estudio oportunidades de conexiÓn 2012 – 2016

ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2012 – 2016

DIRECCIÓN GESTIÓN DE LA OPERACIÓN GERENCIA TRANSPORTE DE ENERGÍA

Documento TE-2140-1201-2012

Medellín, Marzo de 2012

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

3.1 Demanda de Energía y Potencia Eléctrica ................................................... 3 3.2 Plantas de Generación de Energía Eléctrica ................................................ 3 1.1 Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica .............................................. 4 1.2 Cargas Importantes ...................................................................................... 6

4. CRITERIOS ...................................................................................................... 9 5. METODOLOGÍA ............................................................................................... 9

5.1 Flujo de cargas AC ..................................................................................... 10 5.2 Cortocircuito ................................................................................................ 11

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS ......................................................................... 11 6.1 Oportunidades de Conexión de Generación ............................................... 11 6.2 Oportunidades de Conexión de Demanda .................................................. 15 6.3 Cortocircuito ................................................................................................ 20

7. CONCLUSIONES ........................................................................................... 22 7.1 Conexión de Generación ............................................................................ 22 7.2 Conexión de Demanda ............................................................................... 24 7.3 Cortocircuito ................................................................................................ 27 7.4 Anexos ........................................................................................................ 27

8. REFERENCIAS .............................................................................................. 28

LISTA DE TABLAS Tabla 3-1 Escenario medio de proyección de demanda ................................................... 3 Tabla 3-2 Proyectos de generación considerados en la expansión .................................. 4 Tabla 5-1 Subestaciones del STN por Área Geográfica ................................................. 10 Tabla 6-1 Niveles de cortocircuito en kA, año 2016 ...................................................... 20

LISTA DE FIGURAS Figura 3-1 Sistema de Transmisión Nacional 2012 – 2016 ............................................... 8

LISTA DE ANEXOS Formato 1 - Información de Planeamiento de Transmisores

Formato 2 - Oportunidades de Conexión de Generación y Carga

Estudio Oportunidades de Conexión 2012 – 2016

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ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2012 – 2016

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.

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


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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 3-1. 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 3-1 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

2012 59257 9787

2013 60748 9963

2014 63820 10286

2015 66463 10665

2016 69249 11003

A la demanda anterior se adiciona la conexión de Drummond – 120 MW para el 2012 de acuerdo con el modelamiento utilizado por XM en la base de datos de largo plazo

3.2 Plantas de Generación de Energía Eléctrica Basados en la Tabla 4-8 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. Sin embargo, no se tienen en cuenta los proyectos Porce IV y Miel II, dado el estado actual de suspensión de los proyectos. En la Tabla 3-2 se muestran los nuevos proyectos de generación en esta etapa, considerando los de potencia mayor a 20 MW.


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Tabla 3-2 Proyectos de generación considerados en la expansión

PROYECTO TIPO POTENCIA

MW AÑO

AMOYÁ HIDRO 78 Jul‐2011

PORCE III HIDRO 330 ene‐2011

330 jun‐2011

GECELCA 3 CARBÓN 164 dic‐2012

TERMOCOL GAS/FUEL OIL 202 dic‐2012

CUCUANA HIDRO 60 jun‐2013

SOGAMOSO HIDRO 800 dic‐2013

EL QUIMBO HIDRO 400 nov‐2014

TOTAL, MW 2364

En el año 2011 en Termoflores se puso en servicio el proyecto Flores IV, consiste en el cierre de los ciclos simples de Flores II (112 MW) y Flores III (169 MW), adaptando un ciclo combinado que representará una generación de 169 MW adicionales a los actuales.

1.1 Sistema de Transmisión de Energía Eléctrica La expansión del sistema eléctrico colombiano corresponde con la definida por la UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión vigente 8. Se incluyen los proyectos de los Operadores de Red. Año 2011 - Obras ejecutadas

En Ternera segundo ATR 220/66 kV – 150 MVA 1. En Ibagué segundo ATR 230/115/13.8 kV – 150 MVA. En Torca quinto ATR 230/115 kV – 300 MVA. 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. Cambio de configuración subestación Santa Marta 220 kV de anillo a

interruptor y medio.

