ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2011 – 2015 ...

ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2011 – 2015

DIRECCIÓN GESTIÓN DE LA OPERACIÓN GERENCIA TRANSPORTE DE ENERGÍA

Documento TE-2140-1170-2011

Medellín, Marzo de 2011

CONTENIDO 1. ANTECEDENTES ............................................................................................. 1 2. OBJETIVO ........................................................................................................ 1 3. INFORMACIÓN UTILIZADA ............................................................................. 2

3.1 DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA ................................. 2 3.2 PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................... 2 3.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................... 3

4. CRITERIOS ...................................................................................................... 7 5. METODOLOGÍA ............................................................................................... 8

5.1 FLUJO DE CARGAS AC .............................................................................. 9 5.2 CORTOCIRCUITO ....................................................................................... 9

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS ......................................................................... 10 6.1 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN ............................ 10 6.2 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE DEMANDA .................................. 15 6.3 CORTOCIRCUITO ..................................................................................... 22

7. CONCLUSIONES ........................................................................................... 24 8. REFERENCIAS .............................................................................................. 32

LISTA DE TABLAS Tabla 3-1 Escenario medio de proyección de demanda ................................................... 2 Tabla 3-2 Proyectos de generación considerados en la expansión .................................. 3 Tabla 5-1 Subestaciones del STN por Área Geográfica ................................................... 8 Tabla 6-1 Niveles de cortocircuito en kA, año 2015 ...................................................... 22

LISTA DE FIGURAS Figura 3-1 Sistema de Transmisión Nacional 2011 – 2015 ............................................... 6

LISTA DE ANEXOS Formato 1 - Información de Planeamiento de Transmisores Formato 2 - Oportunidades de Conexión de Generación y Carga

ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2011 – 2015

1. ANTECEDENTES La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establece que para la preparación del Plan de Expansión de Transmisión Preliminar y el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, cada Transmisor Nacional debe preparar y remitir a la Unidad de Planeamiento Minero Energética (UPME) a más tardar en el mes de marzo de cada año un informe detallado en el cual indiquen las oportunidades disponibles para conectarse y para usar el Sistema de Transmisión Nacional (STN), señalando aquellas partes del sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y el transporte de cantidades adicionales de potencia [3], [4], [6]. Adicionalmente, debe tenerse en cuenta, ante un proyecto de conexión, que la CREG complementa los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión al STN, al Sistema de Transmisión Regional (STR), o al Sistema de Distribución Local (SDL); indicando que los interesados en conectarse deberán presentar una solicitud al transportador en los términos establecidos en el Código de Conexión. El estudio podrá ser elaborado por él, o por el Transportador a solicitud del interesado. En este último caso, el Transportador acordará con el solicitante el costo del estudio. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio de factibilidad técnica de la conexión, el Transportador revisará dicho estudio, adecuándolo si es necesario, para que cumpla con los criterios estipulados en el Código de Redes. Para lo anterior, el Transportador acordará con el interesado el costo de esta labor y dispondrá de un plazo de dos (2) meses para dar un concepto sobre la viabilidad técnica y financiera de la conexión. Los interesados deberán presentar la solicitud de conexión al Transportador de acuerdo con los requisitos estipulados en el Código de Redes [1]. Por lo anterior, en este documento se presenta el Estudio de Oportunidades de Conexión de ISA en cumplimiento con la regulación vigente y también sirve como señal de referencia para los interesados en proyectos de conexión al STN.

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

Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015

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3. INFORMACIÓN UTILIZADA Para la expansión del sistema se parte de la información definida y suministrada por la UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión vigente [8] y se modela la red de transmisión existente y futura a niveles 230 kV y 500 kV como se muestra en la Figura 3-1Figura 3-1. En cuanto a la capacidad térmica de los conductores que conforman la red actual de ISA, se utiliza la información verificada con base en la metodología para el cálculo del límite térmico de las líneas de transmisión de ISA.

3.1 DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA El pronóstico de demanda de potencia y energía eléctrica corresponde con el escenario medio de crecimiento de demanda proyectado y publicado por la UPME en las Tablas 8-2 y 8-3 del Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión vigente [8], el cual se presenta en la Tabla 3-1Tabla 3-1 para los años objeto de este estudio. Esta proyección se realiza en cada barra y manteniendo los factores de distribución y factores de potencia actuales. Se emplean los factores de distribución de demanda por barra que actualmente maneja el CND en sus análisis operativos.

Tabla 3-1 Escenario medio de proyección de demanda

Año Energía, GWh/año

Potencia, MW

2011 57947 9733 2012 59907 9951 2013 61736 10233 2014 63758 10541 2015 66229 10956

3.2 PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Basados en la Tabla 4-7 del Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión [8], se considera la entrada en operación de los proyectos de generación que están actualmente en etapa de ejecución. En la Tabla 3-2 se muestran los nuevos proyectos de generación en esta etapa.

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Tabla 3-2 Proyectos de generación considerados en la expansión

PROYECTO TIPO POTENCIA

MW AÑO

FLORES IV GAS VAPOR 160 dic-2010 AMOYÁ HIDRO 78 Jul-2011

PORCE III HIDRO 330 ene-2011 330 jun-2011

EL MANSO HIDRO 27 jun-2011 GECELCA 3 CARBÓN 150 dic-2012

TERMOCOL GAS 210 dic-2012

SOGAMOSO HIDRO 800 dic-2013

MIEL II HIDRO 135 ene-2013

EL QUIMBO HIDRO 420 dic-2014

CUCUANA HIDRO 60 dic-2014

PORCE IV HIDRO 400 may-2015

TOTAL, MW 3100

3.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA La expansión considerada del sistema eléctrico corresponde con la definida por la UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión vigente [8]. Proyectos considerados: Año 2011 • Proyecto El Bosque: transformador 220/66 kV – 150 MVA, reconfiguación de la

línea Bolívar-Ternera 220 kV en Bolívar - Bosque y El Bosque - Ternera 220 kV, cada línea con un tramo subterráneo en la salida del la subestación el Bosque 220 kV.

• Proyecto Armenia: nueva subestación Armenia con un ATR 230/115/13.2 kV de 150 MVA y reconfiguración de la línea La Hermosa - La Virginia 230 kV en los circuitos Armenia - Virginia 230 kV y Armenia - La Hermosa 230 kV.

• Obras: En Ibagué segundo ATR 230/115 kV – 150 MVA. En Torca quinto ATR 230/115 kV – 300 MVA. En Chivor cambio del transformador 230/115 kV de 10 MVA por otro de 75

MVA.


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En Noroeste tercer ATR 230/115 kV - 168 MVA. En Guatiguará autotransformador 230/115 kV – 150 MVA, asociado con el

proyecto de la nueva subestación Piedecuesta. En la Virginia segundo transformador 230/115 de 90 MVA En Valledupar remplazo del transformador actual 220/34.5/13.8 kV de

45/30/15 MVA por uno de 60/30/30 MVA y cambio del transformador 220/110/34.5 kV por otro bidevanado 220/110 kV de 100 MVA e instalación de un banco 110/34.5 kV.

En Flores nuevo transformador 220/110 kV de 150 MVA y acople de barras Flores 1 y Flores 2.

En Fundación segundo ATR 230/115 kV – 100 MVA.

Año 2012 • Proyecto Nueva Esperanza: ATR 500/230 kV de 450 MVA, un circuito Bacatá -

Nueva Esperanza a 500 kV, circuitos a 230 kV Guavio - Nueva Esperanza y Circo - Nueva Esperanza 230 kV, reconfiguración de los circuitos Circo - Paraiso 230 kV y Paraiso-San Mateo 230 kV en los circuitos Circo - Nueva Esperanza 230 kV, Nueva Esperanza - Paraiso 1 y 2 230 kV, Nueva Esperanza - San Mateo 230 kV.

• Proyecto La Miel II: Reconfiguración de la línea Miel I - San Felipe 230 kV en los circuitos Miel I - Miel II y Miel II - San Felipe a 230 kV.

