demanda Máxima

de Potencia [MW]

Demanda Máxima

de Energía [MWh]

2016 9,904 66,315

2017 10,395 68,442 2018 10,666 70,440

2019 10,884 72,552 2020 11,158 74,863

2021 11,717 78,554

La Tabla 4-5 muestra la demanda de potencia proyectada en el horizonte de análisis para el área Caribe, discriminada por subáreas, para los bloques de demanda máxima y mínima. Cabe anotar que en el modelo eléctrico no se consideró la interconexión con Panamá desde Cerromatoso 500 kV, debido a que aún se encuentra en etapa de definición.

Tabla 4-5: Proyección de demanda de potencia para el área Caribe (MW)

Subáreas

2017 2018 2019 2020 2021

Demanda Máxima

Demanda Mínima

Demanda Máxima

Demanda Mínima

Demanda Máxima

Demanda Mínima

Demanda Máxima

Demanda Mínima

Demanda Máxima

Demanda Mínima

Atlántico 716 528

730 539

747 551

764 564

782 578 Bolívar 521 376

528 381

537 388

549 397

562 407

Cerromatoso 244 210

244 210

245 211

246 212

248 212 Córdoba-Sucre 398 253

406 259

416 266

425 272

435 278

GCM 521 360

654 489

671 501

693 516

683 510 Área Caribe 2,399 1,728

2,562 1,878

2,616 1,917

2,678 1,961

2,710 1,986

5 CRITERIOS TÉCNICOS

Para los análisis que se realizan en el presente estudio se tienen en cuenta todos los criterios eléctricos definidos en el Código de Redes[6], y en especial los del Código de Planeamiento. No se consideran factores ambientales, físicos, económicos, ni de ninguna otra naturaleza, que también son importantes para definir la factibilidad de una conexión al STN, y que deberán ser analizados con mayor profundidad en los respectivos estudios de conexión.

En general, se verifica el cumplimiento de los requerimientos de calidad, seguridad y confiabilidad para la operación y planeación del STN que a continuación se resumen:

La tensión en las barras de carga a nivel de 500, 230 y 115 kV no debe ser inferior al 90% del valor nominal.


METODOLOGÍA

Documento TE 2140-1331-2017 15

La tensión en las barras de carga a nivel de 230 y 115 kV no debe ser superior al 110%, o al 105% en barras de 500 kV.

No se permiten sobrecargas en condiciones de operación normal (CON).

No se permiten sobrecargas en condiciones de operación de contingencia sencilla (COC) en líneas o transformadores del STN, por encima de la capacidad declarada por cada propietario.

No se permiten violaciones en los límites de absorción o inyección de reactivos de los generadores y de las compensaciones dinámicas, tanto en CON como en COC.

6 METODOLOGÍA

La estimación de la oportunidad de conexión de generación o demanda en las subestaciones de propiedad de TRANSELCA se realiza básicamente a partir de simulaciones de estado estacionario, tanto para operación normal (CON) como para contingencia sencilla (COC) en líneas o transformadores, del STN y del STR aledaño a cada subestación en particular, con las cuales es posible analizar la evolución en la carga de equipos y tensiones de barra, a medida que se conectan nuevas demandas o generaciones en las subestaciones a evaluar.

Posteriormente, el estudio se complementa con el cálculo de los niveles máximos de cortocircuito en cada una de las subestaciones, con el fin de identificar las subestaciones que puedan estar alcanzando o sobrepasando su capacidad de diseño.

6.1 Análisis de Estado Estacionario

Para realizar estos análisis, se hace en principio una agrupación de las subestaciones de propiedad de TRANSELCA con base en la subárea a la que pertenecen, la cual se muestra en la Tabla 6-1.

Siendo que las características particulares de cada subárea (como son la topología, la demanda y generación instalada, las interconexiones, las compensaciones, etc.) son diferentes entre sí, se hace necesaria la elaboración de escenarios operativos específicos para cada subárea, que permitan reflejar las condiciones particularmente más exigentes para cada una.

Tabla 6-1: Identificación de barras en cada subárea

Numeración

de barras

Subárea 1:

Atlántico

Subárea 2:

Bolívar

Subárea 3:

GCM Barra 01 Flores 220 Cartagena 220 Copey 220

Barra 02 N/Barranquilla 220 Ternera 220 Cuestecitas 220

Barra 03 Sabanalarga 220 Fundación 220

Barra 04 Tebsa 220 Guajira 220

Barra 05 Santa Marta 220

Barra 06 Valledupar 220

Como premisa general, la oportunidad de conexión de generación (OCG) en una barra debe ser evaluada bajo condiciones de máxima exportación (CME) del área a la que pertenezca, la cual tiene lugar en escenarios de mínima demanda y máxima generación dentro de la subárea y el área a la que pertenece, con lo cual se evalúa si el área y la subárea disponen de los corredores suficientes para la evacuación de la nueva generación en conjunto con la existente, de modo que la conexión de esta nueva generación no origine o incremente atrapamientos de generación y la necesidad de definir restricciones de despacho


METODOLOGÍA

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simultáneo. Para la elaboración de este análisis puede ser necesario el ajuste un despacho particular para cada área o subárea bajo estudio.

Consistentemente, la oportunidad de conexión de demanda (OCD) en una barra debe ser evaluada bajo condiciones de máxima importación (CMI) del área a la que pertenezca, la cual tiene lugar en escenarios de máxima demanda y mínima generación interna, tanto en la subárea bajo estudio como en al área a la que pertenece, con lo cual se evalúa si el área y la subárea disponen de la capacidad de importación suficiente para el suministro de la nueva demanda en conjunto con la existente, de modo que la conexión de esta nueva demanda no origine la necesidad de generación de seguridad. Para la elaboración de este análisis puede ser necesario el ajuste de un despacho por cada área o subárea bajo estudio.

La Tabla 6-2 muestra los escenarios operativos particularmente definidos para el análisis de la OCG y OCD de las subestaciones en cada subárea, cada uno de los cuales se ajusta para cada año del período 2016-20120 bajo análisis en este estudio.

Tabla 6-2: Escenarios operativos para evaluación de cada subárea por tipo de estudio

Subárea OCG OCD

Atlántico

1 | GxDn MxEx CAR

1 | GnDx MxIm ATL

Bolívar 2 | GnDx MxIm BOL

GCM 3 | GnDx MxIm GCM

Más adelante, en el título 7.1, se hace una descripción detallada de cada uno de estos escenarios operativos. En esencia, todos ellos están ajustados a condiciones extremas para cada subárea, basadas en lo indicado en los informes de planeamiento operativo de mediano y largo plazo, particularmente en lo referente a límites de intercambio, cortes de transferencia y generación de seguridad.

A partir de la condición operativa particularmente ajustada para cada subárea y cada tipo de análisis, se realizan simulaciones de estabilidad de tensión para cada subestación de interés dentro de la subárea, tanto en CON como en COC, identificando en cada caso la oportunidad de conexión factible y el elemento que la limita. La oportunidad de conexión para una barra en cada año será entonces la menor oportunidad de conexión factible encontrada entre todas las condiciones evaluadas para ese año.

Las simulaciones de estabilidad de tensión permiten conocer la manera en la que, a partir de una condición operativa específica, evolucionan la carga y la tensión en los equipos del sistema a medida que se agrega carga o generación en una barra. Esta herramienta de análisis permite encontrar resultados bastante conservadores, si se tiene en cuenta que dicha evolución de tensión y carga en equipos, en función de la demanda o generación en una barra, se realiza sin ninguna acción de control en las tensiones, como la que pueden ofrecer la excitación de las máquinas, la maniobra de las compensaciones, o el cambiador de tomas de los transformadores.

La oportunidad de conexión en cada barra se realiza de manera independiente, incluso para barras e una misma subárea, de modo que los valores encontrados no son necesariamente concurrentes. Es de esperar entonces que la instalación de nueva generación o demanda en una barra, altere la oportunidad de conexión encontrada para las otras barras.


RESULTADOS

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6.2 Cálculos de Cortocircuito

Los cálculos de corrientes de cortocircuito se realizan basados en la norma IEC 60909 titulada como “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos AC”, en la cual se hace alusión, entre otras, al cálculo de corriente de cortocircuito máxima. Para el cálculo de esta corriente se considera que la tensión en el punto de falla en el momento en que ocurre la falla es de 1.10 p.u. Este cálculo sirve de referencia para determinar la capacidad requerida de los equipos eléctricos.

El cálculo de niveles máximos de cortocircuito se realiza para fallas trifásicas y para fallas monofásicas, para cada uno de los años en el período 2017-2021, con la red proyectada según el PERGT vigente, basados en los escenarios operativos ajustados para evaluación de OCG, en los cuales se tienen los mayores aportes.

Los resultados se presentan en tablas, que contienen el valor de la corriente simétrica inicial de cortocircuito (𝐼𝑘′′), la cual es el valor RMS de la componente simétrica de la corriente de cortocircuito esperada y que

aparece en el instante de la falla, si la impedancia permanece en el valor que tiene en el tiempo cero. La potencia aparente inicial simétrica (𝑆𝑘

′′), corresponderá entonces a la siguiente expresión:

𝑆𝑘′′ = √3𝑈𝑛𝐼𝑘

′′

7 RESULTADOS

En la enumeración de los casos de simulación se emplea la estructura ABBCDEEFFF, donde:

A Indica el número del Anexo

1 oportunidad de conexión de generación (OCG)

2 oportunidad de conexión de demanda (OCD) 3 cortocircuito

BB Indica el año estudiado

16 año 2016 17 año 2017

18 año 2018 19 año 2019

20 año 2020

C Indica el escenario operativo

Ver Tabla 6-2

D Indica la subárea

1 para la subárea Atlántico

2 para la subárea Bolívar 3 para la subárea GCM

EE Indica la barra

Ver Tabla 6-1

FFF Indica la contingencia

000 caso sin contingencia (CON) xxx numeración de contingencias evaluadas en cada subárea (COC)


RESULTADOS

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7.1 Análisis de Estado Estacionario

7.1.1 Oportunidad de Conexión de Generación

En el Anexo 1, se presentan todas las tablas con el detalle de los resultados de los análisis de estado estacionario para la evaluación de la oportunidad de conexión generación en las subestaciones de propiedad de TRANSELCA.

7.1.1.1 Subárea Atlántico

El escenario GxDn MxEx CAR representa una condición de máxima exportación (CME) del área Caribe, la cual tiene lugar en demanda mínima, con máximo despacho en todas las unidades del área Caribe, razón por la cual, este mismo escenario operativo permite evaluar la OCG de las barras en las tres subáreas de interés para este estudio. En este escenario, se definen las unidades de Chivor como generación flotante, de modo que cada MW adicional que se inyecte en el área Caribe conlleva un incremento en la exportación del área.

La Tabla 7-1 muestra el detalle del despacho realizado en cada unidad de generación en el área Caribe para el escenario GxDn MxEx CAR, en el horizonte de análisis, a partir del cual, como ya se mencionó, se calcula la OCG para las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM.

La subárea Atlántico tiene actualmente una capacidad instalada de generación de 1510 MW distribuida en dos polos de la ciudad de Barranquilla, uno en Tebsa, compuesto por 9 unidades y una capacidad instalada de 900 MW; y otro en Flores, compuesto por 5 unidades y una capacidad instalada de 610 MW. Siendo que en la subárea no se tiene proyectado el ingreso de proyectos de generación, esta capacidad es la misma para todo el horizonte de análisis de este estudio.

Idealmente, bajo este escenario, debería despacharse a plena carga todas las unidades del área Caribe. Sin embargo, por limitaciones en la red, en el año 2017 esto sólo es posible en las subáreas Cerromatoso y GCM, ya que se encuentra que el despacho de generación en Atlántico y Bolívar debe limitarse por debajo de su capacidad instalada, para cumplir con algunos límites de transferencia definidos como medidas de seguridad en el IPOEMP.