Año 2012 - Obras nuevas En Flores transformador 220/110 kV de 150 MVA y acople de barras Flores 1 y

Flores 2.

1 Se instaló un transformador provisional, debidamente autorizado por el Consejo Nacional de Operación hasta la entrada en servicio de la transformación en la subestación Bosque 220/66 kV.


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En Fundación segundo ATR 230/110 kV – 100 MVA. En Jamondino segundo transformador 220/115 kV - 150 MVA Obras: Reactores de 25 MVAR, uno en cada barra de las subestaciones

Altamira 230 kV, Mocoa 230 kV, San Bernardino 230 kV. Año 2013 - Obras nuevas

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.

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.

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 Alférez 230 kV: Nueva subestación Alférez 230 kV, reconfigurar la línea Yumbo –San Bernardino 230 kV en Alférez – Yumbo y Alférez –San Bernardino 230 kV. Espacio para dos bahías de línea para la conexión al Quimbo.

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

Nueva subestación Norte 230/115 kV, línea doble circuito Chivor II – Norte 230 kV, línea doble circuito Bacatá – Norte 230 kV.

En Cuestecitas tercer transformador 220/110 kV - 100 MVA. En Sabanalarga segundo transformador 220/110/13.8 kV - 100 MVA. En Candelaria segundo transformador 220/110 kV - 150 MVA. En Chinú tercer transformador 500/110 kV - 150 MVA. En Cerromatoso tercer transformador 500/110 kV - 150 MVA En Santa Marta tercer transformador 220/110 kV - 100 MVA. En Valledupar tercer transformador 220/110 kV - 100 MVA.


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Año 2014 - Obras nuevas Proyecto El Quimbo: Nueva subestación Quimbo 230 kV, línea doble circuito

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

Nuevo corredor Chinú – Montería – Urabá a 220, transformación a 500/220 kV – 450 MVA en Chinú y dos transformadores a 220/110 kV en Montería.

Corredor Flores – Caracolí – Sabana 220 kV y obras asociadas a nivel de STR: apertura de la línea Nueva Barranquilla - Sabanalarga 220 KV para convertirse en Nueva Barranquilla - Caracolí, Caracolí - Sabanalarga, con dos transformadores de 150 MVA - 220/110 kV.

En la Esmeralda tercer transformador 230/115/13.8 kV - 90 MVA. En Purnio transformador 230/115/13.8 kV - 150 MVA.

Año 2015 - Obras nuevas

Segundo circuito Bolívar-Cartagena 220 kV. Interconexión Colombia- Panamá ICP.

1.2 Cargas Importantes Algunos clientes han manifestado su intención de conectarse al STN, por lo que han presentado sus proyectos al Transmisor y al Operador de Red, y han realizado los tramites ante la UPME. Estas cargas no se modelaron en la base de datos de este estudio, pero se deben tener como referencia para futuros análisis de conexión detallados, siendo que la oportunidad de conexión que se obtiene en este estudio no las incluye.

Puerto Nuevo – PRODECO – 40 MW. Un nuevo puerto para la exportación de carbón. El proyecto está ubicado en el municipio de Ciénaga en el departamento del Magdalena, área GCM. El promotor manifestó su intención de conexión en el año 2012.

Puerto de embarque Coveñas – Planta OBC- 65 MVA. Asociada a labores de embarque de crudo. El proyecto está ubicado en el municipio de Coveñas en el departamento de Sucre, área Córdoba-Sucre. Ecopetrol manifestó su intención de conexión en el año 2012.

Electricaribe realiza actividades para la capacidad de transformación 220/110kV en la subestación Candelaria en el año 2013 para atender las solicitudes de conexión de carga de las industrias Argos, Propílco y Ecopetrol.

Cerrejón ha manifestado su intención de incrementar su carga conectada en Cuestecitas hasta 27 MW adicionales a la demanda actual, en el periodo 2013-2016.