• Obras: Reactores de 25 MVAR, uno en cada barra de las subestaciones Altamira 230 kV, Mocoa 230 kV, San Bernardino 230 kV.

Año 2013 • Subestación Sogamoso 500/230 kV con transformación 500/230/34.5 kV - 450

MVA, reconfiguración de la línea Ocaña - Primavera 500 kV en Ocaña - Sogamoso 500 kV y Primavera - Sogamoso 500 kV, las reconfiguración de la línea Barranca - Bucaramanga 230 kV en Barranca - Sogamoso 230 kV y Bucaramanga - Sogamoso 230 kV, y la nueva línea doble circuito Guatiguará - Sogamoso 230 kV.

• Proyecto Chivor II 230 kV: Nueva subestación Chivor II a 230 kV, línea doble circuito Chivor – Chivor II 230 kV.

• Proyecto Chivor II - Chivor 230 kV: nueva subestación Norte 230/115 kV, línea doble circuito Chivor II – Norte 230 kV, línea doble circuito Bacatá – Norte 230 kV.

• Proyecto Alférez 230 kV: Nueva subestación Alférez 230 kV, reconfigurar la línea Yumbo –San Bernardino 230 kV en Alférez – Yumbo y Alférez –San


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Bernardino 230 kV. Espacio para dos bahías de línea para la conexión al Quimbo.

• Obras: en la Esmeralda entrada en servicio del tercer transformador 230/115/13.8 kV - 90 MVA.

Año 2014 • Proyecto El Quimbo: Nueva subestación Quimbo 230 kV, línea doble circuito

Alférez – El Quimbo 230 kV, Altamira – El Quimbo 230 kV y reconfiguraciónde la línea Betania - Jamondino 230 kV en Betania - El Quimbo y Jamondino – El Quimbo a 230 kV.

• Conexión de la Central Porce IV a 500 kV: Nueva subestación Porce IV 500 kV, reconfiguración de la línea Cerromatoso – Primavera 500 kV en Cerromatoso – Porce IV y Primavera – Porce IV a 500 kV.

Figura 3-1 Sistema de Transmisión Nacional 2011 – 2015


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4. CRITERIOS Para el presente análisis se tienen en cuenta los criterios eléctricos contenidos en el Código de Redes y especialmente los del Código de Planeamiento; no se tienen en cuenta factores ambientales, económicos o de otra naturaleza, que también pueden ser importantes para definir la factibilidad de la conexión de los proyectos al STN, los cuales, deben ser analizados con mayor profundidad en los respectivos estudios de conexión [2], [3]. Adicionalmente a los criterios anteriores establecidos por el Código de Planeamiento, se consideran los siguientes criterios para la planeación de la expansión del STN, los cuales apuntan a garantizar una adecuada Calidad y Optimización del STN existente, sin caer en incumplimiento del Código de Redes.

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

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

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

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

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

Para cada proyecto de conexión se debe analizar en detalle en el estudio de conexión correspondiente el cumplimiento de los criterios, ya que depende ampliamente de las características específicas del proyecto y de las diferentes alternativas de conexión, sobre todo el criterio de seguridad.


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

Tabla 5-1 Subestaciones del STN por Área Geográfica

Área Geográfica Subestaciones

I NoroccidenteAncón Sur, Bolívar, Cerromatoso, Chinú, Copey, Cuestecitas, El Bosque, Jaguas, La Sierra, Porce III, Urabá, Urrá, San Carlos,

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

III Centro Bacatá, Betania, Chivor, Ibagué, La Mesa, Reforma, La Miel, Purnio, San Felipe, Torca.

IV SuroccidenteEsmeralda, Jamondino, La Enea, La Hermosa, Páez, San Bernardino, San Marcos, Virginia, Yumbo.

Para realizar el análisis eléctrico de la capacidad de instalación de demanda en barras de 230 kV y 500 kV en las subestaciones de ISA se parte del resultado de las curvas PV, que desde el punto de vista de estabilidad del voltaje en teoría, es la máxima demanda que se podría conectar en un nodo específico de la red ante unas condiciones del despacho, hidráulico y térmico y de demanda máxima del sistema. A partir de este resultado con simulaciones de flujos de carga AC en estado estable, tomando en cuenta aspectos tales como la distribución de flujos de potencia, el perfil de tensiones y la capacidad máxima de corriente de los equipos, se encuentra el valor de la demanda máxima que se puede atender. En el caso de conexión de generación nueva, se tiene en cuenta las restricciones por capacidad de los elementos de la red. El análisis se realiza para los años 2011 al 2015, mediante la evaluación de la capacidad instalable de manera individual, tanto para las subestaciones existentes como para las futuras. En este análisis se evalúa la capacidad adicional de generación instalable (oferta) y carga eléctrica (demanda) en el nodo, utilizando flujos de carga AC para

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


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condiciones normales de operación y de contingencia de un circuito de transmisión a la vez (criterio N-1). Estas capacidades analizadas y resultantes dentro de este estudio pueden ser excluyentes, es decir, la generación adicional que se puede instalar en una subestación específica dentro de una zona, puede eliminar la posibilidad de instalar generación en otra subestación perteneciente a esta misma zona.

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

5.2 CORTOCIRCUITO El cálculo de las corrientes de cortocircuito se basa en la norma IEC 60909 titulada como “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos A.C.” Esta norma permite calcular dos corrientes de cortocircuito diferentes:

La corriente de cortocircuito máxima, con la cual es posible determinar la capacidad del equipo eléctrico.

La corriente de cortocircuito mínima, que se emplea como base para la selección de fusibles, calibración de protecciones y chequeo de arranque de motores.

Para cada falla se determina el valor de la corriente simétrica inicial de cortocircuito (IK”), la cual es el valor r.m.s. de la componente simétrica de la corriente de cortocircuito esperada y que aparece en el instante de la falla, si la impedancia permanece en el valor que tiene en el tiempo cero. En esta fase del estudio se evalúan los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico máximos, en las subestaciones de interés. La herramienta a utilizar es el programa DIgSILENT. Se realiza el análisis para el año 2014 correspondiente al último año en el cual se obtiene información más confiable en el estudio, con el fin de determinar si la capacidad de los equipos de interrupción es limitante en la oportunidad de conexión.

2 DIgSILENT: Versión 13.2.338, Power Factory.


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6. ANÁLISIS DE RESULTADOS

6.1 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN Mediante análisis eléctrico en el periodo 2011 - 2015 y ante la conexión de nuevos proyectos de generación, se encontraron los resultados que se presentan en el formato 2 del Anexo. Las limitaciones encontradas en transmisión, se presentan a continuación agrupados por área geográfica: Área Noroccidente • En las subestaciones de ISA en el área Antioquia la oportunidad de conexión

de generación es del orden de 500 MW con algunos refuerzos de transmisión en Jaguas a Malena y Guatapé , en La Sierra a Purnio y San Carlos y refuerzo en el corredor Bello- Guayabal – Envigado - Ancón Sur.

• En el área Cerromatoso 230 kV, subestaciones Urabá, Urrá y Cerromatoso 230 kV la oportunidad de conexión de generación está restringida a 100 MW por la capacidad del transformador 500/230 kV de Cerromatoso (360 MVA). Serían necesarios refuerzos del STN en transformación 500/230 kV y en transmisión a 230 kV.

• En las subestaciones Cerromatoso 500 kV, Chinú 500 kV y Sabanalarga 500 kV, Copey 500 kV, la oportunidad de conexión de generación es del orden de 500 MW, en Bolivar 500 kV son 400 MW, donde la restricción esta dada por sobrecarga del ATR 500/220 kV de Bolivar ante contingencia del circuito Bolivar - Copey 500 kV.

• En Porce III 500 kV la oportunidad de conexión de generación son 500 MW, en despachos hidráulicos y térmicos con contingencias Porce III - San Carlos 500 kV o Cerromatoso - Porce III 500 kV no se presentan sobrecargas.