En la subárea Atlántico, como medida de seguridad contra contingencias sencillas en el STR o en sus transformadores de conexión al STN, se debe restringir el despacho simultáneo a nivel de 110 kV en Tebsa y Flores. Adicionalmente, como medida de seguridad contra contingencias sencillas en las líneas a 220 kV Flores – Nueva Barranquilla y Tebsa – Sabana, se debe limitar la generación a nivel de 220 kV en Flores y Tebsa, respectivamente.

Adicional a lo anterior, se identifica un corte adicional en la transferencia de la línea Fundación – Copey 220 kV, la cual no puede sobrepasar los 130 MW, para evitar que este circuito se sobrecargue ante contingencia en el transformador Bolívar 500/220 kV o en la línea Bolívar – Copey 500 kV. A través de un

análisis de sensibilidad 𝑑𝑃𝑏𝑟𝑎𝑛𝑐ℎ/𝑑𝑃𝑏𝑢𝑠, se pudo determinar que la generación en Atlántico y Bolívar es la que contribuye en mayor proporción a la transferencia por este circuito, bajo las contingencias mencionadas, razón por la cual se logra minimizar el atrapamiento limitando la generación de estas subáreas. Este corte define un atrapamiento incluso superior a los identificados en el IPOEMP.


RESULTADOS

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Tabla 7-1: Despacho en el área Caribe en el escenario operativo GxDn MxEx CAR (MW)

Unidad Subárea P. Max P. Min 2017 2018 2019 2020 2020

Barranquilla 3 Atlántico 55 27 27 55 55 55 55 Barranquilla 4 Atlántico 55 27 27 55 55 55 55

Flores 1 Gas Atlántico 108 44 67 108 108 108 108 Flores 1 Vapor Atlántico 52 21 21 52 52 52 52

Flores IV1 Atlántico 106 36 65 106 106 106 106 Flores IV2 Atlántico 172 92 131 172 172 172 172

Flores IV3 Atlántico 172 92 132 172 172 172 172 Tebsa Gas 110 1 Atlántico 92 50 52 92 92 92 92

Tebsa Gas 110 2 Atlántico 92 50 52 92 92 92 92 Tebsa Gas 220 1 Atlántico 92 50 52 92 92 92 92

Tebsa Gas 220 2 Atlántico 92 50 52 92 92 92 92 Tebsa Gas 220 3 Atlántico 92 50 52 92 92 92 92

Tebsa Vapor 1 Atlántico 165 0 125 165 165 165 165 Tebsa Vapor 2 Atlántico 165 0 125 165 165 165 165

Candelaria 1 Bolívar 154 65 114 154 154 154 154 Candelaria 2 Bolívar 155 65 118 158 158 158 158

Cartagena 1 Bolívar 61 27 27 60 60 60 61 Cartagena 2 Bolívar 61 27 27 60 60 60 61

Cartagena 3 Bolívar 66 27 27 66 66 66 66 Proeléctrica 1 Bolívar 45 42 42 45 45 45 45

Proeléctrica 2 Bolívar 45 42 42 45 45 45 45 Gecelca 32 CoSu 273 0 273 273 273 273 273

Gecelca III CoSu 164 90 164 164 164 164 164 Menor Awarala CoSu 20 0 0 19 19 19 19

Menor Providencia CoSu 5 0 0 4 4 4 5 PCH TZ II CoSu 11 0 0 10 10 10 10

Urra 1 CoSu 83 50 83 83 83 83 83 Urra 2 CoSu 85 50 85 85 85 85 85

Urra 3 CoSu 85 50 85 85 85 85 85 Urra 4 CoSu 85 50 85 85 85 85 85

Guajira 1 GCM 151 72 151 151 151 151 151 Guajira 2 GCM 151 72 151 151 151 151 151

Jepirachi GCM 18 0 0 18 18 18 18 La Luna GCM 660 50 660 660

Tequendama GCM 2 0 0 2 2 0 2 PE Begonia GCM 82 0 82 82

PE Guajira GCM 32 0 32 32 PE Windspeshi GCM 200 0 200 200

PS El Paso GCM 70 0 0 0 PS LATAM-1 GCM 20 0 0 0

PS LATAM-2 GCM 10 0 0 0 Termonorte GCM 88 0 88 88 88 88 88

Generación Atlántico 1,510 589 980 1,510 1,510 1,510 1,510 Generación Bolívar 587 295 397 585 585 585 587

Generación CoSu 811 290 775 808 808 808 809 Generación GCM 1,484 194 390 410 410 1,382 1,384

Generación Caribe 4,392 1,368 2,542 3,313 3,313 4,285 4,290 Capacidad Instalada Caribe

3,318 3,318 3,318 4,392 4,392

Atrapamiento Caribe

776 0 0 0 0 Exportación Caribe

507 1,229 1,193 2,151 2,109

Atrapamiento Atlántico 530 0 0 0 0

Atrapamiento Bolívar 190 0 0 0 0 Atrapamiento CoSu 36 0 0 0 0

Atrapamiento GCM 20 0 0 0 0 Atrapamiento Caribe 776 0 0 0 0

Este atrapamiento de generación en Atlántico y Bolívar es de 776 MW en el año 2017. El desarrollo de las obras definidas a nivel de STR, en conjunto con el ingreso del circuito Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV en el año 2018, permiten eliminar los atrapamientos de generación en todo el área Caribe, haciendo posible


RESULTADOS

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el despacho a plena carga de todas las unidades en el área Caribe para los años 2018, 2019, 2020 y 2021, incluso en períodos de demanda mínima.

Para el análisis de la subárea Atlántico bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN del área Caribe y en todo el STR Atlántico.

7.1.1.1.1 OCG en Flores 220 kV

La Tabla 7-2 muestra el detalle de los resultados del análisis de oportunidad de conexión de generación en la subestación Flores 220 kV para el año 2017, cuyo contenido se describe a continuación:

Tabla 7-2: Evaluación de OCG en Flores 220 kV para el año 2017 (MW)

La columna “Anexo” indica la numeración de cada simulación de estabilidad de tensión, con la nomenclatura presentada al inicio de este capítulo.

La columna “Barra” indica la barra en la que se está evaluando la OCG.

La columna “OCG” indica la OCG en cada situación, es decir, la generación que bajo cada situación operativa (CON/COC) puede inyectarse en la subestación Flores 220 kV sin que se presenten violaciones de tensión o carga en equipos del STN.

Anexo Barra OCG Contingencia Limitante BusSTN Tensión RamaSTN Carga BusSTR Tensión RamaSTR Carga

1171101000 FLO 220 B1 500 - máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101011 FLO 220 B1 0 Bolivar 500/230 carga CMT 500 B1 1.0077 Copey - Fundacion 1 220 120 La Jagua 110 0.9294 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

1171101005 FLO 220 B1 10 Bolivar - Copey 1 500 T2 carga VDU 220 T1 0.9975 Copey - Fundacion 1 220 119.9 La Jagua 110 0.8954 Ternera - Villa Estrella 66 72.75

1171101064 FLO 220 B1 290 Flores - Nv Barranquilla 1 220 carga CMT 500 B1 1.0062 Flores - Nv Barranquilla 2 220 105.7 La Jagua 110 0.9143 Ternera - Villa Estrella 66 72.79

1171101057 FLO 220 B1 370 Cuestecitas(TRC) - Valledupar 1 220 carga VDU 220 T1 0.9758 Copey - Fundacion 1 220 119.8 La Jagua 110 0.8698 Ternera - Villa Estrella 66 73.07

1171101035 FLO 220 B1 420 Cerro - Primavera 1 500 T2 carga VDU 220 T1 0.989 Copey - Fundacion 1 220 119.4 La Jagua 110 0.8853 Ternera - Villa Estrella 66 73.33

1171101003 FLO 220 B1 500 Bolivar - Bosque 220 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.3 La Jagua 110 0.9041 Ternera - Villa Estrella 66 73.24

1171101004 FLO 220 B1 500 Bolivar - Cartagena 1 220 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.8 La Jagua 110 0.9034 Ternera - Villa Estrella 66 72.99

1171101007 FLO 220 B1 500 Bolivar - Sabanalarga 1 220 máximo VDU 220 T1 1.0032 Copey - Fundacion 1 220 107.1 La Jagua 110 0.9021 Ternera - Villa Estrella 66 73.09

1171101015 FLO 220 B1 500 Bosque - Ternera 220 máximo VDU 220 T1 1.0038 Copey - Fundacion 1 220 101.8 La Jagua 110 0.9028 Ternera - Villa Estrella 66 73.07

1171101017 FLO 220 B1 500 Candelaria - Cartagena 1 220 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101018 FLO 220 B1 500 Candelaria - Ternera 1 220 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.4 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 73.01

1171101020 FLO 220 B1 500 Caracoli - Flores 1 220 máximo CMT 500 B1 1.0042 Flores - Nv Barranquilla 1 220 98.6 La Jagua 110 0.9035 Ternera - Villa Estrella 66 72.99

1171101022 FLO 220 B1 500 Caracoli - Nv Barranquilla 1 220 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101023 FLO 220 B1 500 Caracoli - Sabanalarga 1 220 máximo VDU 220 T1 1.0039 Copey - Fundacion 1 220 101.4 La Jagua 110 0.9029 Ternera - Villa Estrella 66 73.03

1171101025 FLO 220 B1 500 Caracoli - Tebsa 1 220 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.904 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101031 FLO 220 B1 500 Centro - Oasis 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101032 FLO 220 B1 500 Centro - Silencio 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101033 FLO 220 B1 500 Cerro - Chinu 1 500 T2 máximo CMT 500 B1 1.0007 Copey - Fundacion 1 220 103.5 La Jagua 110 0.902 Ternera - Villa Estrella 66 73.01

1171101034 FLO 220 B1 500 Cerro - Porce 3 1 500 T2 máximo CMT 500 B1 1.0032 Copey - Fundacion 1 220 103.4 La Jagua 110 0.9022 Ternera - Villa Estrella 66 73.01

1171101039 FLO 220 B1 500 Chinu - Sabana 1 500 T2 máximo VDU 220 T1 1.0014 Copey - Fundacion 1 220 106.3 La Jagua 110 0.9 Ternera - Villa Estrella 66 73.06

1171101043 FLO 220 B1 500 Copey - Fundacion 1 220 máximo VDU 220 T1 0.9935 Bolivar 500/230 91.8 La Jagua 110 0.8907 Ternera - Villa Estrella 66 73.29

1171101044 FLO 220 B1 500 Copey - La Loma 1 500 máximo CMT 500 B1 0.9965 Flores - Nv Barranquilla 1 220 81 Planeta 110 0.9301 Ternera - Villa Estrella 66 72.36

1171101045 FLO 220 B1 500 Copey - Valledupar 1 220 máximo VDU 220 T1 0.9881 Copey - Fundacion 1 220 100.8 La Jagua 110 0.8843 Ternera - Villa Estrella 66 73.01

1171101046 FLO 220 B1 500 Copey - Valledupar II 1 220 máximo VDU 220 T1 0.9874 Copey - Fundacion 1 220 100.8 La Jagua 110 0.8834 Ternera - Villa Estrella 66 73.02

1171101047 FLO 220 B1 500 Copey 500/220 máximo VDU 220 T1 1.0026 Copey - Fundacion 1 220 96.7 La Jagua 110 0.9014 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101048 FLO 220 B1 500 Cordialidad - Tebsa 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101055 FLO 220 B1 500 Cuestecitas(ISA) - Guajira 1 220 máximo VDU 220 T1 0.9956 Copey - Fundacion 1 220 108 La Jagua 110 0.8932 Ternera - Villa Estrella 66 73.04