ECOPETROL solicitó para el año 2012 la conexión de una nueva demanda al Sistema de Transmisión Nacional – STN, la cual está asociada con labores de rebombeo de crudo. El proyecto está ubicado en el municipio de Cimitarra en el


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departamento de Santander. Actualmente el consumo aproximado son 7.5 MVA. Se espera una ampliación de capacidad a 30 MVA.

ECOPETROL solicitó para el año 2012 la conexión de nuevas demanda al Sistema de Transmisión Nacional – STN, las cuales están asociadas al incremento del flujo de petróleo por el Oleoducto Trasandino. El proyecto está ubicado en los municipios de Puerres, Alisales y Páramo, en el departamento de Nariño, y en las localidades de Orito, Guamuéz y Churuyaco, en el departamento de Putumayo. El valor de estas demandas son: 18 MW en el departamento de Nariño y 61 MW en el departamento de Putumayo.


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Figura 3-1 Sistema de Transmisión Nacional 2012 – 2016


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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.

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 CTE2 de la siguiente manera:

2 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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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 2012 al 2016, 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 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.


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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 DIgSILENT3.

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 2016 correspondiente al último año en el cual se obtiene información más confiable en el estudio, con el fin de determinar si la capacidad de los equipos de interrupción es limitante en la oportunidad de conexión.

6. ANÁLISIS DE RESULTADOS

6.1 Oportunidades de Conexión de Generación Para el caso de oportunidades de conexión de generación los escenarios más críticos en cada área corresponden a aquellos despachos hidro-térmicos en el cual las plantas del área se encuentran cerca de su capacidad máxima ante una condición de demanda mínima. Mediante análisis eléctrico en el periodo 2012 - 2016 y ante la conexión de nuevos proyectos de generación, se encontraron los resultados que se presentan en el formato 2 del Anexo. Se asume que la oportunidad máxima evaluada para conexión de generación es de 500 MW, en casos concretos de proyectos de generación superiores a 500 MW, se tendrían que hacer estudios detallados. Las limitaciones encontradas se presentan a continuación agrupados por área geográfica:

3 DIgSILENT: Versión 14.1.2 Power Factory.


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NOROCCIDENTE

En las sub-áreas operativas de Antioquia y San Carlos, la oportunidad de conexión de generación es del orden de 500 MW.

En la Sierra se tiene restricción a 50 MW en despachos hidro-térmicos en escenarios de demanda mínima con alta generación en el área de San Carlos y máxima generación de la Sierra, por sobrecarga del circuito La Sierra - San Carlos 230 kV ante contingencia de un circuito La Sierra – Purnio 230 kV.

En Porce III 500 kV la oportunidad de conexión de generación son 500 MW, en despachos hidro-térmicos no se presentan sobrecargas ante contingencias N-1 Porce III - San Carlos 500 kV o Cerromatoso - Porce III 500 kV.

En la sub- área operativa Cordoba – Sucre con despachos hidro-térmicos en escenarios de demanda mínima con máxima generación en Urrá y Gecelca 3: en Urabá, Urrá y Cerromatoso 230 kV la oportunidad de conexión de generación es menor a 100 MW determinado por la capacidad del transformador 500/230 kV de Cerromatoso (360 MVA). Son necesarios refuerzos del STN en transformación 500/230 kV y en transmisión a 230 kV.

En las subestaciones Cerromatoso 500 kV, Chinú 500 kV, Sabanalarga 500 kV y Copey 500 kV, con despachos térmicos y máxima generación en el área Caribe en escenarios de demanda mínima, la oportunidad de conexión de generación es del orden de 500 MW; En Bolivar 500 kV son 400 MW, donde la restricción está dada por sobrecarga del circuito Copey - Fundación 220 kV ante contingencia N-1 del ATR 500/220 de Bolivar o del circuito Copey - Bolivar 500 kV.

En Bolivar 220 kV con despachos térmicos y máxima generación en el área Caribe en escenarios de demanda mínima, la oportunidad de conexión de generación se límita a 200 MW por sobrecarga del circuito Copey - Fundación 220 kV ante la contingencia N-1 del circuito Bolivar - Copey 500 kV o del ATR 500/220 kV de Bolivar.