• En Bolivar 220 kV la oportunidad de conexión de generación se límita a 200 MW por contingencia del circuito Bolivar - Copey 500 kV o del ATR 500/220 kV de Bolivar, en estos casos se presentan sobrecargas de los circuitos Bolivar - Sabanalarga 1 220 kV y Copey - Fundación 220 kV.

• En Cuestecitas 220 kV la oportunidad de conxión de generación se limita a 300 MW en despachos térmicos e hidráulicos por sobrecarga de las líneas Guajira-Santa Marta 1-2 220 kV, Fundación – Sabanalarga 220 kV y de los transformadores de Valledupar ante contingencia de la línea Cuestecitas-Valledupar 220 kV.

• En La Miel 230 kV la oportunidad de conexión de generación está restringida a 400 MW por la capacidad de la generación y de la red actual en el área, particularmente del enlace La Miel - Purnio 230 kV.


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• En Jaguas 230 kV la oportunidad de conexión de generación se restringe a 400 MW por capacidad de las líneas en Jaguas, en demanda máxima y despacho hidráulicos ante contingencias de un circuito Guatapé - Jaguas 230 kV o Jaguas - Malena 230 kV se sobrecargan los circuitos que quedan en servicio.

• En la Sierra se tiene restricción a 100 MW en despachos térmicos por sobrecarga del circuito La Sierra - San Carlos 230 kV ante contingencia de un circuito La Sierra – Purnio 230 kV.

Área Centro • En Bacatá 230 kV y 500 kV con 700 MW de generación, en despacho

hidráulico se verificaron contingencias de líneas y del ATR 500/230 kV, en la contingencia Bacatá- Noroeste se sobrecarga el otro circuito Bacatá Noroeste al 110 %. Con 700 MW de generación en Bacatá 230 kV y despacho térmico se observa alta transferencia por la línea Bacatá - Primavera 500 kV en el sentido Bacatá a Primavera, en este escenario se verificaron diferentes contingencias de líneas y ATR 500/230 kV de Bacatá, no se observan sobrecargas.

• En Sochagota 230 kV con 500 MW de generación, la oportunidad de conexión de generación en los dos despachos hidráulico y térmico, se verificaron contingencias de línea sin que se observen sobrecargas.

• La capacidad de ampliación de Chivor 230 kV está agotada por falta de espacio físico.

• En Torca la oportunidad de conexión de generación está entre 400 y 500 MW desde el punto de vista de capacidad de la red en condiciones normales y de contingencias tanto de líneas, incluyendo la conexión Bacatá - Primavera 500 kV, como de transformación 230/115 kV en Torca. Lo que limita la capacidad de conexión es la viabilidad de los accesos a la subestación.

• En La Reforma 230 kV con 500 MW de generación, se verificaron contingencias de línea y no se presentan sobrecargas, la contingencia de un transformador 230/115 kV sobrecarga el otro transformador al 144%, lo cual es independiente de si se conecta o no generación a la subestación.

• En la Mesa 230 kV la oportunidad de conexión de generación en despacho hidráulico, con 500 MW se verificaron contingencias de línea asociadas a la Mesa 230 kV sin que se observen sobrecargas. Adicionalmente con 500 MW de generación en la Mesa 230 kV en despachos térmicos y 400 MW de generación en la Miel I y 100 MW en la Miel II, se verificaron contingencias de línea asociadas a la Mesa 230 kV sin que se presenten sobrecargas.

• En Purnio 230 kV la instalación de generación adicional sigue limitada a 200 MW por la capacidad del enlace Miel – Purnio 230 kV.


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• En Ibagué 230 kV con 500 MW se verificaron contingencias de línea asociadas a Ibagué 230 kV sin que se observen sobrecargas. Con contingencia de un ATR 230/115 kV de Ibagué el otro ATR se sobrecarga al 112%, para 400 MW de generación y la misma contingencia del transformador el otro transformador se sobrecarga al 107%.

• En San Felipe 230 kV generando 500 MW, en despacho hidráulico y demanda máxima sin generación en La Miel I y Miel II, no se presentan sobrecargas en red aun en contingencias, pero cuando las dos plantas están generando en toda su capacidad los flujos de carga indican que no se podría conectar generación en San Felipe, a no ser que se baje generación en otras plantas. Esto indica que la oportunidad de conectar generación en San Felipe 230 kV depende del despacho hidráulico. En escenario de despacho térmico y 500 MW de generación en San Felipe no se presentan sobrecargas en la red, aun en contingencias sencillas de líneas.

• En Betania la capacidad de generación adicional estimada en el año 2010 son 300 MW, en el año 2014 con la entrada en servicio del proyecto de generación El Quimbo y los circuitos asociados sube a 400 MW.

Área Oriente • En las subestaciones de la línea Palos - Caño Limón, por razones de

estabilidad transitoria es necesario limitar la oportunidad de conexión de generación a 250 MW.

• En la subestación Primavera 230 kV, en despacho térmico la oportunidad de conexión de generación está determinada por la sobrecarga del ATR 500/230 kV de Primavera, lo cual limita a 200 MW la conexión de generación.

• En la subestación Comuneros 230 kV, en demanda máxima y despacho hidráulicos, con Merilectrica generando 160 MW y contingencia de la línea Comuneros - Guatiguará se sobrecarga Comuneros - Barranca 230 kV. Esto hace que con despacho hidráulicos la oportunidad de conexión de generación en Comuneros se limite a 400 MW. En despachos térmicos y Merilectrica generando 150 MW se sobrecarga Comuneros - Barranca 230 kV al 102%, con contingencia de Comuneros - Guatiguará 230 kV la sobrecarga en Comuneros - Barranca es 121 %, lo que determina que la máxima generación que se puede conectar sean 300 MW.

• En Guatiguará 230 kV con la conexión de 500 MW de generación , en demanda máxima y despacho hidráulicos y contingencia Guatiguará- Los Palos 230 kV se sobrecarga Bucaramanga - Guatiguará al 102%, lo mismo sucede aun sin conectar generación a Guatiguará.


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• En la subestación Ocaña 230 kV la oportunidad de conexión de generación de 400 MW se determina por el despacho térmico. Ante contingencias de los transformadores ATR 500/230 kV y 230/115 kV de Ocaña no se presentan sobrecargas, tampoco con contingencias de las líneas Ocaña - Palos 230 kV y Ocaña - San Mateo 230 kV.

• En Ocaña 500 kV con contingencia de la línea Ocaña - Copey 500 kV, en escenarios de demanda máxima y despacho hidráulico, se puede presentar deficit de reactivos en la Costa Atlantica, ocasionando colapsos de tensión , lo cual no depende de si hay o no generación conectada en Ocaña. Con despachos térmicos los resultados de los flujos de carga indica que la oportunidad de conexión de generación pueden ser 400 MW, para este valor se verificaron contingencias de transformadores y líneas sin que se presenten sobrecargas.

• En el año 2015 se observan algunas lineas con sobrecarga por la conexión de nueva generación en el área, como son Barranca - Comuneros kV y Bucaramanga - Gautiguará 230 kV. Tambien sobrecarga del ATR 500/230 kV de Primavera por la conexión de generación en la barra de 230 kV.

Área Suroccidente En la Esmeralda la capacidad de generación adicional está limitada a 100 MW por la capacidad de los transformadores 230/115.13.8 kV - 90 MVA, por sobrecargas ante contingencia de uno de ellos. En el año 2011 con la entrada en servicio de la subestación Armenia, la capacidad sube a 400 MW. En el año 2013 con la puesta en servicio del tercer transformador 230/115/13.8 kV - 90 MVA de la Esmeralda, la capacidad de instalación de generación adicional sube a 500 MW. En la Virginia 500 kV se tiene restricción con despacho térmico, ante contingencias del ATR 500/230 kV de La Virginia se sobrecarga el ATR 500/230 kV de San Marcos; ante contingencia del circuito La Virginia - San Marcos 500 kV se sobrecarga el ATR 500/230 kV de la Virginia. Las subestaciones San Marcos 230 kV, Virginia 230 kV y La Esmeralda 230 kV, tienen altas capacidades para la conexión de nuevos generadores debido al sistema de transmisión paralelo que se tiene entre 500 kV y 230 kV.