1171101061 FLO 220 B1 500 El Rio - Tebsa 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101065 FLO 220 B1 500 Flores 220/110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.4 La Jagua 110 0.9044 Ternera - Villa Estrella 66 72.95

1171101067 FLO 220 B1 500 Fundacion - Rio Cordoba 1 220 máximo VDU 220 T1 1.0032 Copey - Fundacion 1 220 100.7 La Jagua 110 0.9021 Ternera - Villa Estrella 66 72.99

1171101068 FLO 220 B1 500 Fundacion - Sabanalarga 1 220 máximo CMT 500 B1 1.0041 Flores - Nv Barranquilla 1 220 81.1 La Jagua 110 0.9043 Ternera - Villa Estrella 66 73.03

1171101072 FLO 220 B1 500 Guajira - Santa Marta 2 220 máximo VDU 220 T1 1.0012 Copey - Fundacion 1 220 98 La Jagua 110 0.8998 Ternera - Villa Estrella 66 73.01

1171101073 FLO 220 B1 500 Guajira - Termocol 1 220 máximo VDU 220 T1 1.0015 Copey - Fundacion 1 220 98 La Jagua 110 0.9001 Ternera - Villa Estrella 66 73.01

1171101076 FLO 220 B1 500 La Loma - Ocaña 1 500 máximo CMT 500 B1 0.998 Flores - Nv Barranquilla 1 220 80.9 Planeta 110 0.9314 Ternera - Villa Estrella 66 72.29

1171101077 FLO 220 B1 500 Las Flores - Termoflores I 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.4 LFL 110 B2 0.903 Oasis - Termoflores II 1 110 78.77

1171101080 FLO 220 B1 500 Malambo - Nv Baranoa 1 110 máximo VDU 220 T1 1.0035 Copey - Fundacion 1 220 103.9 PT MAL T1 0 Ternera - Villa Estrella 66 72.96

1171101084 FLO 220 B1 500 Nv Baranoa - Sabanalarga 1 110 máximo VDU 220 T1 1.003 Copey - Fundacion 1 220 104.8 Nv Baranoa 110 0 Ternera - Villa Estrella 66 72.96

1171101085 FLO 220 B1 500 Nv Barranquilla - Sabanalarga 1 220 máximo VDU 220 T1 1.004 Copey - Fundacion 1 220 101.4 La Jagua 110 0.903 Ternera - Villa Estrella 66 73.02

1171101086 FLO 220 B1 500 Oasis - Silencio 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101087 FLO 220 B1 500 Oasis - Termoflores II 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.4 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101088 FLO 220 B1 500 Rio Cordoba - Santa Marta 1 220 máximo VDU 220 T1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.4 La Jagua 110 0.9033 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101091 FLO 220 B1 500 Sabana 1 220/110 kV máximo CMT 500 B1 1.0041 Copey - Fundacion 1 220 102.1 La Jagua 110 0.9033 Sabana 9 220/115 96.97

1171101092 FLO 220 B1 500 Sabana 1 500/220 máximo VDU 220 T1 1.0033 Copey - Fundacion 1 220 103.4 La Jagua 110 0.9022 Ternera - Villa Estrella 66 73.02

1171101093 FLO 220 B1 500 Sabanalarga - Tebsa 1 220 máximo VDU 220 T1 1.0041 Copey - Fundacion 1 220 101.4 La Jagua 110 0.9031 Ternera - Villa Estrella 66 73.02

1171101094 FLO 220 B1 500 Sabanalarga - Ternera 2 220 máximo VDU 220 T1 1.0036 Copey - Fundacion 1 220 105.2 La Jagua 110 0.9026 Ternera - Villa Estrella 66 73.13

1171101097 FLO 220 B1 500 Santa Marta - Termocol 1 220 máximo VDU 220 T1 1.0029 Copey - Fundacion 1 220 98 La Jagua 110 0.9017 Ternera - Villa Estrella 66 73

1171101099 FLO 220 B1 500 Tebsa - Union 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.4 Union 110 0.89 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101100 FLO 220 B1 500 Tebsa - Vte Julio 1 110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101101 FLO 220 B1 500 Tebsa 1 220/110 máximo CMT 500 B1 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9041 Ternera - Villa Estrella 66 72.96

1171101105 FLO 220 B1 500 Valledupar - Valledupar II 1 220 máximo VDU 220 T1 0.9972 Copey - Fundacion 1 220 102.4 La Jagua 110 0.9077 Ternera - Villa Estrella 66 72.97


RESULTADOS

Documento TE 2140-1331-2017 21

La columna “Contingencia” indica la situación operativa evaluada (la primera fila corresponde a la situación de operación normal, sin ninguna contingencia).

La columna “Limitante” indica el tipo de limitante encontrado en la simulación, la cual puede ser: “tensión”, cuando el límite lo define la violación del límite inferior de la tensión de una barra del STN; “carga”, cuando el límite lo define la violación de carga en una línea o transformador del STN; “convergencia”, cuando no se logra convergencia del flujo de carga aún sin adicionar generación; o “máximo”, cuando la simulación encuentra un valor máximo predefinido de evaluación de OCG, sin que se hayan ocasionado violaciones de tensión o carga. En este estudio se definió un límite de OCG de hasta 500 MW.

La columna “Bus STN” identifica la barra del STN de menor tensión en el área de interés, y la columna contigua indica el valor de dicha tensión.

La columna “Rama STN” identifica el transformador o línea del STN con menor reserva de carga2 en el área de interés, y la columna contigua indica el valor de dicha carga.

La columna “Bus STR” identifica la barra del STR de menor tensión en el área de interés, y la columna contigua indica el valor de dicha tensión.

La columna “Rama STR” identifica el transformador o línea del STR con menor reserva de carga en el área de interés, y la columna contigua indica el valor de dicha carga.

La información con este mismo nivel de detalle, para cada subestación de propiedad de TRANSELCA, se incluye en el Anexo 1, en lo referente a OCG, y en el Anexo 2, en lo referente a OCD.

El análisis de esta tabla muestra que, en el año 2017, la OCG en Flores 220 kV, en una red ideal (sin fallas) es de 500 MW, y en una red real es nula, ya que se encuentra limitada por la carga en la línea Copey – Fundación 220 kV ante contingencia en el transformador Bolívar 500/230 kV, lo cual es totalmente coherente con la realidad actual en la que incluso existen atrapamientos de la generación instalada.

Esta tabla permite apreciar no solo la situación limitante, sino también todas las demás situaciones que limitan la OCG. En este caso particular, observamos, por ejemplo, que las contingencias Bolívar – Copey 500 kV, Flores – N/Barranquilla 220 kV, Cuestecitas – Valledupar 220 kV y Cerro – Primavera 500 kV, también limitan la OCG en Flores 220 kV a 10, 290, 370 y 420 MW, respectivamente, y que ninguna otra contingencia en el STN o STR limita la OCG en Flores 220 kV. Es importante recordar que estos análisis se realizaron partiendo de un despacho en el cual se considera un atrapamiento de 425 MW en la generación existente en Atlántico y Bolívar, de modo que sólo en los casos con OCG mayor a 425 MW habría una capacidad real de conexión de nueva generación en la cantidad que exceda esta cifra.

El Anexo 1 contiene una tabla similar a la Tabla 7-2, elaborada para el análisis de cada año (y cada barra) en el período 2017-2021. La Tabla 7-3 consolida el resultado de este análisis, en la cual se identifica la limitante de OCG encontrada para cada año.

2 La reserva de carga corresponde a la diferencia entre la capacidad declarada de sobrecarga y la carga

del equipo.


RESULTADOS

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Tabla 7-3: Mayores limitantes de OCG en Flores 220 kV

En los años 2017, la contingencia en el transformador Bolívar 500/230 kV es la que limita la OCG en Flores 220 kV a 0 MW, debido a la sobrecarga que ocasiona en la línea Copey – Fundación 220 kV.

En el año 2018, con los refuerzos proyectados en el STR Atlántico y la ampliación de la capacidad de interconexión del área Caribe con las línea Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV, no solo se elimina el techo a la generación de Atlántico y Bolívar, sino que además se hace factible la conexión de nueva generación hasta por 70 MW de capacidad, continuando como limitante la sobrecarga en Copey – Fundación 220 kV ante contingencia en el transformador Bolívar 500/230 kV.

En el año 2019, con el ingreso del segundo circuito Copey – Fundación 220 kV, se aprecia una OCG de 110 MW, limitada por sobrecarga en Flores – N/Barranquilla 220 kV ante contingencia en el circuito paralelo.

En los años 2020 y 2021, aún con los proyectos Cuestecitas 500 kV y San Juan 220 kV, considerando también el ingreso de los proyectos de generación eólica ISAGEN (32 MW), Begonia (82 MW) y Windpeshi (200 MW), y 150 MW de importación desde Venezuela, la OCG se limita a 0 MW, por sobrecarga en Cuestecitas – San Juan 220 kV, ante contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV.

7.1.1.1.2 OCG en Nueva Barranquilla 220 kV

En la Tabla 7-4 se presenta la OCG encontrada para cada año en Nueva Barranquilla 220 kV, en la que se indica la condición que la limita en cada caso. La información de detalle de cada simulación se presenta en el Anexo 1.

Tabla 7-4: Mayores limitantes de OCG en Nueva Barranquilla 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual se encuentra una OCG de 360 MW, limitada por sobrecarga en Sabanalarga - Tebsa 220 kV ante contingencia en un circuito paralelo.

7.1.1.1.3 OCG en Sabana 220 kV

En la Tabla 7-5 se presenta la OCG encontrada para cada año en Sabana 220 kV, en la que se indica la condición que la limita en cada caso. La información de detalle de cada simulación se presenta en el Anexo 1.

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual no se encuentra limitante a la OCG en esta subestación.

año MW contingencia limitante barra STN tensión elemento STN carga barra STR tensión elemento STR carga

2017 0 Bolivar 500/230 carga CMT 500 B1 1.0077 Copey - Fundacion 1 220 120.0 La Jagua 110 0.9294 Ternera - Villa Estrella 66 72.7

2018 70 Bolivar 500/230 carga SAB 500 B1 0.9813 Copey - Fundacion 1 220 119.8 Planeta 110 0.9473 Ternera 1 220/110 87.3

2019 110 Flores - Nv Barranquilla 1 220 carga SAB 500 B1 0.9906 Flores - Nv Barranquilla 2 220 105.3 Planeta 110 0.9343 Copey 220/110 69.7

2020 0 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649 Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.7 Cordialidad 110 1.0035 Barranquilla - Tebsa 1 110 72.7

2021 0 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509 Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.7 Malambo 110 0.9855 Barranquilla - Tebsa 1 110 74.4




2019 360 Sabanalarga - Tebsa 1 220 carga SAB 500 B1 0.9891 Sabanalarga - Tebsa 2 220 100.0 Planeta 110 0.9327 Copey 220/110 70.1




RESULTADOS

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Tabla 7-5: Mayores limitantes de OCG en Sabana 220 kV

7.1.1.1.4 OCG en Tebsa 220 kV

En la Tabla 7-6 se presenta la OCG encontrada para cada año en Tebsa 220 kV, en la que se indica la condición que la limita en cada caso. La información de detalle de cada simulación se presenta en el Anexo 1.

Tabla 7-6: Mayores limitantes de OCG en Tebsa 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual se encuentra una OCG de 100 MW, limitada por sobrecarga en Sabanalarga - Tebsa 220 kV ante contingencia en Caracolí – Tebsa 220 kV.

7.1.1.2 Subárea Bolívar

Para la evaluación de OCG en Bolívar se empleó el mismo escenario GxDn MxEx CAR, empleado para la evaluación de Atlántico. La subárea Bolívar tiene actualmente una capacidad instalada de generación de 587 MW concentrada en un mismo polo de la ciudad de Cartagena. De esta capacidad, 90 MW están conectados a 66 kV (Proeléctrica) y los restantes 497 MW a 220 kV (Cartagena y Candelaria). Siendo que en la subárea no se tiene proyectado el ingreso de proyectos de generación, esta capacidad es la misma para todo el horizonte de análisis de este estudio.