En Cuestecitas 220 kV la oportunidad de conexión de generación se limita a 0 MW en despachos térmicos con máxima generación en el área GCM, por sobrecarga de las líneas Santa Marta - Guajira - Cuestecitas 220 kV y Copey - Fundación 220 kV ante contingencia N-1 de Cuestecitas-Valledupar 220 kV.

En Jaguas 230 kV la oportunidad de conexión de generación se restringe a 250 MW por capacidad de las líneas en Jaguas, en demanda máxima y despacho hidráulicos ante contingencias N-1 de Jaguas-Malena 230 kV o Guatapé -Jaguas 230 kV, se sobrecarga un circuito Guatapé - Jaguas 230 kV. Se requieren refuerzos de transmisión en Jaguas a Malena y Guatapé.


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CENTRO En la sub-área operativa de Bogotá con despachos hidráulicos con la maxima

generación del área y escenarios demanda mínima, para altas transferencia por las líneas de conexión con el resto del pais, se tiene que la oportunidad de conexión de generación en las subestaciones Bacatá 230 kV, Bacatá 500 kV, Sochagota 230 kV, Reforma 230 kV es del orden de 500 MW.

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

En Torca la oportunidad de conexión de generación está agotada. Lo que limita la capacidad de conexión es la viabilidad de los accesos a la subestación.

En Ibagué 230 kV y la Mesa 230 kV con despachos hidráulicos con la máxima generación en Guaca y Paraiso y demanda mínima, la oportunidad de conexión de generación son 500 MW.

En Purnio 230 kV con despachos hidráulicos con máxima generación en las áreas CQR, San Carlos, Bogotá y Nordeste, y demanda mínima, la oportunidad de conexión de generación son 500 MW. Este valor es superior al resultado de 200 MW del estudio presentado en el año 2011, lo cual se explica por la no entrada del proyecto Miel II que se tenía prevista para el año 2013.

En La Miel 230 kV la oportunidad de conexión de generación está restringida a 300 MW en despachos hidráulicos con máxima generación en las sub-área operativas CQR (toda la generación local de la Miel), San Carlos, Bogotá y Nordeste en escenarios de demanda mínima, restricción que se da por sobrecarga de la línea La Miel - Purnio 230 kV ante contingencia N-1 de un circuito La Miel - Purnio 230 kV.

En San Felipe 230 kV con despachos hidro-termicos con máxima generación en CQR, Bogotá, Pagua, en escenarios de demanda mínima, la oportunidad de conexión de generación son 500 MW. No se presentan sobrecargas en la red ante contingencias N-1 de líneas.

En Betania la capacidad de generación adicional estimada en el año 2012 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.

ORIENTE

En general la opotunidad de conexión de generación en las subestaciones de esta área es del orden de 500 MW, valor que corresponde a despachos hidro-termicos con la máxima generación del área (Sogamoso, Meriléctrica, Termocentro, Tasajero) para escenarios de demanda minima.

Las subestaciones con oportunidad de conexión de generación de 500 MW son: Comuneros 230 kV, Guatiguará 230 kV, San Mateo 230 kV, Primavera 500 kV, Sogamoso 500 kV, Ocaña 500 kV.


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En la subestación Primavera 230 kV la oportunidad de conexión de generación es de 320 MW, restricción dada por capacidad del ATR 500/230 kV de Primavera, en despachos hidro-termicos para escenarios de demanda mínima con alta generación hidráulica en el área de San Carlos y despachada toda la generación de la Sierra y Termocentro.

En la subestación Ocaña 230 kV en despachos hidro-termicos la oportunidad de conexión de generación son 400 MW, determinada por sobrecarga del ATR 500/230 kV de Ocaña ante contingencias N-1 de la líneas Ocaña - Palos 230 kV.

En la subestación Sogamoso 230 kV en despachos hidro-termicos la oportunidad de conexión de generación son 120 MW, determinada por sobrecarga de un ATR 500/230 kV de Sogamoso ante contingencias N-1 de uno de los dos ATR 500/230 kV de Sogamoso.