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Cáuca – Nariño • En San Bernardino 230 kV, la oportunidad de conexión de generación se ve

afectada por la entrada en operación de la subestación Alferez 230 kV y líneas asociadas en el año 2013, el proyecto de generación Quimbo y líneas a 230 kV en el 2014, particularmente el enlace Alferez- San Bernardino - Quimbo 230 kV. Con estos refuerzos de transmisión, la oportunidad de conexión de generación en San Bernardino aumenta al final del periodo. En los flujos de carga se puede apreciar como la contingencia del ATR 230/115 kV de San Bernardino causa sobrecarga de los ATR 230/115 de Jamondino y Páez, y en los circuitos Jamondino-Pasto 115 kV y Jamondino -Catambuco 115 kV.

• En Jamondino 230 kV las conexiones a 230 kV con Ecuador, el suroccidente y centro del pais, permiten que la oportunidad de conexión de generación sea mayor de 500 MW. En los diferentes despachos no se observan sobrecargas en las líneas del STN asociadas a la subestación Jamondino 230 kV.

• En Páez 230 kV, la oportunidad de conexión de generación está limitada por la capacidad de las líneas Juanchito - Páez 230 kV y Páez -San Bernardino 230 kV, ante contingencia de una de ellas. Valle del Cáuca

• En Yumbo 230 kV la oportunidad para conectar generación adicional está limitada por capacidad de transformación en Yumbo en escenario con despacho máximo hidráulico; en escenarios con despacho máximo térmico se presenta sobrecarga del circuito San Marcos - Yumbo 230 kV. La conexión de generación y demanda esta sujeta a la disponibilidad de accesos para nuevas líneas que lleguen a la subestación.

• En San Marcos 230 kV, la oportunidad de conexión de generación en escenarios de despachos hidráulicos el alta, no se presentan sobrecargas ante contingencias de las líneas a 230 kV y del transformador 500/230 kV de San Marcos. Con despachos térmicos y conexión de 500 MW de generación , ante contingencia de la línea San Marcos -Juanchito 230 kV se sobrecarga San Marcos - Yumbo 230 kV.

• En San Marcos 500 kV, la oportunidad de conexión de generación está restringida en despachos térmicos por la capacidad de los transformadores 500/230 kV de San Marcos y la Virginia, en caso de contingencias de uno de ellos el otro se sobrecarga, o de contingencia de la línea La Virginia -San Marcos 500 kV.


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Caldas - Risaralda – Quindio

• En la Enea 230 kV la oportunidad de conexión de generación está limitada por la capacidad de la red de 230 kV asociada , en despachos hidráulico y térmico, se presentan sobrecargas en las líneas de 230 kV de la Enea y en los transformadores 230/115 kV de La Enea y La Esmeralda, ante contingencia sencilla de alguno de ellos asociados con la subestación La Enea, lo que se explica porque la subestación tiene conexión solamente con la Esmeralda y San Felipe.

• La Hermosa 230 kV la conexión de generación está restringida por la capacidad de las red, en el año 2011 con la entrada en servicio de la subestación Armenia 230/115 kV, la Hermosa quedará conectada a las subestaciones Esmeralda y Virginia, en este caso y con generación mayor a 400 MW en despachos hidráulicos y térmicos con demanda máxima y contingencia de la línea Esmeralda - La Hermosa 230 kV se sobrecarga el ATR 230/115 kV de la Hermosa

• En La Esmeralda 230 kV año 2010, la oportunidad de conexión de generación es alta, sin embargo se pueden sobrecargas en los transformadores ante contingencia de uno de ellos. En el año 2013 se tiene previsto la entrada en servicio del terexcer transformador 230/115 kV.

• En La Virginia 230 kV la oportunidad de conexión de generación es alta, con despachos hidrúlicos y térmicos no se observan sobrecargas de líneas y transformadores del STN, en condiciones de la red en estado normal y con contingencias sencillas de líneas 230 kV y del ATR 500/230 kV de la Virginia.

• En La Virginia 500 kV, en despachos térmicos la oportunidad de conexión de generación se restringe por la capacidad de los transformadores 500/230 kV de la Virginia y San Marcos ante contingencia de uno de ellos o de la línea La Virginia - San Marcos 500 kV.

6.2 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE DEMANDA La idea básica para la conexión de demanda adicional es que esta se pueda atender sin limitaciones de la red en el sistema y con la generación existente requerida para atender el crecimiento vegetativo de la demanda. Mediante análisis eléctrico en el periodo 2011 - 2015 y ante la conexión de nuevos proyectos de demanda, se encontraron los resultados que se presentan en el formato 2 del Anexo.


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Los límites presentados en la tabla obedecen a las limitaciones descritas a continuación para las subestaciones más relevantes en cada área del STN. Área Noroccidente • En Bolivar 220 kV y 500 kV se limita la oportunidad de conexión de demanda

por control de tensión y de reactivos ante contingencia del circuito Bolivar-Copey 500 kV.

• La instalación de demanda adicional en Urabá, Urrá y Cerromatoso 230 kV, se encuentra limitada por la capacidad de transformación 500/230 kV en la subestación Cerromatoso (360 MVA).

• En el área de Antioquia y particularmente en Ancón, instalar demanda adicional está limitada por la capacidad del enlace Guadalupe - Occidente 115 kV y transformadores de Bello, para condiciones de alta generación hidráulica.

• En San Carlos 230 kV no hay espacio para la conexión de nuevas bahías, por lo cual se considera cero la capacidad de conexión de demanda.

• Ancón Sur 230 kV no se observan problemas de tensión, sin embargo ampliar la conexión de demanda depende de refuerzos a 230 kV, como puede ser el corredor Bello - Guayabal - Ancón Sur 230 kV.

• En Jaguas 230 kV se limita la conexión de demanda por la capacidad del enlace Guatapé - Jaguas - Malena 230 kV, se presentan sobrecargas ante contingencia de uno de los circuitos conectados a Jaguas.

• En el área Chocó se observan bajas tensiones, lo cual se podría solucionar con una conexión a Ancón Sur 230 kV y a la Esmeralda 230 kV.

• En Urrá y Urabá 230 kV y en general en el área Cerromatoso 230 kV, para ampliar la oportunidad de conexión de demanda se requiere ampliar la capacidad de transformación 500/220 kV en Cerromatoso o de nuevas conexiones de las subestaciones Urabá y Urrá al STN, tambien sería necesario instalar compensación capacitiva para garantizar los voltajes en el nivel permitido.

• En las subestaciones Chinú 500 kV y Cerromatoso 500 kV, y en general en el área Cordoba - Sucre se requiere ampliar la capacidad de transformación 500/100 kV.

• En Copey 500 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de despachos hidráulicos con demanda máxima esta restringida por bajas tensiones en el área ante contingencias del ATR 500/220 kV de Copey. En escenarios de despachos térmicos y demanda máxima se observa sobrecarga del circuito Copey - Valledupar ante contingencias del circuito Bolivar - Copey 500 kV.


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• En Cuestecitas 220 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de despachos hidráulicos con demanda máxima está restringida por sobrecarga de los circuito Cuestecitas - Termoguajira 220 kV y por las bajas tensiones en el área.

• En La Sierra 220 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de despachos hidráulicos y térmicos con demanda máxima está restringida por sobrecarga en la línea La Sierra - San Carlos, lo cual se evidencia cuando no hay generación en La Sierra.

Área Centro • Las contingencias Purnio - Noroeste 230 kV y Bacatá - Primavera 500 kV

limitan la instalación de demanda adicional en Bogotá. • La oportunidad de conexión de demanda en Sochagota 230 kV está limitada a

50 MW en los periodos de demanda máxima y despacho hidráulico, por las bajas tensiones que se presentan en Sochagota 230 kV, Paipa 230 kV, Paipa 115 kV y la Red 115 kV de la EBSA, situación que se puede agudizar ante contingencia de un circuito Chivor - Sochagota 230 kV.