Actualmente, según se indica en el IPOEMP, como medida de seguridad contra contingencias sencillas en el STR de Bolívar, se debe restringir el despacho de Proeléctrica. Sin embargo, con los proyectos definidos en el STR se logra eliminar esta restricción.

Para el análisis de la subárea Bolívar bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN del área Caribe y en todo el STR Bolívar.

7.1.1.2.1 OCG en Cartagena 220 kV

En la Tabla 7-7 se presenta la OCG encontrada para cada año en Cartagena 220 kV, indicando en cada caso la condición que la limita. La información de detalle de cada simulación se presenta en el Anexo 1.




2019 500 - máximo SAB 500 B1 0.9938 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.9 Planeta 110 0.9317 Ternera 1 220/110 72.0






2019 100 Caracoli - Tebsa 1 220 carga SAB 500 B1 0.9902 Sabanalarga - Tebsa 1 220 99.3 Planeta 110 0.9344 Copey 220/110 69.7




RESULTADOS

Documento TE 2140-1331-2017 24

Tabla 7-7: Mayores limitantes de OCG en Cartagena 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual se encuentra una OCG de 330 MW, limitada por sobrecarga en Candelaria - Ternera 220 kV ante contingencia en el circuito paralelo.

7.1.1.2.2 OCG en Ternera 220 kV

En la Tabla 7-8 se presenta la OCG encontrada para cada año en Ternera 220 kV, identificando la condición que la limita en cada caso. La información de detalle de cada simulación se presenta en el Anexo 1.

Tabla 7-8: Mayores limitantes de OCG en Ternera 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual se encuentra una OCG de 460 MW, limitada por sobrecarga en Candelaria - Cartagena 220 kV ante contingencia en el circuito paralelo.

7.1.1.3 Subárea GCM

Para la evaluación de OCG en GCM se empleó el mismo escenario GxDn MxEx CAR, empleado para la evaluación de Atlántico y Bolívar, cuyo detalle se mostró en la Tabla 7-1.

La subárea GCM dispone actualmente una capacidad instalada de generación de 322 MW, de los cuales, 302 MW corresponden a la generación Termoguajira, 18 MW a la generación eólica en Jepirachi, y 2 MW a Tequendama. En el horizonte de análisis, esta subárea tiene proyectado el ingreso de los proyectos de generación térmica Termonorte (2017, 88 MW) y La Luna (2020, 660 MW), y de generación eólica Guajira (2020, 32 MW), Begonia (2020, 82 MW) y Windspeshi (2020, 200 MW). Actualmente, no se tienen identificados atrapamientos en la subárea GCM, como se verifica en el IPOEMP y en la Tabla 7-1.

Para el análisis de la subárea GCM bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN del área Caribe y en todo el STR GCM.

7.1.1.3.1 OCG en Copey 220 kV

En la Tabla 7-9 se presenta la OCG encontrada para cada año en Copey 220 kV, indicando en cada caso la condición que la limita. Adicionalmente, en el Anexo 1 se presenta la información detallada del análisis de cada barra y cada año.




2019 330 Candelaria - Ternera 1 220 carga SAB 500 B1 0.9898 Candelaria - Ternera 2 220 99.5 Planeta 110 0.9330 Ternera 1 220/110 81.1

2020 0 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649 Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.7 Gambote 66 0.9341 Gambote - Ternera 1 66 70.6





2019 460 Candelaria - Cartagena 1 220 carga SAB 500 B1 0.9890 Candelaria - Cartagena 2 220 98.8 Planeta 110 0.9321 Ternera 1 220/110 92.8




RESULTADOS

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Tabla 7-9: Mayores limitantes de OCG en Copey 220 kV

Se encuentra que la OCG en Copey 220 kV para los primeros 3 años analizados no tiene limitante hasta 500 MW. Igual que para las subestaciones analizadas para las subáreas Atlántico y Bolívar, a partir del 2020, el ingreso de los proyectos de generación eólica ISAGEN (32 MW), Begonia (82 MW) y Windpeshi (200 MW), y 150 MW de importación desde Venezuela, limita la OCG a 0 MW, por sobrecarga en Cuestecitas – San Juan 220 kV, ante contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV.

7.1.1.3.2 OCG en Cuestecitas 220 kV

En la Tabla 7-10 se presenta la OCG encontrada para cada año en Cuestecitas 220 kV, indicando en cada caso la condición que la limita.

Tabla 7-10: Mayores limitantes de OCG en Cuestecitas 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual se encuentra una OCG de 470 MW, limitada por sobrecarga en Cuestecitas 500/220 kV ante contingencia en Cuestecitas – Valledupar 220 kV.

7.1.1.3.3 OCG en Fundación 220 kV

En la Tabla 7-11 se presenta la OCG encontrada para cada año en Fundación 220 kV, indicando en cada caso la condición que la limita.

Tabla 7-11: Mayores limitantes de OCG en Fundación 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual se encuentra una OCG de 330 MW, limitada por sobrecarga en Copey – Fundación 220 kV ante contingencia en el circuito paralelo.

7.1.1.3.4 OCG en Guajira 220 kV

En la Tabla 7-12 se presenta la OCG encontrada para cada año en Guajira 220 kV, indicando en cada caso la condición que la limita.


2017 500 - máximo CMT 500 B1 1.0060 Cerromatoso 3 500/230 54.9 Planeta 110 0.9379 Ternera - Villa Estrella 66 72.1

2018 500 - máximo SAB 500 B1 0.9849 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.1 Planeta 110 0.9452 Ternera 1 220/110 68.1

2019 500 - máximo SAB 500 B1 0.9918 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.7 Planeta 110 0.9322 Copey 220/110 68.0

2020 0 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649 Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.7 El Banco 110 0.9206 Copey 220/110 62.1





2019 470Cuestecitas(TRC) - Valledupar 1 220 carga SAB 500 B1 0.9896 Cuestecitas 500/230 98.8 Planeta 110 0.9321 Copey 220/110 70.1




2017 0 Bolivar - Copey 1 500 T2 carga VDU 220 T1 0.9980 Copey - Fundacion 1 220 119.0 La Jagua 110 0.8960 Ternera - Villa Estrella 66 72.8

2018 30 Bolivar - Copey 1 500 T2 carga SAB 500 B1 0.9815 Copey - Fundacion 1 220 119.0 Planeta 110 0.9473 Ternera 1 220/110 85.5

2019 330 Copey - Fundacion 1 220 carga SAB 500 B1 0.9917 Copey - Fundacion 2 220 119.4 Planeta 110 0.9330 Copey 220/110 69.6




RESULTADOS

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Tabla 7-12: Mayores limitantes de OCG en Guajira 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual se encuentra una OCG de 300 MW, limitada por sobrecarga en Cuestecitas - Guajira 220 kV ante contingencia en el circuito paralelo.

7.1.1.3.5 OCG en Santa Marta 220 kV

En la Tabla 7-13 se presenta la OCG encontrada para cada año en Santa Marta 220 kV, indicando en cada caso la condición que la limita.

Tabla 7-13: Mayores limitantes de OCG en Santa Marta 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV, excepto para el año 2019, caso en el cual se encuentra una OCG de 470 MW, limitada por sobrecarga en Copey – Fundación 220 kV ante contingencia en el circuito paralelo.

7.1.1.3.6 OCG en Valledupar 220 kV

En la Tabla 7-14 se presenta la OCG encontrada para cada año en Valledupar 220 kV, indicando en cada caso la condición que la limita.

Tabla 7-14: Mayores limitantes de OCG en Valledupar 220 kV

Se encuentra que la OCG en Valledupar 220 kV para los tres primeros años es de 370 MW, y es limitada por la contingencia en Copey - Valledupar II 220 kV por sobrecarga en Copey - Valledupar 220 kV.

Se encuentra que la OCG en Valledupar 220 kV para los primeros 2 años analizados es de 370 MW, y es limitada por la contingencia en Copey - Valledupar 220 kV por sobrecarga en el circuito paralelo.

Para el año 2019 no tiene limitación de OCG, por lo menos hasta 500 MW.

Y al igual que para las subestaciones analizadas para las subáreas Atlántico y Bolívar, a partir del 2020, el ingreso de los proyectos de generación eólica ISAGEN (32 MW), Begonia (82 MW) y Windpeshi (200 MW), y 150 MW de importación desde Venezuela, limita la OCG a 0 MW, por sobrecarga en Cuestecitas – San Juan 220 kV, ante contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV.




2019 300 Cuestecitas(ISA) - Guajira 1 220 carga SAB 500 B1 0.9889 Cuestecitas(TRC) - Guajira 2 220 114.5 Planeta 110 0.9332 Copey 220/110 70.5




2017 0 Bolivar - Copey 1 500 T2 carga VDU 220 T1 0.9980 Copey - Fundacion 1 220 119.0 La Jagua 110 0.8960 Ternera - Villa Estrella 66 72.8

2018 40 Bolivar - Copey 1 500 T2 carga SAB 500 B1 0.9813 Copey - Fundacion 1 220 119.3 Planeta 110 0.9473 Ternera 1 220/110 85.7

2019 470 Copey - Fundacion 1 220 carga SAB 500 B1 0.9896 Copey - Fundacion 2 220 119.6 Planeta 110 0.9321 Copey 220/110 70.2




2017 370 Copey - Valledupar II 1 220 carga CMT 500 B1 1.0064 Copey - Valledupar 1 220 98.1 Planeta 110 0.9382 Ternera - Villa Estrella 66 72.5

2018 380 Copey - Valledupar II 1 220 carga SAB 500 B1 0.9836 Copey - Valledupar 1 220 98.5 Planeta 110 0.9458 Codazzi - La Jagua 1 110 112.7

2019 500 - máximo SAB 500 B1 0.9912 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.6 Planeta 110 0.9322 Codazzi - La Jagua 1 110 85.7




RESULTADOS

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7.1.1.4 Consolidado de OCG

La Tabla 7-15 muestra un consolidado del análisis de oportunidad de conexión de generación en las subestaciones de TRANSELCA que acaba de presentarse.

Tabla 7-15: Consolidado de oportunidad de conexión de generación (MW) 2017-2021

Subestación 2017 2018 2019 2020 2021

Flores 220 0 70 110 0 0

N/Barranquilla 220 0 70 360 0 0

Sabana 220 0 70 500 0 0

Tebsa 220 0 70 100 0 0

Cartagena 220 0 70 330 0 0

Ternera 220 0 70 460 0 0

Copey 220 500 500 500 0 0

Cuestecitas 220 0 100 470 0 0

Fundación 220 0 30 330 0 0

Guajira 220 0 50 300 0 0

Santa Marta 220 0 40 470 0 0

Valledupar 220 370 380 500 0 0

En general, la OCG en las subestaciones de TRANSELCA se encuentra limitada en los primeros años por la capacidad de la línea Copey-Fundación 220 kV, principalmente.

Siendo que en el primer año de análisis se identifican atrapamientos de generación en Atlántico y Bolívar, resulta coherente que la OCG en estas áreas para este período sea nula, como lo confirman los resultados. Sólo a partir del año 2018, con el incremento de la capacidad de interconexión del área Caribe (en conjunto con los refuerzos definidos en el STR), se eliminan los atrapamientos en el área Caribe, y se hace viable la conexión de generación adicional en estas subáreas.

Antes del año 2018, las únicas subestaciones con OCG son Copey y Valledupar 220 kV, esto debido a que la inyección de generación en estos nodos contribuye a reducir la transferencia por Copey-Fundación 220 kV.