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.

SUROCCIDENTE En esta área se destaca que la mayor oportunidad de conexión de generación se presenta en las subestaciones localizadas al norte del Valle en los departamentos del área opeartiva CQR. En La Esmeralda 230 kV y La Virginia 230 kV es de 500 MW, en la Enea y la Hermosa son 400 MW y en La Virginia 500 MW son 250 MW. En el Valle del Cauca se tiene una fuerte restricción en aquellos despachos con máxima generación en el departamento, incluyendo sus plantas térmicas, que sumado a la generación del Quimbo y del área Huila – Caqueta en escenarios de demanda mínima, implican importantes flujos hacia el interior del pais transitando de sur a norte por las líneas del Valle del Cauca, a traves de las subestaciones Yumbo y San Marcos. En esta condición los flujos van por las línea de menor impedancia, prentandose alta cargabilidad del ATR 500/230 kV de San Marcos y por las líneas con compensaciones serie Esmeralda – Yumbo 2 y 3. De manera que ante una contingencia N-1 del ATR 500/230 kV de San Marcos, se presenta sobrecarga en las líneas Esmeralda – Yumbo 2 y 3. De otro lado y con las mismas condiciones operativas, las contingencia N-1 Jamondino- San Bernardino 230 kV se están reflejando en sobrecargas de la línea Alferez – Yumbo 230 kV. Por lo tanto la oportunidad de conexión de generación en estas subestaciones (con carga hacia Ecuador), se está limitando a 150 MW. Área Cáuca – Nariño

En San Bernardino 230 kV y Jamondino 230 kV, la oportunidad de conexión de generación se ve afectada por la entrada en operación de la generación de Quimbo y líneas a 230 kV en el año 2014. Con máxima generación en el Quimbo, en Betania, en Cauca- Nariño y el Valle, con carga en los enlaces


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Colombia - Ecuador y un escenario de demanda mínima, la oportunidad de conexión de generación se límita a 150 MW. Siendo la restricción la sobrecarga de la línea Alférez-Yumbo 230 kV ante una contingencia N-1 Jamondino - San Bernardino 220 kV.

En Páez 230 kV, la oportunidad de conexión de generación de 90 MW está limitada por sobrecarga de la línea Alférez-Yumbo 230 kV, ante contingencia N-1 Juanchito - Paez 220 kV.

Área Valle del Cáuca En las substaciones Yumbo 230 kV, San Marcos 230 kV, San Marcos 500 kV

no hay oportunidad de conexión de generación, con la máxima generación hidro-termica del Valle, sumada a la Quimbo, Betania y Cauca- Nariño. Con a contingencia N-1 del N-1 de ATR 500/230 de San Marcos, se sobrecargan los circuitos Esmeralda – Yumbo 2 y 3 230 kV.

Área Caldas - Risaralda – Quindio En la Enea 230 kV la oportunidad de conexión de generación son 400 MW,

restricción en despachos hidráulicos y térmicos con escenarios de demanda mínima, porque se presenta sobrecarga en la líneas Enea - San Felipe 230 kV ante contingencia N-1 de la línea Esmeralda - Enea 230 kV.

La Hermosa 230 kV la oportunidad de conexión de generación está restringida por la capacidad de las red, con la entrada en servicio de la subestación Armenia 230/115 kV en el año 2012, la oportunidad es de 400 MW.

En La Esmeralda 230 kV en el año 2012, la oportunidad de conexión de generación son 400 MW, con la puesta en servicio del tercer transformador 230/115/13.8 kV - 90 MVA en el año 2014, la opotunidad de conexión de generación sube a 500 MW.

En La Virginia 230 kV la oportunidad de conexión de generación son 500 MW, 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 a 250 MW 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 El criterio para calcular las oportunidades de conexión de demanda es el de no aumentar la generación forzada más allá de la requerida por el crecimiento vegetativo de la demanda. Por consiguiente en muchos casos será factible instalar mayor demanda a la calculada en este informe pero con requerimientos adicionales de generación de seguridad en el área.