• En la subestación Bacatá 230 kV en periodos de demanda máxima y despachos predominantemente hidráulicos se podrían conectar hasta 500 MW de demanda, para lo cual no se tendría problema de estabilidad de tensión ni de sobrecargas ante contingencias sencillas de líneas asociadas a Bacatá 230 kV y del ATR 500/230 kV de la subestación Bacatá. En escenarios de demanda máxima y despachos térmicos, por estabilidad de tensión la demanda máxima que se podría conectar son 200 MW, sin que se presenten sobrecargas ante las contingecnia de línea y transformador antes mencionadas, en este caso se observa alta transferencia, mayor a 700 MW, por el enlace Bacatá- Primavera 500 kV y deficit de reactivos en el área de Bogotá.

• En la subestación Bacatá 500 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenario de demanda máxima en el STN y despacho hidráulico son 200 MW, valor restringido por las bajas tensiones que se presentan en Bogotá con la contingencia de línea Bacatá - Primavera 500 kV, ante lo cual también se sobrecargan los transformadores ATR500/230 kV de Bacatá y de 230/115 kV de Noroeste. En el escenario de demanda máxima y despacho térmico se podráin atender 500 MW, sin que se observen sobrecargas ante contingencias de transformadores y líneas asociadas a la subestación Bacatá 500 kV.

• En Torca 230 kV, en escenarios de demanda máxima con despachos hidráulicos y térmicos , con la conexión de demanda nueva en la subestación y ante contingencia de líneas o de transformadores asociados a la subestación, no se presenta sobrecarga en los transformadores o líneas del STN. La


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oportunidad de conexión de demanda está restringida a 200 MW por estabilidad de tensión, de acuerdo con las curvas PV, en el escenario de despacho térmico.

• En Sochagota la posibilidad de instalar demanda adicional se limita a 50 MW por restricción del enlace Chivor - Sochagota 230 kV, con despacho hidráulico ante contingencias de un circuito Chivor - Sochagota se presentan bajas tensiones en la red de 115 kV del área.

• En la Reforma 230 kV la oportunidad de conexión de demanda está límitada por las bajas tensiones en la red de 115 kV del Meta y por la contingencia del circuito Guavio - La Reforma 230 kV.

• En La Miel la demanda está limitada por el tipo de despacho que se tenga de las unidades de generación local, siendo muy diferente entre un despacho hidráulico o térmico variando entre 15 y 100 MW.

• En la Mesa 230 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenario de demanda máxima y despacho hidráulicos, está determinada principalmente por la capacidad de los circuitos Guaca - Mesa 1 y 2. Con este escenario y una demanda de 500 MW en la Mesa , ante contingencias N-1 de líneas Guaca - La Mesa, Guaca - Paraiso, La Mesa - San Felipe no se presentan sobrecargas. En demanda máxima con despacho térmico la máxima demanda que se podría atender por citerio de estabilidad de voltaje son 400 MW, según los resultados de las curvas PV.

• En Ibagué 230 kV la oportunidad de conexión de demanda en los escenario de despacho hidráulico y térmicos con demanda máxima está determinada por la capacidad del enlace La Mesa - Ibagué 230 kV y las tensiones en las barras de la subestación Ibagué 230 kV y 115 kV, las cuales podrían estar por debajo de 0.9 p.u, principalmente ante la contingencia de un circuito La Mesa - Ibagué.

• En San Felipe 230 kV, en el año 2015 la oportunidad de conexión de demanda de 300 MW está determinada por la capacidad del enlace San Felipe - Miel 1 y San Felipe - Miel II 230 kV, y por la contingencia del circuito San Felipe - La Miel II 230 kV donde se sobrecarga el circuito San Felipe - La Miel 1 230 kV. En el escenario de demanda máxima y despacho térmico con 500 MW de demanda en San Felipe , sin la generación de la Miel II y contingencia La Miel I - San Felipe se sobrecargan La Miel I - La Miel II y La Miel II - San Felipe al 102%.

• En Betania con despacho térmico se limita a 100 MW la demanda adicional, por regulación de tensión en Altamira 230 kV ante contingencia del circuito Altamira - Betania 230 kV. En el año 2013 sube a 500 MW con la entrada en servicio del proyecto Quimbo.


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Área Oriente • Con los niveles de compensación actuales y por regulación de tensión de la

línea Palos - Caño Limón 230 kV, sin obras adicionales como pueden ser refuerzos de transmisión y compensación de potencia reactiva para soporte de tensión, es muy reducida la oportunidad de conexión de demanda adicional en las subestaciones de Toledo a Caño Limón.

• En Comuneros la capacidad de demanda adicional se limita a 200 MW en el año 2011 por condiciones de bajas tensiones, en el año 2013 sube a 400 MW por la entrada del proyecto de generación Sogamoso y las líneas de 500 kV y 230 kV asociadas. Con conexión de demandas mayores a 300 MW en Comuneros para el año 2015, se observa sobrecarga en los circuitos Barranca - Sogamoso 230 kV y Barranca - Comuneros 230 kV. La máxima demanda que se podría conectar son 200 MW, determinada por criterios de estabilidad de tensión en escenarios de despacho térmico con demanda máxima en el STN.

• En Guatiguará se limita la demanda adicional por sobrecarga de los ATR de Bucaramanga y Palos ante contingencia de los circuitos de 230 kV asociados. La restricción es menor con despacho térmico. En el año 2015 se observa una reducción en la oportunidad de conexión de nueva demanda, donde la restricción se debe a bajas tensiones en la red de 115 kV del área de Santander, siendo mas crítica esta situación en escenarios de despacho térmico con demanda máxima en el STN.

• En Ocaña 230 kV en demanda máxima y despacho hidráulico, con la conexión de demanda mayor a 100 MW se sobrecarga el ATR 500/230 kV de Ocaña y tensiones por debajo de 0,9 p.u. en las subestaciones de 115 kV del área Nordeste. La restricción para conexión de demanda está determinada por la contingencia del ATR500/230 kV en despachos hidráulico y térmico, la tensión en la barra de 230 kV de Ocaña queda por debajo del 0,9 p.u y en la red de 115 kV puede colapsar.

• En Ocaña 500 kV la demanda se limita por bajas tensiones en el área Nordeste, particularmente ante contingencias en la línea Primavera - Ocaña 500 kV y a partir del año 2013 con la salida de Ocaña - Sogamoso 500 kV.

• En Primavera 230 kV en el año 2015 en demandas máximas y despachos térmicos, por criterio de estabilidad de tensión, la máxima demanda que se puede atender son 200 MW, mientras que en despachos hidráulicos son 400 MW. Con estas demandas y contingencias sencillas de líneas del STN en el área, no se presentan sobrecargas en los equipos y líneas.

• En Primavera 500 kV la conexión de demanda en escenarios de despacho hidráulicos y demanda máxima , se presenta sobrecarga de los ATRs 500/230 kV de San Carlos. En escenario de despachos térmicos y demanda máxima se sobrecarga el ATR 500/230 de Primavera.


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• En San Mateo 230 kV se limita la demanda por bajas tensiones en la zona, particularmente ante contingencias del circuito Ocaña - San Mateo.

Área Suroccidente Cáuca – Nariño Los problemas del área son el agotamiento de la capacidad de transformación 220/115 kV en Jamondino, las bajas tensiones en 115 kV, particulamente en Tumaco y sobrecargas del los transformadores de Jamondino, Páez y líneas de 115 kV ante contingencias sencilas de transformadores o líneas, resultado que depende de si están o no cerrados los enlaces Popayán – Rio Mayo y Catambuco – El Zaque 115 kV.

• En San Bernardino 230 kV la oportunidad de conexión de demanda en

escenarios de despacho hidráulico y demanda máxima, se restringe por las bajas tensiones en la red a 115 kV de Cedenar, siendo menor a 0,9 p.u en Tumaco. Situación que es mas severa cuando se tienen contingencias de las líneas Betania - San Bernardino 230 kV y Páez - San Bernardino 230 kV. En escenarios de despacho térmico y demanda máxima , la oportunidad de conexión de demanda es menor, por la misma razón de las bajas tensiones en el Cáuca.