Los refuerzos definidos en el STN del área Caribe para el año 2019 incrementan la OCG en todas las subestaciones de TRANSELCA por encima de 300 MW, con excepción de Flores y Tebsa, que continuarían limitados por la capacidad de los corredores Flores – N/Barranquilla 220 kV y Sabana – Tebsa 220 kV, respectivamente.

Aun cuando para el año 2020 se tiene contemplada la entrada en servicios de los proyectos Cuestecitas 500 kV y San Juan 220 kV, el ingreso de los proyectos de generación Termonorte (2017, 88 MW) y La Luna (2020, 660 MW), Guajira (2020, 32 MW), Begonia (2020, 82 MW) y Windspeshi (2020, 200 MW), sumado a una importación de 150 MW desde Cuatricentenario, ocasionan que no exista oportunidad de conexión en las tres subáreas.

7.1.2 Oportunidad de Conexión de Demanda

En el Anexo 2, se presentan todas las tablas con el detalle de los resultados de los análisis de estado estacionario para la evaluación de la oportunidad de conexión demanda en las subestaciones de propiedad de TRANSELCA.


RESULTADOS

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7.1.2.1 Subárea Atlántico

El escenario GnDx MxIm ATL representa una condición de máxima importación del área Caribe, la cual tiene lugar en demanda máxima, con mínimo despacho en el área Caribe y, particularmente en este caso, en la subárea Atlántico. En este escenario, la función de generación flotante se realiza con las unidades de Chivor. No obstante, en la búsqueda de OCD, toda vez que se parte de una condición en la cual el área Caribe importa al límite de su capacidad y se requiere el despacho de generación de seguridad, la demanda que se vaya agregando debe suplirse con generación interna del área Caribe, con lo cual se logra cumplir en todo momento con las Unidades Mínimas Equivalentes (UME) definidas para el área, y que además, cada MW adicional de demanda que se conecte no incremente la importación del área por encima de su límite.

La Tabla 7-16 muestra el detalle del despacho realizado en cada unidad de generación en el área Caribe para el escenario GnDx MxIm ATL, en el horizonte de análisis, a partir del cual se calcula la OCD para la las barras de interés en la subárea Atlántico.

En condiciones ideales, bajo este escenario, se tendrían apagadas todas las unidades del área Caribe, importando toda la potencia desde el centro del país. Sin embargo, esto no es posible dado que la demanda de esta área excede su capacidad de importación.

En el año 2016, por ejemplo, la demanda máxima proyectada en el área es de 2399 MW, en tanto que su importación está limitada por criterios de seguridad para el sistema a 1500 MW, siendo entonces necesario suplir la diferencia con el despacho de generación de seguridad en el área. Adicional a lo anterior, se tienen identificadas necesidades en el área en cuanto a potencia reactiva para soporte a las tensiones del área, como lo indica XM en su IPOEMP, en el cual define un requerimiento mínimo de unidades equivalentes que deben ser despachadas en el área Caribe en función de su demanda, así como la equivalencia de cada unidad en el área en función del soporte que puede brindar a las tensiones. La columna UE en la Tabla 7-16 muestra la equivalencia definida para cada unidad.

Según el IPOEMP, con los corredores actuales de interconexión con el centro del país, el área Caribe requiere 1 UME despachada como generación de seguridad en el área para una demanda entre 1365 y 1420 MW, y a partir de allí, este requerimiento crece en 1 UE por cada 105 MW de demanda adicional. Por otro lado, en el IPOEMP también se identifican requerimientos de generación específicamente en las unidades de Guajira en función de la demanda de la subárea GCM, según lo cual, a partir de una demanda de 505 MW se requiere una unidad despachada al mínimo operativo (72 MW), y para demandas mayores a 590 MW, se requiere el despacho de ambas unidades generando cuando menos 145 MW en cada una.

Con base en lo anterior, para la demanda proyectada para el año 2017, es necesario el despacho de 13 de las 20.5 UME existentes en el área, entre las cuales necesariamente deben despacharse las 2 UE en GCM. Estos despachos se complementaron con todas las unidades de Córdoba-Sucre (equivalentes a 2 UE), todas las unidades en Bolívar (equivalentes a 4.5 UE) y, al no haber más alternativa, 4.5 de las 12 UE disponibles en Atlántico. Para lograr la máxima importación, todas estas unidades se despachan en el mínimo operativo, con excepción de las unidades de Guajira, cuyo despacho no puede ser inferior a 145 MW, por lo mencionado anteriormente. Aun cuando la función de generación flotante la realizan las unidades de Chivor, en el proceso de búsqueda de la OCD se realiza el despacho de 1 UE (en Atlántico que queda como única área con UE de reserva) por cada 105 MW de demanda adicional que se vaya conectando.


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Tabla 7-16: Despacho en el área Caribe en el escenario operativo GnDx MxIm ATL (MW)

Unidad Subárea P. Max P. Min UE 2017 2018 2019 2020 2021

Barranquilla 3 Atlántico 55 27 0.50 27 0 0 0 0 Barranquilla 4 Atlántico 55 27 0.50 27 0 0 0 0

Flores 1 Gas Atlántico 108 44 0.50 44 0 0 0 0 Flores 1 Vapor Atlántico 52 21 0.50 0 0 0 0 0

Flores IV1 Atlántico 106 36 1.00 36 0 0 0 0 Flores IV2 Atlántico 172 92 1.00 0 0 0 0 0

Flores IV3 Atlántico 172 92 1.00 92 0 0 0 0 PS P/Nuevo I Atlántico 20 0 - 0 0 0 0 0

PS P/Nuevo II Atlántico 10 0 - 0 0 0 0 0 PS Ponedera Atlántico 10 0 - - 0 0 0 0

Tebsa Gas 110 1 Atlántico 92 50 1.00 0 0 0 0 0 Tebsa Gas 110 2 Atlántico 92 50 1.00 0 0 0 0 0

Tebsa Gas 220 1 Atlántico 92 50 1.00 50 0 0 0 0 Tebsa Gas 220 2 Atlántico 92 50 1.00 0 0 0 0 0

Tebsa Gas 220 3 Atlántico 92 50 1.00 0 0 0 0 0 Tebsa Vapor 1 Atlántico 165 0 1.00 0 0 0 0 0

Tebsa Vapor 2 Atlántico 165 0 1.00 0 0 0 0 0 Argos Cartagena Bolívar 10 0 - 0 0 0 0 0

REFICAR ECP Bolívar 10 0 - 0 0 0 0 0 Candelaria 1 Bolívar 154 65 1.00 65 65 65 65 65

Candelaria 2 Bolívar 155 65 1.00 65 65 0 0 0 Cartagena 1 Bolívar 61 27 0.50 27 27 27 27 0

Cartagena 2 Bolívar 61 27 0.50 27 27 0 27 0 Cartagena 3 Bolívar 66 27 0.50 27 0 27 0 0

Proeléctrica 1 Bolívar 45 42 0.50 42 0 0 0 0 Proeléctrica 2 Bolívar 45 42 0.50 42 0 0 0 0

Gecelca 32 CoSu 273 0 0.33 100 0 0 0 0 Gecelca III CoSu 164 90 0.33 90 0 0 0 0

Menor Awarala CoSu 20 0 - 0 0 0 0 0 Menor Providencia CoSu 5 0 - 0 0 0 0 0

Argos Toluviejo CoSu 4 0 - 0 0 0 0 0 PCH TZ II CoSu 11 0 - - 0 0 0 9

Urra 1 CoSu 83 50 0.33 50 50 50 50 58 Urra 2 CoSu 85 50 0.33 50 50 50 50 59

Urra 3 CoSu 85 50 0.33 50 50 50 50 59 Urra 4 CoSu 85 50 0.33 50 0 0 0 59

Guajira 1 GCM 151 72 1.00 145 72 72 72 72 Guajira 2 GCM 151 72 1.00 145 72 72 72 0

Jepirachi GCM 18 0 - 0 0 0 0 0 La Luna GCM 660 50 - - - - 0 66

Tequendama GCM 2 0 - 0 0 0 0 0 PE Begonia GCM 82 0 - - - - 0 41

PE Guajira GCM 32 0 - - - - 0 16 PE Windspeshi GCM 200 0 - - - - 0 100

PS El Paso GCM 70 0 - - 0 0 0 0 PS LATAM-1 GCM 20 0 - - 0 0 0 0

PS LATAM-2 GCM 10 0 - - 0 0 0 0 Termonorte GCM 88 0 - 0 0 0 0 0

Atlántico 1,510 589 12.00 276 0 0 0 0 Bolívar 587 295 4.50 295 184 119 119 65

CoSu 811 290 2.00 390 150 150 150 246 GCM 1,484 194 2.00 290 144 144 144 295

Generación Caribe 4,392 1,368 20.50 1,251 478 413 413 606 Capacidad Instalada Caribe 3,360 3,481 3,481 4,455 4,455

Límite de intercambio 1,500 1,500 2,300 2,500 2,500 Importación Caribe 1,418 1,444 2,284 2,409 2,459

UE Atlántico 12.00 4.50 0.00 0.00 0.00 0.00 UE Bolívar 4.50 4.50 3.00 2.00 2.00 1.00

UE CoSu 2.00 2.00 1.00 1.00 1.00 1.33 UE GCM 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 1.00

UE Caribe 20.50 13.00 6.00 5.00 5.00 3.33


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El ingreso del circuito Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV en el año 2018, aumenta el límite de importación del área Caribe a 2300 MW y reduce el requerimiento de a 6 UME. Es por esto que, para el despacho de este año, se utilizaron 3 UE en Bolívar, 2 UE en GCM y 1 UE en Urrá, conservando las unidades de Chivor como generación flotante, y manteniendo el criterio de conectar 1 UE (priorizando las unidades externas al área Atlántico) a medida que se incremente la demanda en 105 MW.

El ingreso del circuito Copey – Cuestecitas 500 kV en el año 2019, aumenta el límite de importación del área Caribe a 2500 MW y reduce el requerimiento de UME a 5. Es por esto que, para el despacho a partir de este año se utilizaron 2 UE en Bolívar, 2 UE en GCM y 1 UE en Urrá, conservando las unidades de Chivor como generación flotante, y manteniendo el criterio de conectar 1 UE (priorizando las unidades externas al área Atlántico) a medida que se incremente la demanda en 105 MW.

7.1.2.1.1 OCD en Flores 220 kV

En la Tabla 7-17 se presenta la OCD encontrada para cada año en Flores 220 kV, en la que se indica la condición que la limita en cada caso. Información de detalle de cada simulación se presenta en el Anexo 1.

Tabla 7-17: Limitantes de la OCD en Flores 220 kV

En el año 2017, es factible la conexión de por lo menos 500 MW de demanda en Flores 220 kV (con el consecuente incremento de 5 UME en la subárea Atlántico).

A partir del año 2018, con el incremento en la capacidad de importación del área Caribe y la consecuente reducción de UME, la OCD se reduce entre 80 y 190 MW, limitada por la contingencia del transformador Sabanalarga 500/220 kV, que sobrecarga la transformación paralela. Esta reducción se explica en el hecho de que a partir del 2018 no hay generación de seguridad obligada en Atlántico y el área importa toda su demanda.

7.1.2.1.2 OCD en Nueva Barranquilla 220 kV

En la Tabla 7-18 se presenta la OCD encontrada para cada año en Nueva Barranquilla 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-18: Mayores limitantes de la OCD en Nueva Barranquilla 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Flores 220 kV.