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Las oportunidades de conexión de demanda en la costa caribe está limitada por los despachos predominantemente hidráulicos, ya que en estos casos el intercambio a través de la línea de interconexión a 500 kV se encuentra cerca al límite de su capacidad de exportación. Mediante análisis eléctrico en el periodo 2012 - 2016 y ante la conexión de nuevos proyectos de demanda, se encontraron los resultados que se presentan en el formato 2 del Anexo. Los límites presentados en la tabla obedecen a las limitaciones descritas a continuación para las subestaciones más relevantes en cada área del STN. NOROCCIDENTE Área Antioquia

La oportunidad de conexión de demanda está restringida en escenarios de demanda máxima con despachos hidráulicos y máxima generación en el área de Antioquia.

En Ancón 230 kV y la Sierra 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 250 MW, restricción que se da por bajas tensiones que se presentan en las subestaciones ante contingencias N-1 de los circuitos Ancón ISA- Ancón EPM 230 kV y San Carlos – La Sierra 230 kV.

En Jaguas 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 280 MW, determinado por la capacidad de la línea Guatapé - Jaguas 230 kV, ante contingencia N-1 de un circuito Guatapé - Jaguas 230 kV.

Área Cerromatoso La oportunidad de conexión de demanda está restringida en escenarios de

demanda máxima con despachos hidráulicos (con mínima generación en la Costa y sin Gecelca) y mínima generación en Urrá, y considerando en servicio la conexión Chinú-Montería- Urabá a 220 kV.

En Cerromatoso 500 kV la demanda máxima en el año 2016 son 300 MW en vista de que el proyecto de interconexión Colombia-Panamá plantea una conexión inicial de esa capacidad al menos hasta el 2016.

En Cerromatoso 230 kV la oportunidad de conexión de demanda sin ICP es de 150 MW, por capacidad del transformador 500/230 kV de Cerromatoso, con ICP la oportunidad de conexión de demanda es de cero MW.

Área Córdoba-Sucre La oportunidad de conexión de demanda está restringida en escenarios de

demanda máxima con despachos hidráulicos (con mínima generación en la Costa y sin Gecelca) y mínima generación en Urrá, y considerando en servicio la conexión Chinú-Montería- Urabá a 220 kV.


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En Urrá sin ICP la oportunidad de conexión de demanda son 300 MW, restricción dada por la capacidad del transformador 500/230 kV de Cerromatoso y de la línea Urrá - Urabá 230 kV, ante una contingencia N-1 de la línea Montería-Urabá. En Urrá, con ICP, la oportunidad de conexión de demanda es de cero MW.

En Urabá la oportunidad de conexión de demanda es de cero MW, en un escenario de demanda máxima para un despacho térmico náximo en la Costa y sin generación en Urrá y Gecelca, considerando en servicio el enlace Chinú-Montería- Urabá a 220 kV, ante contingencia N-1 de la línea Urrá-Urabá en Urabá se presentarián condiciones de tensión inferiores a 0.9 p.u.

Área Bolivar -Atlántico La oportunidad de conexión de demanda está restringida en escenarios de

demanda máxima con despachos hidráulicos (con mínima generación en la Costa).

En Bolivar 220 kV y 500 kV la oportunidad de conexión de demanda son 500 MW, en Sabanalarga son 300 MW por capacidad de transformación 500/220 kV en Sabana, ante contingencia N-1 de un ATR 500/220 kV de Sabana.

Área Guajira-Cesar -Magdalena La oportunidad de conexión de demanda está restringida en escenarios de

demanda máxima con despachos hidráulicos (con mínima generación en la Costa, sin Termoguajira y Termocol). En Copey 500 kV y Cuestecitas 230 kV la oportunidad de conexión de demanda son 0 MW y 20 MW respecticvamente, por baja tensión en el área y sobrecarga del circuito Copey - Fundación 220 kV ante contingencias N-1 de las líneas Copey-Ocaña 500 kV y Cuestecitas – Valledupar 220 kV.

CENTRO Área Bogotá-Meta

La oportunidad de conexión de demanda está determinado por el escenario de máxima demanda en el área y despachos hidráulicos con máxima generación en el área de Bogotá, Guavio-Chivor y Pagua.