• En Jamondino 230 kV, igual que en el caso de San Bernardino 230 kV, la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de despacho hidráulico y térmico con demanda máxima, se restringe por las bajas tensiones en la red a 115 kV de Cedenar.

• En Páez 230 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de despacho hidráulico y demanda máxima, se restringe por las bajas tensiones en la red a 115 kV de Cedenar, siendo menor a 0,9 p.u en Tumaco. En escenarios de despacho térmico y demanda máxima se presentan tensiones por debajo de 0,9 p.u. en Jamondino 230 kV, Mocoa 115 kV y en la red de 115 kV de Cedenar.

Valle del Cáuca • En Yumbo 230 kV la máxima demanda que se puede conectar está

determinada por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y despachos térmicos con contingencia de la línea Esmeralda - Yumbo 230 kV.


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• En San Marcos 230 kV la máxima demanda que se puede conectar está determinada por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y despachos térmicos con contingencia del ATR 500/230 de San Marcos.

• En San Marcos 500 kV la máxima demanda que se puede conectar está determinada por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y despachos térmicos, en escenarios de demanda máxima y despachos hidráulicos por la contingencia del circuitos San Marcos - Virginia 500 kV y por la capacidad del ATR 500/230 kV de San Marcos.

Caldas - Risaralda – Quindio • Para La Hermosa y La Enea el límite se determina principalmente por

contingencias en la red de 230 kV y los trafos de conexión, presentándose bajas tensiones por 115 kV y sobrecargas de los trafos del área.

• En la Enea 230 kV aunque por estabilidad de tensión en despachos hidráulicos y térmicos la oportunidad de conexión es alta, esta límitada por sobrecargas de las líneas asociadas a la subestación La Enea 230 kV ante contingencias, situación que refleja el hecho de que a la subestación llegan solamente dos líneas a 230 kV.

• La Hermosa 230 kV, para despachos hidráulicos y demanda máxima, en el año 2015 la oportunidad de conexión de demanda mayor 150 MW ocasiona bajas tensiones en La Hermosa 230 kV, Armenia 115 kV, Regivit 115 kV y la La Rosa 115 kV, sobrecarga de los circuitos Esmeralda - La Hermosa 230 kV, Armenia - La Hermosa 230 kV. En escenarios de despachos térmicos y demanda mayor a 200 MW, con la contingencia del circuito La Esmeralda - La Hermosa 230 kV se sobrecargan los transformadores 230/115 kV de La Esmeralda, y la tensión en la barra de 230 kV de La Hermosa queda por debajo de 0,9 p.u. Para los años 2011 al 2014, igualmente se observa sobrecarga en los transformadores de la Esmeralda y bajas tensiones en la red 115 kV del área ante contingencia del circuito Esmeralda - La Hermosa 230 kV.

• En La Esmeralda 230 kV, aunque por estabilidad de tensión en despachos hidráulicos y térmicos la oportunidad de conexión es alta, está limitada por la capacidad de la red, particulamente del enlace Esmeralda - San Felipe 230 kV, y por regulación de tensión en el área Chocó.

• En La Virginia 230 kV, la oportunidad de conexión de demanda se restringe por estabilidad de tensión en periodos de demanda máxima y despachos térmicos, lo que evidencia en estos casos falta de recursos de potencia reactiva en el área para soporte de tensión. Con la conexión de demanda superior a 200 MW, en despachos térmicos y contingencia del circuito San Marcos - La Virginia 500 kV se sobrecarga el ATR 500/230 kV de la Virginia .


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• En La Virginia 500 kV la oportunidad de conexión de demanda se restringe en los despachos hidráulicos y térmicos por las bajas tensiones que se presentan con la salida de la línea San Carlos - La Virginia 500 kV, lo cual limita la conexión de nueva demanda a 200 MW.

6.3 CORTOCIRCUITO En la Tabla 6-1Tabla 6-1 se resumen los niveles de cortocircuito para el año 2015 y la capacidad de cortocircuito de los equipos de patio de las subestaciones de ISA.

Tabla 6-1 Niveles de cortocircuito en kA, año 2015

Área Geográfica Subestación Falla Trifásica

Falla Monofásica

Capacidad de Cortocircuito

NORTE

Bolívar 230 kV 12.82 13.45 40,0 Bolívar 500 kV 4.28 4.11 40,0 Bosque 220 kV 10.54 9.59 40,0 Copey 500 kV 4.57 4.26 40,0 Cerromatoso 230 kV 8.24 9.60 20,0 Cerromatoso 500 kV 9.72 9.86 25,0 Chinú 500 kV 8.04 8.64 31,5 Cuestecitas 230 kV 2.64 3.04 31,0 Sabana 230 kV 20.71 23.31 40,0 Sabana 500 kV 8.00 8.37 40,0 Urabá 230 kV 2.92 3,08 20,0 Urrá 230 kV 6.42 7.43 25,0

Con formato


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Área Geográfica Subestación Falla Trifásica

Falla Monofásica

Capacidad de Cortocircuito

ORIENTE

Banadía 230 kV 1,28 1,43 12,5 Caño Limón 230 kV 0,90 1,09 12,5 Cira Infantas 230 kV 6,02 4,96 40,0 Comuneros 230 kV 9,78 10,15 20,0 Guatiguará 230 kV 11,92 11,40 40,0 Ocaña 230 kV 6,86 7,35 20,0 Ocaña 500 kV 5,77 5,00 40,0 Primavera 230 kV 16,96 19,04 31,5 Primavera 500 kV 14,19 12,43 40,0 San Mateo 230 kV 5,44 5,96 20,0 Samoré 230 kV 1,72 1,71 31,5 Toledo 230 kV 2,43 2,24 31,5

NOROCCIDENTE

Ancón Sur 230 kV 18,51 17,39 40,0 La Sierra 230 kV 13,51 14,62 31,5 Jaguas 230 kV 19,35 18,44 31,5 Porce III 500 kV 10,41 11,09 40,0 Purnio 230 kV 18,53 14,49 31,5 San Carlos 230 kV 39,01 46,97 63,0 San Carlos 500 kV 16,05 16,05 40,0

CENTRO

Bacatá 230 kV 23,25 23,80 40,0 Bacatá 500 kV 10,31 10,08 40,0 Chivor 230 kV 26,79 31,25 40,0 La Mesa 230 kV 23,80 22,96 26,2 La Reforma 230 kV 7,55 6,96 20,0 Mirolindo 230 kV 7,33 6,18 20,0 Betania 230 kV 12,80 14,84 40,0 San Felipe 230 kV 14,63 11,84 31,5 Sochagota 230 kV 7,31 8,14 40,0 Torca 230 kV 19,77 19,49 25,0

SUROCCIDENTE

Esmeralda 230 kV 18,28 17,68 31,5 Jamondino 230 kV 4,70 4,37 31,5 La Enea 230 kV 8,99 7,46 31,5 La Hermosa 230 kV 9,28 8,21 31,5 Miel 230 kV 17,33 17,33 40,0 Páez 230 kV 6,62 5,55 31,5 San Bernardino 230 kV 7,70 6,34 31,5 San Marcos 230 kV 15,36 16,67 31,5 San Marcos 500 kV 5,37 4,96 40,0 Virginia 230 kV 15,04 15,31 31,5 Virginia 500 kV 7,30 6,34 40,0 Yumbo 230 kV 16,07 16,94 31,5

En todas las subestaciones de ISA, hasta el año 2015, el nivel de corto no supera la capacidad de los equipos de patio. Las subestaciones La Mesa y Torca 230 kV


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son aquellas donde los equipos más se acercan a su capacidad de cortocircuito, con niveles cercanos al 79% en Torca y 90% en La Mesa.