2017 500 - máximo SAB 500 B1 0.9733 Sabana 1 500/220 52.5 Mompox 110 0.9509 Ternera - Villa Estrella 66 92.6

2018 130 Sabana 1 500/220 carga FLO 220 B1 0.9553 Sabana 2 500/220 104.9 Mompox 110 0.9502 Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 104.9

2019 80 Sabana 1 500/220 carga SAB 500 B1 0.9641 Sabana 2 500/220 104.8 Mompox 110 0.9444 Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 105.6


2021 190 Sabana 2 500/220 carga El Rio 220 0.9487 Sabana 1 500/220 104.5 Centro 110 B1 0.9330 Tebsa 2 220/110 81.6






2021 190 Sabana 2 500/220 carga El Rio 220 0.9513 Sabana 1 500/220 104.2 Centro 110 B1 0.9357 Tebsa 2 220/110 80.8


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7.1.2.1.3 OCD en Sabana 220 kV

En la Tabla 7-19 se presenta la OCD encontrada para cada año en Sabana 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-19: Mayores limitantes de la OCD en Sabana 220 kV


7.1.2.1.4 OCD en Tebsa 220 kV

En la Tabla 7-20 se presenta la OCD encontrada para cada año en Tebsa 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-20: Mayores limitantes de la OCD en Tebsa 220 kV


7.1.2.2 Subárea Bolívar

El escenario GnDx MxIm BOL representa una condición de máxima importación del área Caribe, la cual tiene lugar en demanda máxima, con mínimo despacho en el área Caribe y, particularmente en este caso, en la subárea Bolívar. En este escenario, la función de generación flotante se realiza con las unidades de Chivor. No obstante, en la búsqueda de OCD, toda vez que se parte de una condición en la cual el área Caribe importa al límite de su capacidad y se requiere el despacho de generación de seguridad, la demanda que se vaya agregando se suple con generación interna del área Caribe, con lo cual se logra cumplir en todo momento con las Unidades Mínimas Equivalentes (UME) definidas para el área, y que además, cada MW adicional de demanda que se conecte no incremente la importación del área por encima de su límite.

La Tabla 7-21 muestra el detalle del despacho realizado en cada unidad de generación en el área Caribe para el escenario GnDx MxIm BOL, en el horizonte de análisis, a partir del cual se calcula la OCD para la las barras de interés en la subárea Bolívar.

Los parámetros bajo los cuales se ajustaron estos despachos son en esencia los descritos en 7.1.2.1 para la subárea Atlántico. La diferencia radica en que en este caso se evita, hasta donde sea posible, el despacho de generación en Bolívar, dando prelación al despacho de generación en las demás áreas del Caribe.






2021 220 Sabana 2 500/220 carga El Rio 220 0.9587 Sabana 1 500/220 104.4 Centro 110 B1 0.9440 Flores 10 220/110 75.9






2021 190 Sabana 2 500/220 carga El Rio 220 0.9500 Sabana 1 500/220 104.3 Centro 110 B1 0.9355 Flores 10 220/110 77.6


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Tabla 7-21: Despacho en el área Caribe en el escenario operativo GnDx MxIm BOL (MW)


Brrquilla 3 Atlántico 55 27 0.50 27 0 0 0 27


Flores 1 Gas Atlántico 108 44 0.50 44 48 44 44 0

Flores 1 Vapor Atlántico 52 21 0.50 21 23 21 21 21

Flores IV1 Atlántico 106 36 1.00 36 47 0 0 0



PS PNuevo I Atlantico 20 0 - 0 0 0 0 0

PS PNuevo II Atlantico 10 0 - 0 0 0 0 0

PS Ponedera Atlantico 10 0 - 0 0 0 0 0

Tebsa Gas 110 1 Atlántico 92 50 1.00 50 0 0 0 0





Tebsa Vapor 1 Atlántico 165 0 1.00 75 0 0 0 0


Autog Argos Cartagena Bolivar 10 0 - 0 0 0 0 0

Autog Reficar Ecop Bolivar 10 0 - 0 0 0 0 0

Candelaria 1 Bolívar 154 65 1.00 0 0 0 0 0


Cartagena 1 Bolívar 61 27 0.50 0 0 0 0 0



Proelectrica 1 Bolívar 45 42 0.50 0 0 0 0 0


Gecelca 32 CoSu 273 0 0.33 100 0 0 0 0

Gecelca III CoSu 164 90 0.33 90 0 0 0 0

Menor Awarala CoSu 20 0 - 0 0 0 0 0

Menor Providencia CoSu 5 0 - 0 0 0 0 0

Autog Argos ToluviejoCordoba-Sucre 4 0 - 0 0 0 0 0

PCH TZ II CoSu 11 0 - 0 0 0 0 9

Urra 1 CoSu 83 50 0.33 50 50 50 50 58

Urra 2 CoSu 85 50 0.33 50 50 50 50 59

Urra 3 CoSu 85 50 0.33 50 50 50 50 59

Urra 4 CoSu 85 50 0.33 50 0 0 0 59

Guajira 1 GCM 151 72 1.00 145 72 72 72 72

Guajira 2 GCM 151 72 1.00 145 72 72 72 0

Jepirachi GCM 18 0 - 0 0 0 0 0

La Luna GCM 660 50 - - - - 0 66

Tequendama GCM 2 0 - 0 0 0 0 0

PE Begonia GCM 82 0 - - - - 0 41

PE Guajira GCM 32 0 - - - - 0 16

PE Windspeshi GCM 200 0 - - - - 0 100

PS El Paso GCM 70 0 - - - - 0 0

PS LATAM-1 GCM 20 0 - - - - 0 0

PS LATAM-2 GCM 10 0 - - - - 0 0

Termonorte GCM 88 0 - 0 0 0 0 0

Atlántico 1,510 589 12.00 547 168 115 115 48

Bolívar 587 295 4.50 0 0 0 0 0

CoSu 811 290 2.00 390 150 150 150 246

GCM 1,484 194 2.00 290 144 144 144 295

Generación Caribe 4,392 1,368 20.50 1,227 462 409 409 589

Capacidad Instalada Caribe 3,381 3,381 3,381 4,455 4,455

Límite de intercambio 1,500 1,500 2,300 2,500 2,500

Importación Caribe 1,418 1,444 2,284 2,409 2,459

UE Atlántico 12.00 9.00 3.00 2.00 2.00 1.00

UE Bolívar 4.50 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

UE CoSu 2.00 2.00 1.00 1.00 1.00 1.33

UE GCM 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 1.00

UE Caribe 20.50 13.00 6.00 5.00 5.00 3.33


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7.1.2.2.1 OCD en Cartagena 220 kV

En la Tabla 7-22 se presenta la OCD encontrada para cada año en Cartagena 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-22: Mayores limitantes de la OCD en Cartagena 220 kV

En el 2017, el límite de OCD en Cartagena 220 kV lo impone la estabilidad de tensión en el STR (El Banco 110 kV) ante contingencia en La Loma – Ocaña 500 kV. Sin este inconveniente de por medio, la OCD estaría limitada a 220 MW (ver Anexo 2-17-2-2-01), por la contingencia en Bolívar – Copey 500 kV que ocasiona violaciones de tensión en el STN de Bolívar.

En los años 2018 y 2019, con el incremento en la capacidad de importación del área Caribe a 2300 MW en el primer año, y 2500 MW en el siguiente, y la consecuente reducción de UME, la OCD se reduce a 60 MW y 10 MW, respectivamente, limitada por la contingencia en Bolívar - Copey 500 kV, que ocasiona violaciones de tensión en el STN de Bolívar.

En el año 2020, con el ingreso de Bolívar – Sabanalarga 500 kV, la OCD asciende a 370 MW, y es limitada por la tensión en el STN de Bolívar ante contingencia en Bolívar – Bosque 220 kV.

En el año 2021, la OCD se limita a 340 MW, por la contingencia en Bolívar – Cartagena 220 kV que sobrecarga el circuito paralelo.

7.1.2.2.2 OCD en Ternera 220 kV

En la Tabla 7-23 se presenta la OCD encontrada para cada año en Ternera 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-23: Mayores limitantes de la OCD en Ternera 220 kV

Los resultados son los mismos encontrados para Cartagena 220 kV, con excepción de los dos últimos años, en los que la OCD de Ternera 220 kV se limita a 250 MW, por la contingencia en Candelaria – Cartagena 220 kV que sobrecarga el circuito paralelo.

7.1.2.3 Subárea GCM

El escenario GnDx MxIm GCM representa una condición de máxima importación del área Caribe, la cual tiene lugar en demanda máxima, con mínimo despacho en el área Caribe y, particularmente en este caso, en la subárea GCM. En este escenario, la función de generación flotante se realiza con las unidades de Chivor. No obstante, en la búsqueda de OCD, toda vez que se parte de una condición en la cual el área Caribe importa al límite de su capacidad y se requiere el despacho de generación de seguridad, la demanda


2017 80 La Loma - Ocaña 1 500convergencia TER 220 T1 0.9346 Bolivar - Sabanalarga 1 220 86.3 El Banco 110 0.8765 Ternera - Villa Estrella 66 96.6

2018 60 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión BOS 220 B1 0.9011 Sabana 1 500/220 87.4 Nv Cospique 110 0.8893 Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 103.4

2019 10 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión Bolivar 500 0.9011 Sabana 1 500/220 82.6 Nv Cospique 110 0.9106 Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 104.0

2020 370 Bolivar - Bosque 220 tensión BOS 220 B1 0.9019 Bolivar - Cartagena 1 220 101.3 Nv Cospique 110 0.9097 Ternera - Villa Estrella 66 113.1

2021 340 Bolivar - Cartagena 1 220 carga Cartagena 220 B2 0.9356 Bolivar - Cartagena 2 220 110.1 Gambote 66 0.8577 Gambote - Ternera 1 66 107.1


2017 80 La Loma - Ocaña 1 500convergencia TER 220 T1 0.9339 Bolivar - Sabanalarga 1 220 86.0 El Banco 110 0.8773 Ternera - Villa Estrella 66 96.7

2018 60 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión BOS 220 B1 0.9010 Sabana 1 500/220 87.4 Nv Cospique 110 0.8892 Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 103.4

2019 10 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión Bolivar 500 0.9011 Sabana 1 500/220 82.6 Nv Cospique 110 0.9106 Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 104.0

2020 270 Candelaria - Cartagena 1 220 carga TER 220 T1 0.9535 Candelaria - Cartagena 2 220 99.8 Mompox 110 0.9380 Copey 220/110 94.8

2021 250 Candelaria - Cartagena 1 220 carga Ternera 220 0.9607 Candelaria - Cartagena 2 220 100.1 Gambote 66 0.8872 Gambote - Ternera 1 66 103.5


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que se vaya agregando se suple con generación interna del área Caribe, con lo cual se logra cumplir en todo momento con las Unidades Mínimas Equivalentes (UME) definidas para el área, y que además, cada MW adicional de demanda que se conecte no incremente la importación del área por encima de su límite.