En Bacatá 230 kV la oportunidad de conexión de demanda son 200 MW por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea Bacatá-Primavera 500 kV.

En La Reforma 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es 150 MW, Bajas tensiones en la red de 115 kV del área del Meta ante contingencia N-1 del circuito Guavio - La Reforma 230 kV.

En Bacatá 500 kV la oportunidad de conexión de demanda es 100 MW por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea Bacatá-Primavera


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500 kV, en despachos térmicos con baja generación en Bogotá, Guavio-Chivor y Pagua.

En Chivor y Torca 230 kV la oportunidad de conexión de demanda son 500 MW y 200 MW respectivamente, sin embargo en Chivor no hay espacio para nuevas conexiones y en Torca 230 kV la restricción es de espacio para el acceso de nuevas conexiones a la subestación.

Área Tolima-Huila-Caqueta En La Mesa 230 kV con despacho hidráulico y demanda máxima, la

oportunidad de conexión de demanda es de 400 MW, restriccción dada por la capacidad de la línea La Guaca - La Mesa 230 kV ante contingencia N-1 de un circuito La Guaca - La Mesa 230 kV.

En San Felipe 230 kV con despacho térmico y demanda máxima, la oportunidad de conexión de demanda es de 100 MW, restriccción dada por estabilidad de tensión ante una contingencia N-1 de la línea Ibagué - La Mesa 230 kV.

En Ibagué 230 kV con despacho hidráulico y demanda máxima, la oportunidad de conexión de demanda es de 20 MW, restriccción dada por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea Ibagué - La Mesa.230 kV.

Área CQR La oportunidad de conexión de demanda está determinado por el escenario de

de máxima demanda en el área con despachos de máxima generación en San Carlos y toda la generación de La Miel. En Purnio y La Miel la oportunidad de conexión de demanda son 250 MW, en Purnio afectada por la entrada en servicio del ATR 230/115 kV en el año 2014. En La Miel 230 kV, se da el caso que sin programar generación adicional en el sistema, la conexión de demanda en la barra de 230 kV de la Miel se convierte en una carga que pasa a ser alimentada por la generación local, lo que representa una restricción para el sistema.

Área Nordeste La oportunidad de conexión de demanda está determinado por el escenario de

máxima demanda en el área y despachos hidráulicos con máxima generación en el área de Nordeste, Guavio-Chivor y Bogotá. En Sochagota 230 kV la oportunidad de conexión de Demanda son 120 MW, restricción dada por la condición de baja tensión en Sochagota ante contingencia N-1 de la línea Chivor-Sochagota 230 kV.

ORIENTE

La oportunidad de conexión de demanda está determinado por el escenario de máxima demanda en el área y despachos hidráulicos con máxima generación en Sogamoso, Nordeste, Guavio, Chivor y Bogotá.


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En Comuneros 230 kV y Guatiguará 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 400 MW, restricción para Comuneros dada por la capacidad de las líneas Barranca - Comuneros 230 kV y Barranca - Primavera 230 kV ante una contingencia N-1 del circuito Comuneros - Primavera 230 kV, y en el caso de Guatiguará por bajas tensiones ante una contingencia N-1 de la línea Guatiguará-Sogamoso 230 kV.

En Primavera 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 300 MW, restricción por regulación de tensión ante contingencia N-1 de la línea Malena -Primavera 230 kV.

En Ocaña 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 150 MW, restricción por sobrecarga del ATR 500/230 kV de Ocaña y tensión baja en la barra de 500 kV de Ocaña, ante contingencia N-1 del ATR 500/230 kV Ocaña.

En Ocaña 500 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 200 MW, restricción por tensión en Ocaña 500 kV de 0,95 p.u., ante contingencia N-1 de la línea Sogamoso - Ocaña 500 kV.

En San Mateo 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 200 MW, restricción por tensión en San Mateo 230kV de 0,9 p.u., ante contingencia N-1 de la línea Ocaña - San Mateo 230 kV.