7. CONCLUSIONES De acuerdo con la información del Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión vigente, las oportunidades de conexión y uso del STN son muy similares a las reportadas por ISA en el estudio anterior. En el Formato 1 del Anexo se presenta la información actualizada de todas las subestaciones de ISA, se indica el nivel de tensión, configuración, capacidad en MVA, número de módulos, disponibilidad de módulos y área para ampliaciones, capacidad de ampliación en MVA. Para aquellos casos donde la oportunidad de conexión de generación o demanda es baja, en el formato 2 del Anexo se identifican las restricciones, indicando el escenario de despacho, la contingencia que causa la restricción y posibles soluciones que permitan eliminar la restricción. Se aclara que las soluciones se presentan solamente a manera de propuestas, pues en cada caso la solución final debe ser el resultado de un estudio detallado de conexión y expansión. En el presente estudio se asume que la oportunidad máxima para conexión de generación en las subestaciones con la red actual son 500 MW, a fin de identificar los puntos mas fuertes de la red. En casos concretos de proyectos de generación superiores a 500 MW, se tendrían que hacer estudios mas detallados. En términos generales las oportunidades de conexión de nuevos proyectos de generación en las subestaciones de ISA en el periodo 2011 - 2015 son las siguientes: Noroccidente Las subestaciones de 500 kV presentan capacidades entre 400 MW y 500 MW; la limitante final la impondrá consideraciones de estabilidad del sistema de transmisión a 500 kV. Con la generación ya instalada en el área, en la red de 230 kV solo tienen capacidad adicional las subestaciones Ancón y Jaguas, 500 MW 300 MW respectivamente.


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En San Carlos por capacidad de la red la oportunidad de conexión de generación son 500 MW, sin embargo no hay espacio físico para nuevas conexiones a nivel de 230 kV. En la Sierra 230 kV la oportunidad de conexión de generación son 200 MW en escenarios de despachos térmicos, considerando la generación actual de la Sierra la restricción es por sobrecarga del circuito San Carlos – La Sierra 230 kV ante contingencia del circuito La Sierra – Purnio 230 kV. En el área de Cerromatoso se limita la conexión de generación a 100 MW en las subestaciones Urrá 230 kV, Urabá 230 kV y Cerromatoso 230 kV por la capacidad del transformador 500/230 kV – 360 MVA de Cerromatoso. En la subestación Bolivar 220 kV se limita la conexión de generación a 200 MW, la restricción se presenta en despachos hidráulicos por sobrecarga del circuito Copey – Fundación 220 kV ante contingencia del ATR 500/220 kV de Bolívar o del circuito Bolívar – Copey 500 kV. Para elimimar restriciones de sobrecargas en líneas y/o transformadores del STN que se presentan con la conexión de nueva generación, se presentan algunas posibles soluciones: reforzar la transformación 500/230 kV en Cerromatoso, reforzar los enlaces a 230 kV de Urrá y Urabá con el STN, Cuestecitas - Guajira 220 kV y Cuestecitas - Valledupar 220 kV, Copey - Fundación 220 kV, La Sierra - San Carlos 230 kV y Jaguas a 230 kV. Oriente En el oriente su capacidad se mantiene entre 400 MW y 500 MW, con excepción de las subestaciones ubicadas en la línea desde Palos hasta Caño Limón, que por capacidad de la línea se limita a 250 MW. En la subestación Primavera 230 kV, la oportunidad de conexión de generación está determinada en despachos térmicos por la capacidad del transformador 500/230 kV. En la subestación Comuneros 230 kV, la oportunidad de conexión de generación está determinada en despachos hidrotérmicos por sobrecarga del circuito Comuneros - Barranca 230 kV ante contingencias del circuito Comuneros - Guatiguará 230 kV.


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En Guatiguará 230 kV la oportunidad de conexión de generación está determinada en despachos hidrotérmicos por sobrecarga del circuito Bucaramanga-Guatiguará 230 kV ante contingencias del circuito Guatiguará - Los Palos 230 kV. En las subestaciones Ocaña 230 kV y 500 kV, la oportunidad de conexión de generación está determinada por estabilidad de tensión en despachos térmicos. Se observa la necesidad de refuerzos de transformación 500/230 kV en Primavera, en los enlaces Comuneros – Barranca 230 kV y Bucaramanga - Guatiguará 230 kV, y compensación capacitiva para soporte de tensión en el área Nordeste. Centro Las subestaciones de área presentan importantes posibilidades para instalar generación adicional entre 400 y 500 MW, con excepción de Torca y Chivor por restricciones de acceso y espacio para ampliaciones. La instalación de generación adicional directamente en Purnio sigue limitada por la capacidad del enlace Miel – Purnio 230 kV. En San Felipe 230 kV la oportunidad de conectar generación depende del despacho hidráulico, en particular de la generación en La Miel I y Miel II. Con estas dos plantas generando en toda su capacidad, en San Felipe la oportunidad de conexión de generación es menor. La restricción se debe a la capacidad de la red en esta área para evacuar la energía. Se observa la necesidad de reforzar el enlace San Felipe - La Miel I – La Miel II – Purnio 230 kV. Suroccidente Las subestaciones del área presentan altas oportunidades para la instalación de nueva generación. En Yumbo la limitación para ampliar la conexión es disponer de viabilidad de accesos y espacio para nuevas bahías. La oportunidad de conexión de generación es menor en las subestaciones La Virginia y San Marcos 500 kV, se limita a 100 MW en despachos térmicos por la capacidad de transformación 500/230 kV ante contingencias de La línea La Virginia -San Marcos 500 kV o de uno de los ATR 500/230 kV de la Virginia y San Marcos.


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En San Marcos 230 kV la oportunidad de conexión de generación en escenarios de despachos hidráulicos es alta, no se presentan sobrecargas ante contingencias de las líneas a 230 kV y del transformador 500/230 kV de San Marcos. Con despachos térmicos y conexión de 500 MW de generación, ante contingencia de la línea San Marcos - Juanchito 230 kV se sobrecarga San Marcos - Yumbo 230 kV En la Hermosa la restricción para conectar generación en despachos hidrotérmicos es por sobrecarga del ATR 230/115 kV ante contingencia de la línea La Esmeralda - La Hermosa 230 kV. En Páez la restricción para conectar generación en despachos hidrotérmicos es por capacidad de las líneas de 230 kV asociadas a la subestación Páez. Se evidencia la necesidad de refuerzos de transformación en el área, pues en algunas situaciones se presentan sobrecargas en los transformadores de San Marcos, Yumbo, Jamondino, Páez, La Esmeralda, La Enea, La Hermosa. En transmisión refuerzos en los enlaces San Marcos – Yumbo 230 kV, Esmeralda – La Enea 230 kV, Juanchito – Páez 230 kV y Páez – San Bernardino 230 kV. En términos generales las oportunidades de conexión de nuevos proyectos de demanda en las subestaciones de ISA en el periodo 2011 - 2015 y algunas posibles soluciones a las restricciones son las siguientes: Noroccidente: La capacidad de conexión de demanda en las subestaciones a 500 kV del área está entre 400 MW y 500 MW. Las oportunidades de instalación de demanda en las subestaciones de 230 kV del área se encuentran entre 200 MW y 400 MW, con excepción de Cuestecitas ISA, por restricciones de la red y bajas tensiones. En Cerromatoso la demanda máxima en el año 2015 son 600 MW según el estudio de Conexión Colombia – Panamá, documento TE-2140-1150-2010 de marzo del 2010. En Bolivar 220 kV y 500 kV se limita la oportunidad de conexión de demanda por control de tensión y de reactivos ante contingencia del circuito Bolivar-Copey 500 kV.