Tabla 7-24: Despacho en el área Caribe en el escenario operativo GnDx MxIm GCM (MW)




Flores 1 Gas Atlántico 108 44 0.50 44 48 44 44 44

Flores 1 Vapor Atlántico 52 21 0.50 0 25 21 21 0




PS PNuevo I Atlantico 20 0 - 0 0 0 0 0

PS PNuevo II Atlantico 10 0 - 0 0 0 0 0

PS Ponedera Atlantico 10 0 - 0 0 0 0 0








Autog Argos Cartagena Bolivar 10 0 - 0 0 0 0 0

Autog Reficar Ecop Bolivar 10 0 - 0 0 0 0 0








Gecelca 32 CoSu 273 0 0.33 100 0 0 0 0

Gecelca III CoSu 164 90 0.33 90 0 0 0 0

Menor Awarala CoSu 20 0 - 0 0 0 0 0

Menor Providencia CoSu 5 0 - 0 0 0 0 0

Autog Argos ToluviejoCordoba-Sucre 4 0 - 0 0 0 0 0

PCH TZ II CoSu 11 0 - 0 0 0 0 9

Urra 1 CoSu 83 50 0.33 50 50 50 50 58

Urra 2 CoSu 85 50 0.33 50 50 50 50 59

Urra 3 CoSu 85 50 0.33 50 50 50 50 59

Urra 4 CoSu 85 50 0.33 50 0 0 0 59

Guajira 1 GCM 151 72 1.00 145 0 0 0 0

Guajira 2 GCM 151 72 1.00 145 0 0 0 0

Jepirachi GCM 18 0 - 0 0 0 0 0

La Luna GCM 660 50 - - - - 0 66

Tequendama GCM 2 0 - 0 0 0 0 0

PE Begonia GCM 82 0 - - - - 0 41

PE Guajira GCM 32 0 - - - - 0 16

PE Windspeshi GCM 200 0 - - - - 0 100

PS El Paso GCM 70 0 - - - - 0 0

PS LATAM-1 GCM 20 0 - - - - 0 0

PS LATAM-2 GCM 10 0 - - - - 0 0

Termonorte GCM 88 0 - 0 0 0 0 0

Atlántico 1,510 589 12.00 259 123 115 115 71

Bolívar 587 295 4.50 295 194 119 119 65

CoSu 811 290 2.00 390 150 150 150 246

GCM 1,484 194 2.00 290 0 0 0 223

Generación Caribe 4,392 1,368 20.50 1,234 467 384 384 605

Capacidad Instalada Caribe 3,381 3,381 3,381 4,455 4,455

Límite de intercambio 1,500 1,500 2,300 2,500 2,500

Importación Caribe 1,418 1,444 2,284 2,409 2,459

UE Atlántico 12.00 4.50 2.00 2.00 2.00 1.00

UE Bolívar 4.50 4.50 3.00 2.00 2.00 1.00

UE CoSu 2.00 2.00 1.00 1.00 1.00 1.33

UE GCM 2.00 2.00 0.00 0.00 0.00 0.00

UE Caribe 20.50 13.00 6.00 5.00 5.00 3.33


RESULTADOS

Documento TE 2140-1331-2017 35

La Tabla 7-21 muestra el detalle del despacho realizado en cada unidad de generación en el área Caribe para el escenario GnDx MxIm GCM, en el horizonte de análisis, a partir del cual se calcula la OCD para la las barras de interés en la subárea GCM.

Los parámetros bajo los cuales se ajustaron estos despachos son en esencia los descritos en 7.1.2.1 para la subárea Atlántico. La diferencia radica en que en este caso se evita, hasta donde sea posible, el despacho de generación en GCM, dando prelación al despacho de generación en las demás áreas del Caribe.

7.1.2.3.1 OCD en Copey 220 kV

En la Tabla 7-25 se presenta la OCD encontrada para cada año en Copey 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-25: Mayores limitantes de la OCD en Copey 220 kV

En el 2017, el límite de OCD en Copey 220 kV lo impone la estabilidad de tensión en el STR (El Banco 110 kV) ante contingencia en La Loma – Ocaña 500 kV. Sin este inconveniente de por medio, la OCD estaría limitada a 290 MW en el 2017 (ver Anexo 2-17-3-3-01), por la contingencia en Cuestecitas – Valledupar 220 kV que ocasiona violación de tensión en Valledupar 220 kV.

A partir del 2018, la limitante de OCD pasa a ser la contingencia en el transformador Copey 500/220 kV, por sobrecarga en el transformador paralelo.

7.1.2.3.2 OCD en Cuestecitas 220 kV

En la Tabla 7-26 se presenta la OCD encontrada para cada año en Cuestecitas 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-26: Mayores limitantes de la OCD en Cuestecitas 220 kV

En el 2017, la OCD está limitada a 140 MW por estabilidad de tensión en el STR de Valledupar ante contingencia en Copey - Valledupar 220 kV.

En el 2018, la OCD está limitada a 100 MW por estabilidad de tensión en el STR de Cuestecitas ante contingencia en Cuestecitas - Valledupar 220 kV.

En el 2019, la OCD está limitada a 90 MW para evitar violación de tensión en Cuestecitas 500 kV ante contingencia en Copey - Cuestecitas 220 kV.

En el 2020, la OCD está limitada a 120 MW para evitar violación de tensión en Cuestecitas 220 kV ante contingencia en Copey - Cuestecitas 220 kV.


2017 240 La Loma - Ocaña 1 500convergencia VDU 220 T1 0.9433 Copey - Fundacion 1 220 115.9 El Banco 110 0.8168 Valledupar 1 220/34.5/13.8 102.7

2018 280 Copey 500/220 carga SAB 500 B1 0.9721 Copey 2 500/220 104.0 Mompox 110 0.9509 Copey 220/110 92.5

2019 420 Chinu - Copey 1 500 tensión VDU 220 T1 0.9026 Sabana 1 500/220 94.1 Guatapruri 34.5 0.8270 Valledupar 1 220/34.5/13.8 117.7

2020 430 Copey 500/220 carga SAB 500 B1 0.9730 Copey 2 500/220 103.6 Mompox 110 0.9419 Copey 220/110 98.6

2021 490 Copey 500/220 carga Sabana 500 B2 0.9745 Copey 2 500/220 104.7 El Banco 110 0.9719 Copey 220/110 92.1


2017 140 Copey - Valledupar 1 220convergencia VDU 220 T1 0.9211 Copey - Valledupar II 1 220 91.3 La Jagua 110 0.8271 Valledupar 1 220/34.5/13.8 106.8

2018 100Cuestecitas(TRC) - Valledupar 1 220convergencia CUE 220 TB1 0.9337 Copey - Fundacion 1 220 90.4 Riohacha 110 0.9025 Valledupar 1 220/34.5/13.8 100.2

2019 90 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión Cuestecitas 500 0.9114 Sabana 1 500/220 76.2 San Juan 110 0.8854 Valledupar 1 220/34.5/13.8 108.0

2020 120 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión CUE 220 TB1 0.9010 Sabana 1 500/220 71.6 Riohacha 110 0.8605 Copey 220/110 98.3

2021 280 Cuestecitas 500/230 tensiónCuestecita TCA 220 B1 0.9007 San Juan - Valledupar 1 220 86.9 Riohacha 110 0.8833 Copey 220/110 91.4


RESULTADOS

Documento TE 2140-1331-2017 36

En el 2021, la OCD está limitada a 280 MW para evitar violación de tensión en Cuestecitas 220 kV ante contingencia en Cuestecitas 500/220 kV.

7.1.2.3.3 OCD en Fundación 220 kV

En la Tabla 7-27 se presenta la OCD encontrada para cada año en Fundación 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-27: Mayores limitantes de la OCD en Fundación 220 kV

En el 2017, la OCD está limitada a 370 MW por estabilidad de tensión en el STR de Copey ante contingencia en La Loma - Ocaña 500 kV.

En el 2018, la OCD está limitada a 310 MW por sobrecarga en Copey – Fundación 220 kV ante contingencia en Bolívar 500/220 kV.

En el 2019, la OCD está limitada a 450 MW por estabilidad de tensión en el STR de Valledupar ante contingencia en Chinú – Copey 500 kV.

En el 2020, la OCD está limitada a 490 MW por estabilidad de tensión en el STR de Santa Marta ante contingencia en La Loma - Ocaña 500 kV.

En el 2021, no se encuentra limitación a la OCD.

7.1.2.3.4 OCD en Guajira 220 kV

En la Tabla 7-28 se presenta la OCD encontrada para cada año en Guajira 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-28: Mayores limitantes de la OCD en Guajira 220 kV

En el 2017, la OCD está limitada a 220 MW para evitar violación de tensión en Valledupar 220 kV ante contingencia en Copey – Valledupar 220 kV.

En el 2018, la OCD está limitada a 150 MW para evitar violación de tensión en Guajira 220 kV ante contingencia en Cuestecitas – Valledupar 220 kV.

En 2019 y 2020, la OCD está limitada a 130 y 160 MW, respectivamente, para evitar violación de tensión en Cuestecitas 500 kV ante contingencia en Copey - Cuestecitas 500 kV.

En el 2021, la OCD está limitada a 260 MW, para evitar violación de tensión en Guajira 220 kV ante contingencia en Cuestecitas 500/220 kV.


2017 370 La Loma - Ocaña 1 500convergencia VDU 220 T1 0.9288 Sabana 1 500/220 89.2 El Banco 110 0.8137 Valledupar 1 220/34.5/13.8 105.3

2018 310 Bolivar 500/230 carga SAB 500 B1 0.9643 Copey - Fundacion 1 220 118.3 Mompox 110 0.9498 Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 100.5

2019 450 Chinu - Copey 1 500convergencia VDU 220 T1 0.9137 Sabana 1 500/220 96.6 Guatapruri 34.5 0.8450 Valledupar 1 220/34.5/13.8 115.0

2020 490 La Loma - Ocaña 1 500convergencia SMT 220 B1 0.9132 Sabana 1 500/220 75.1 Libertad 110 0.8663 Copey 220/110 104.3

2021 500 - máximo Sabana 500 B2 0.9695 Sabana 1 500/220 64.7 Libertad 110 0.9539 Copey 220/110 90.4


2017 220 Copey - Valledupar 1 220 tensión VDU 220 T1 0.9240 Copey - Valledupar II 1 220 91.4 La Jagua 110 0.8311 Valledupar 1 220/34.5/13.8 106.2

2018 150Cuestecitas(TRC) - Valledupar 1 220 tensión GJR 220 B1 0.9187 Copey - Fundacion 1 220 98.3 Libertad 110 0.8859 Valledupar 1 220/34.5/13.8 101.2

2019 130 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión Cuestecitas 500 0.9093 Sabana 1 500/220 75.6 San Juan 110 0.8814 Valledupar 1 220/34.5/13.8 108.7

2020 160 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión Cuestecitas 500 0.9103 Sabana 1 500/220 72.3 Riohacha 110 0.8714 Copey 220/110 98.5

2021 260 Cuestecitas 500/230 tensión Guajira 220 B1 0.9050 Sabana 1 500/220 71.7 Libertad 110 0.8949 Copey 220/110 91.0


RESULTADOS

Documento TE 2140-1331-2017 37

7.1.2.3.5 OCD en Santa Marta 220 kV

En la Tabla 7-29 se presenta la OCD encontrada para cada año en Santa Marta 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-29: Mayores limitantes de la OCD en Santa Marta 220 kV

En el 2017, la OCD está limitada a 230 MW por estabilidad de tensión en el STR de Copey ante contingencia en La Loma - Ocaña 500 kV.

En el 2018, la OCD está limitada a 170 MW para evitar violación de tensión en Santa Marta 220 kV ante contingencia en Fundación – Río Córdoba 220 kV.

En el 2019, la OCD está limitada a 180, para evitar violación de tensión en Cuestecitas 500 kV ante contingencia en Copey - Cuestecitas 500 kV.

En el 2020, la OCD está limitada a 200 MW, para evitar violación de tensión en Santa Marta 220 kV ante contingencia en Copey - Cuestecitas 500 kV.

En el 2021, la OCD está limitada a 270 MW para evitar violación de tensión en Santa Marta 220 kV ante contingencia en Fundación – Río Córdoba 220 kV.

7.1.2.3.6 OCD en Valledupar 220 kV

En la Tabla 7-30 se presenta la OCD encontrada para cada año en Valledupar 220 kV, y la condición que la limita en cada caso.

Tabla 7-30: Mayores limitantes de la OCD en Valledupar 220 kV

En el 2017, la OCD está limitada a 90 MW para evitar violación de tensión en Valledupar 220 kV ante contingencia en Cuestecitas - Valledupar 220 kV.

En 2018, 2020 y 2021, la OCD está limitada a 90 y 190 MW, respectivamente, para evitar sobrecarga en Copey – Valledupar 220 kV ante contingencia en el circuito paralelo.

En el 2019, la OCD está limitada a 160 MW para evitar violación de tensión en Valledupar 220 kV ante contingencia en Copey - Valledupar 220 kV.

7.1.2.4 Consolidado de OCD

Teniendo presente que, con la capacidad de interconexión actual, para valores de demanda en el área Caribe superiores a 1420 MW, por cada 105 MW de demanda adicional se requiere el despacho de 1 UE


2017 230 La Loma - Ocaña 1 500convergencia SMT 220 B1 0.9172 Sabana 1 500/220 85.3 El Banco 110 0.8380 Valledupar 1 220/34.5/13.8 104.9

2018 170 Fundacion - Rio Cordoba 1 220 tensión SMT 220 B1 0.9131 Fundacion - Rio Cordoba 2 220 115.5 Libertad 110 0.8697 Valledupar 1 220/34.5/13.8 103.0

2019 180 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión Cuestecitas 500 0.9057 Sabana 1 500/220 76.8 Libertad 110 0.8655 Valledupar 1 220/34.5/13.8 109.9

2020 200 Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión SMT 220 B1 0.9026 Sabana 1 500/220 74.1 Libertad 110 0.8582 Copey 220/110 99.0

2021 270 Fundacion - Rio Cordoba 1 220 tensiónSanta Marta 220 B1 0.9028 Fundacion - Rio Cordoba 2 220 110.7 Libertad 110 0.8678 Copey 220/110 90.1


2017 90Cuestecitas(TRC) - Valledupar 1 220 tensión VDU 220 T1 0.9017 Copey - Valledupar 1 220 72.2 La Jagua 110 0.7998 Valledupar 1 220/34.5/13.8 110.8

2018 90 Copey - Valledupar II 1 220 carga VDU 220 T1 0.9644 Copey - Valledupar 1 220 98.4 Guatapruri 34.5 0.8968 Valledupar 1 220/34.5/13.8 106.2

2019 160 Copey - Valledupar 1 220 tensión VDU 220 T1 0.9059 Copey - Valledupar II 1 220 96.5 Guatapruri 34.5 0.8323 Valledupar 1 220/34.5/13.8 116.9

2020 190 Copey - Valledupar II 1 220 carga VDU 220 T1 0.9214 Copey - Valledupar 1 220 97.9 Guatapruri 34.5 0.9082 Copey 220/110 97.0

2021 260 Copey - Valledupar 2 220 carga Valledupar 220 0.9267 Copey - Valledupar 1 220 99.6 Guatapruri 34.5 0.9160 Copey 220/110 90.4


RESULTADOS

Documento TE 2140-1331-2017 38

para soporte de reactivos y tensiones del área, la conexión de nuevas demandas en el área conlleva inevitablemente un incremento en la generación de seguridad del área. Por esto mismo, la máxima oportunidad de conexión de demanda en el área Caribe, de entrada, está limitada por la capacidad instalada de generación en Caribe, que pueda cumplir las funciones de generación de seguridad.

La Tabla 7-31 muestra un consolidado del análisis de OCD en las subestaciones de TRANSELCA que acaba de presentarse.

Tabla 7-31: Consolidación del análisis de oportunidad de conexión de demanda (MW)

Subestación 2017 2018 2019 2020 2021

Flores 220 500 130 80 170 190

N/Barranquilla 220 500 130 80 180 190

Sabana 220 500 140 80 190 220

Tebsa 220 500 130 80 180 190

Cartagena 220 80 60 10 370 340

Ternera 220 80 60 10 270 250

Copey 220 240 280 420 430 490

Cuestecitas 220 140 100 90 120 280

Fundación 220 370 310 450 490 500

Guajira 220 220 150 130 160 260

Santa Marta 220 230 170 180 200 270

Valledupar 220 90 90 160 190 260

En Atlántico, durante el primer año no hay limitaciones de OCD. Esto se explica en el hecho de que, en el escenario empleado para el análisis de esta subárea en tales años, sólo existe reserva de generación en esta misma área, de modo que cada MW de demanda adicional es atendido con generación da la misma subárea. La OCD en las subestaciones de esta subárea se reduce a partir del 2018, en virtud del incremento en la capacidad de importación del área Caribe y la consecuente reducción de UME, que elimina la obligación de generación de seguridad en Atlántico y habilita la disponibilidad de reserva de generación en las otras subáreas.

En Bolívar, en los tres primeros años, la OCD está limitada por problemas de tensión a nivel del STR de Copey ante contingencia en La Loma – Ocaña 500 kV. A partir del el ingreso de Bolívar – Sabanalarga, se incrementa notablemente la OCD de la subárea, y queda limitada por los corredores internos de transmisión.

En GCM, la mayor OCD se tiene en Fundación y Copey, en tanto que la menor OCD, en Valledupar y Cuestecitas. En general, la OCD en esta subárea está limitada por problemas de tensión a nivel del STR y del STN, y muestra un grado de vulnerabilidad a contingencias en el corredor Copey – Valledupar – Cuestecitas de 220 kV, y La Loma – Ocaña y Copey – Cuestecitas de 500 kV.

7.2 Cálculos de Cortocircuito

La Tabla 7-32 presenta las máximas corrientes de cortocircuito, tanto trifásicas como monofásicas, calculadas para cada año del horizonte de análisis, en las subestaciones de propiedad de TRANSELCA.

Se aprecia que en las subestaciones Sabanalarga y Tebsa 220 kV el nivel de cortocircuito supera la capacidad de diseño, a partir del año 2018.

El nivel máximo de cortocircuito en las demás subestaciones de TRANSELCA se encuentra entre el 20% y 82% de la capacidad de diseño.


RESULTADOS

Documento TE 2140-1331-2017 39

Tabla 7-32 Niveles máximos de cortocircuito (kA)

2017 2018 2019 2020 2020

Subárea Subestación Capacidad 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F

Atlántico Flores 40.00 21.6 22.6 21.9 23.1 22.1 23.2 26.8 27.9 26.8 27.9

Nueva Barranquilla 31.50 22.0 21.5 22.6 22.3 22.8 22.5 25.8 24.9 25.8 24.9

Sabanalarga 31.50 29.0 31.5 30.8 33.1 31.4 33.7 34.1 36.6 34.1 36.6

Tebsa 31.50 28.8 30.9 29.6 32.0 29.9 32.2 32.7 35.4 32.7 35.4

Bolívar Cartagena 31.50 17.1 20.1 17.6 20.9 17.8 21.0 20.8 23.9 20.8 23.9

Ternera 31.50 16.4 19.1 16.9 19.7 17.0 19.8 19.5 22.1 19.5 22.1

GCM Copey 25.00 10.1 11.4 13.0 14.4 14.4 16.0 17.3 18.6 17.3 18.6

Cuestecitas 31.50 4.7 6.2 4.8 6.3 7.8 10.0 11.3 13.7 11.3 13.7

Fundación 40.00 11.5 10.5 12.1 10.8 13.5 12.4 14.4 12.8 14.4 12.8

Guajira 31.50 8.2 9.4 8.3 9.5 9.5 10.5 10.6 11.2 10.6 11.2

Santa Marta 31.50 7.2 7.6 7.4 7.7 7.7 8.0 8.3 8.5 8.3 8.5

Valledupar 31.50 4.8 4.4 5.5 4.8 5.7 4.9 6.3 6.0 6.3 6.0


CONCLUSIONES

Documento TE 2140-1331-2017 40

8 CONCLUSIONES

De los análisis de oportunidad de conexión de generación se concluye que:

Actualmente, la capacidad de transmisión Copey - Fundación 220 kV es la principal causa de atrapamiento de generación en Atlántico y Bolívar y, en consecuencia, la principal limitante de la OCG en las subestaciones de TRANSELCA, toda vez que, mientras existan atrapamientos para la generación instalada en Atlántico y Bolívar, no habrá posibilidades de conectar nueva generación en estas subáreas. Los análisis mostraron que sólo hasta el año 2018, con la ampliación de la interconexión del área Caribe, desaparecen estos atrapamientos y se hace viable la conexión de nueva generación en estas subáreas. No obstante, el ingreso de los 314 MW de parques eólicos ya aprobados en Cuestecitas, nuevamente ocasiona una saturación del corredor de transmisión de la subárea GCM.

Las únicas subestaciones con OCG factible en todo el horizonte de análisis son Copey y Valledupar 220 kV, debido a que la generación que se inyecte en estos nodos disminuye la carga de Copey - Fundación 220 kV.

El incremento en la capacidad de transmisión que conllevan los refuerzos definidos en el STN del área Caribe para 2019 y 2020 es absorbido por el ingreso de los 314 MW de parques eólicos ya aprobados en Cuestecitas.

De los análisis de oportunidad de conexión de demanda se concluye que:

Debido a que, con la capacidad de interconexión actual, a partir de una demanda en el área Caribe de 1420 MW, por cada 105 MW de demanda adicional se requiere el despacho de 1 UE adicional para soporte de reactivos y tensiones del área, la conexión de nueva demanda en el área conlleva inevitablemente un incremento en la generación de seguridad del área, y así mismo, la OCD en el área está limitada por la capacidad instalada de generación en Caribe. Esta situación se mantiene aún con el refuerzo de la interconexión con el centro del país, considerando que después de ello, aunque se reduce considerablemente la generación de seguridad en el Caribe, esta no se elimina.

En Atlántico, en el primer año no hay limitaciones de OCD, debido a que toda demanda adicional sería necesariamente atendida con generación interna. En los siguientes años, la demanda adicional puede ser abastecida desde subáreas externas, con lo cual se reduce la OCD, limitada por la capacidad de transformación Sabana 500/220 kV.

En Bolívar, en los tres primeros años, la OCD está limitada por problemas de tensión a nivel de STN y STR ante contingencia en La Loma – Ocaña 500 kV. A partir del el ingreso de Bolívar – Sabanalarga, se incrementa notablemente la OCD de la subárea, y queda limitada por los corredores internos de transmisión.

En GCM, la mayor OCD se tiene en Fundación y Copey, en tanto que la menor OCD, en Valledupar y Cuestecitas. En general, la OCD en esta subárea está limitada por problemas de tensión a nivel del STN y STR, y muestra un grado de vulnerabilidad a contingencias en el corredor Copey – Valledupar – Cuestecitas de 220 kV, y La Loma – Ocaña y Copey – Cuestecitas de 500 kV.

De los cálculos de cortocircuito se concluye que:

En las subestaciones Sabanalarga y Tebsa 220 kV se supera el nivel de cortocircuito de diseño, a partir del año 2018.


REFERENCIAS

Documento TE 2140-1331-2017 41

En las demás subestaciones de TRANSELCA, el nivel máximo de cortocircuito se encuentra por debajo del 80% de la capacidad de diseño.

9 REFERENCIAS

[1] Plan de expansión de referencia Generación-Transmisión 2016–2030

Resolución MME 40095 (UPME) www.minminas.gov.co Febrero de 2017

[2] Proyecciones de demanda de energía eléctrica y potencia máxima Unidad de Planeamiento M inero–Energético (UPME) www.upme.gov.co Febrero de 2017

[3] Alcance de los Estudios de Oportunidades de Conexión Unidad de Planeamiento M inero–Energético (UPME) www.upme.gov.co Enero de 2011

[4] Informe Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo (IPOELP) Documento XM CND 075 (www.xm.com.co)

Diciembre 2016

[5] Informe Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo (IPOEMP)

Documento XM CND 074 (www.xm.com.co) Diciembre 2016

[6] Resolución CREG 025 de 1995 Código de Redes

[7] Resolución CREG 030 de 1996 Complementa los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión.

[8] Resolución CREG 051 de 1998 Principios y procedimientos para definir la expansión e ingreso regulado por uso del STN.

http://www.minminas.gov.co/

http://www.upme.gov.co/

http://www.upme.gov.co/

http://www.xm.com.co/

http://www.xm.com.co/

Estudio de Oportunidades de Conexión de TRANSELCA 2017-2021 · 2017-06-30 · ESTUDIO DE...

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