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La instalación de demanda adicional en Urabá, Urrá y Cerromatoso 230 kV, se encuentra limitada por la capacidad de transformación 500/230 kV en la subestación Cerromatoso (360 MVA). En el área de Antioquia y particularmente en Ancón, instalar demanda adicional está limitada por la capacidad del enlace Guadalupe - Occidente 115 kV y transformadores de Bello, para condiciones de alta generación hidráulica. En San Carlos 230 kV no hay espacio para la conexión de nuevas bahías, por lo cual se considera cero la capacidad de conexión de demanda. En algunos casos y condiciones se observa la necesidad de reforzar la red del STN, siendo los mas evidentes la transformación 500/230 kV en Cerromatoso, refuerzo de transformación 500/230 kV en Cerromatoso y transmisión a 230 kV con Urrá y Urabá, enlace San Carlos - La Sierra 230 kV, y en el caso de conexión de demanda en Copey 500 kV compensación capacitiva para soporte de tensión en el área GCM y refuerzo de transmisión Copey - Fundación 220 kV. En el área de Antioquia reforzar el corredor Bello- Guayabal – Ancón Sur. Oriente En términos generales la conexión de demanda en el área está restringida por criterios de estabilidad de tensión en escenarios de despachos térmicos con demanda máxima en el STN. Con la excepción de las subestaciones de Toledo a Caño Limón que tienen una capacidad reducida para atender demanda adicional, en Sochagota por capacidad del enlace Chivor -Sochagota y bajas tensiones en la red de 115 kV, el resto de las subestaciones del área presentan capacidades entre 100 MW y 500 MW. Con los niveles de compensación actuales y por regulación de tensión de la línea Palos - Caño Limón 230 kV, sin obras adicionales como pueden ser refuerzos de transmisión y compensación de potencia reactiva para soporte de tensión, es muy reducida la oportunidad de conexión de demanda adicional en las subestaciones de Toledo a Caño Limón. En la Primavera 230 kV en escenarios de demanda máxima y despacho por regulación de tensión se presenta restricción para conexión de demada.


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En el año 2015 ante contingencias sencillas de los circuitos Sogamoso – Ocaña 500 kV, Ocaña – San Mateo 230 kV, se observan bajas tensiones en la red de 115 kV del área Nordeste, sobrecarga del ATR 500/230 kV de Ocaña y en los circuitos Barranca - Comuneros 230 kV y Barranca - Sogamoso 230 kV. En el caso de conexión de demanda se requiere de algunas obras de refuerzo de transformación 500/230 kV en Ocaña, de transmisión entre Barranca - Comuneros- Sogamoso a 230 kV. Se evidencia la necesidad de instalar en el área compensación capacitiva para soporte de tensión. Centro En general la oportunidad de conexión de demanda en el área es de 200 MW por estabilidad de tensión en despachos térmicos, lo que se explica por la alta demanda en Bogotá. Se observa sobrecargas de los circuitos Purnio - Noroeste 1 y 2 a 230 kV ante contingencias de la línea Bacatá - Primavera 500 kV, particularmente en despachos térmicos, lo que constituye una fuerte restricción para aumentar la demanda en el área de Bogotá. Las contingencias Purnio - Noroeste 230 kV y Bacatá - Primavera 500 kV limitan la instalación de demanda adicional en Bogotá. Con baja generación en el Suroccidente, la contingencia en la línea Mesa - Ibagué limita la conexión de demanda adicional en esta última subestación por estabilidad de tensión. En Betania con despacho térmico se limita a 100 MW la demanda adicional, por regulación de tensión en Altamira 230 kV ante contingencia del circuito Altamira - Betania 230 kV. En el año 2013 sube a 500 MW con la entrada en servicio del proyecto Quimbo. En La Miel la demanda está limitada por el tipo de despacho que se tenga de las unidades de generación local, siendo muy diferente entre un despacho hidráulico o térmico variando entre 15 y 135 MW. Se observan bajas tensiones en la red de 115 kV del área de la EBSA, norte de Bogotá y en la red de 115 kV del área del Tolima. Para soporte de tensión el estas áreas con la conexión de demanda se requiere instalar compensación capacitiva.


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Se presenta sobrecarga en el ATR 500/230 kV de Bacatá, en los circuitos Guaca – La Mesa 230 kV, Purnio - La Miel, La Miel - La Miel II y la Miel - San Felipe 230 kV, Chivor - Chivor II 230 kV. Para aumentar la oportunidad de conexión de demanda se require de refuerzos en estas partes del STN. Suroccidente En general la conexión de demanda adicional en las subestaciones del suroccidente del país está limitada por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y despacho térmico. En las subestaciones de la subárea CQR la conexión de carga está limitada por la capacidad de las líneas, se observa sobrecarga en los enlaces Esmeralda - La Enea, Esmeralda – La Hermosa, Esmeralda – San Felipe. Con conexión de demanda en la Hermosa 230 kV y contingencia del circuito Esmeralda – La Hermosa 230 kV se presentan bajas tensiones en las subestaciones Armenia, Regivit y La Rosa de la red de 115 kV. En las subestaciones del subárea Cauca – Nariño, Jamondino, Páez y San Bernardino la máxima demada que se puede conectar son 100 MW, por las bajas tensiones que se presentan en la red de 115 kV. En Páez se limita la conexión de demanda por estabilidad de tensión y sobrecargas del circuito Juanchito - Páez 230 kV y del ATR 230/115 de Jamondino ante contingencias del circuito Páez – San Bernardino 230 kV. En San Bernardino 230 kV el limite está determinado por sobrecargas en el ATR 230/115 kV de Jamondino ante contingencias de los circuitos asociados a la subestación San Bernardino. En Jamondino 230 kV la restricción para conectar carga se debe a bajas tensiones que se presentan en la red de 115 kV del área Cauca-Nariño y por la capacidad de transformación actual que se tiene en la subestación. En las subestaciones la Virginia y San Marcos la oportunidad de conexión de demanda está limitada por estabilidad de tensión, en algunos casos se presenta sobrecarga de equipos ante contingencia de uno de los transformadores 500/230 kV o de la línea San Marcos – La Virginia 500 kV.


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Para conectar nuevas demandas en el área se requiere reforzar el enlace Esmeralda – La Enea – San Felipe 230 kV, Juanchito – Páez – San Bernardino 230 kV, Yumbo – San Marcos 230 kV, la transformación 500/230 kV en La Virginia y San Marcos. En algunos escenarios de despacho térmico e hidráulicos con demanda máxima en el STN, se observa la necesidad de instalar en el área compensación capacitiva para soporte de tensión, en la región CQR, en el Valle y en el Cáuca y Nariño. En general la capacidad de transformación actual 500/230 kV, limita la oportunidad de futuras conexiones de demanda y generación en las barras de las subestaciones donde están ubicados los transformadores, por ejemplo en San Carlos, Cerromatoso, Primavera. Las subestaciones con mayores niveles de cargabilidad de transformadores 500/110 kV o 220/115 kV son Chinú, Cerromatoso, Esmeralda, Ibagué, Yumbo, Torca, Jamondino. De las subestaciones mencionadas requieren refuerzo de transformación Chinú, Cerromatoso, Ibagué y Jamondino.


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8. REFERENCIAS 1. Resolución CREG 025 de julio 13 de 1995 - Por la cual se establece el

Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional.

2. Resolución CREG 030 de marzo 27 de 1996 - Por la cual se

complementan los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión a los Sistema de Transmisión Nacional, Sistemas de Transmisión Regional o Sistemas de Distribución Local.

3. Resolución CREG 051 de abril 14 de 1998 - Por la cual se aprueban los

principios generales y los procedimientos para definir el plan de expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional y se establece la metodología para determinar el Ingreso Regulado por concepto del Uso de este Sistema,

4. Resolución CREG 004 de enero 28 de 1999 - Por la cual se aclaran y/o

modifican las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-051 de 1998.

5. Resolución CREG 045 de septiembre 17 de 1999 - por la cual se modifica

la Resolución CREG 04 de 1999, se aclararon y/o modificaron las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-051 de 1998.

6. Resolución CREG 022 de febrero 20 de 2001 - Por la cual se modifican e

incorporan las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-051 de 1998, modificada por las Resoluciones CREG-004 y CREG-045 de 1999.

7. Resolución CREG 085 de diciembre 30 de 2002 - Por la cual se modifican

los artículos 3, 4, 5 y 6 de la Resolución CREG-022 de 2001.

8. UPME - Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2010 - 2024, aprobado por el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución 182215 el 22 de noviembre de 2010.

9. Alcance de los Estudios de Oportunidades de Conexión – Visión UPME,

Enero 2011


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ANEXO

ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2011 – 2015 ...

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