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, la oportunidad de conexión de demanda adicional en las subestaciones de Toledo a Caño Limón es cero MW.

SUROCCIDENTE Área Cáuca – Nariño

La oportunidad de conexión de demanda está determinado por el escenario de máxima demanda en el área y despachos predominantemente térmicos y mínima generación en el Quimbo, el Valle, Huila Caqueta y Cauca – Nariño.

En Jamondino 230 kV, San Bernardino 230 kV y Páez 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de cero MW, por estabilidad de tensión, teniendo en cuenta la demanda del Ecuador.

Área Valle del Cáuca La oportunidad de conexión de demanda está determinado por el escenario de

máxima demanda en el área y despachos predominantemente térmicos y mínima generación en el Quimbo, el Valle, Huila Caqueta y Cauca – Nariño.

En San Marcos 230 kV y 500 kV la oportunidad de conexión de demanda es de cero MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 del ATR 500/230 kV de San Marcos.


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En Yumbo 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 50 MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea Esmeralda - Yumbo 230 kV.

Área Caldas-Quindio-Risaralda La oportunidad de conexión de demanda está determinado por el escenario de

máxima demanda en el área y despachos predominantemente térmicos y mínima generación en el área CQR, Valle, Huila Caqueta y Cauca – Nariño.

En La Virginia 230 kV y 500 kV la oportunidad de conexión de demanda es de cero MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 Virginia-San Carlos 500 kV.

En la Esmeralda 230 kV, La Enea 230 kV y La Hermosa 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es del orden de 80 MW, por estabilidad de tensión y cargabilidad de la red ante contingencia N-1 de las líneas Esmeralda -San Carlos 230 kV y La Esmeralda - La Hermosa 230 kV.

6.3 Cortocircuito En la ¡Error! No se encuentra el origen de la referencia. se resumen los niveles de cortocircuito para el año 2016 y la capacidad de cortocircuito de los equipos de patio de las subestaciones de ISA.

Tabla 6-1 Niveles de cortocircuito en kA, año 2016

Área Geográfica Subestación Falla Trifásica

Falla Monofásica

Capacidad de Cortocircuito

NORTE

Bolívar 230 kV 15,63 16,45 40,0 Bolívar 500 kV 4,63 4,37 40,0 Bosque 220 kV 10,97 10,17 40,0 Copey 500 kV 5,04 4,51 40,0 Cerromatoso 230 kV 8,24 9,60 20,0 Cerromatoso 500 kV 10,30 10,23 25,0 Chinú 500 kV 8,83 9,53 31,5 Cuestecitas 230 kV 4,78 6,21 31,0 Sabanalarga 500 kV 9,24 9,37 40,0 Urabá 230 kV 3,86 4,37 20,0 Urrá 230 kV 6,50 7,43 25,0


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Área Geográfica Subestación Falla Trifásica

Falla Monofásica

Capacidad de Cortocircuito

ORIENTE

Banadía 230 kV 1,37 1,52 12,5 Caño Limón 230 kV 0,94 1,14 12,5 Cira Infantas 230 kV 6,51 5,29 40,0 Comuneros 230 kV 10,85 10,76 20,0 Guatiguará 230 kV 16,00 14,39 40,0 Ocaña 230 kV 7,13 7,56 20,0 Ocaña 500 kV 5,78 5,00 40,0 Primavera 230 kV 21,92 22,35 31,5 Primavera 500 kV 15,23 12,95 40,0 San Mateo 230 kV 5,74 6,14 20,0 Samoré 230 kV 1,87 1,84 31,5 Toledo 230 kV 2,74 2,47 31,5

NOROCCIDENTE

Ancón Sur 230 kV 20,32 18,91 40,0 La Sierra 230 kV 18,44 18,19 31,5 Jaguas 230 kV 19,59 18,44 31,5 Porce III 500 kV 11,05 11,09 40,0 Purnio 230 kV 19,37 15,63 31,5 San Carlos 230 kV 39,53 46,97 63,0 San Carlos 500 kV 16,40 16,05 40,0

CENTRO

Bacatá 230 kV 25,91 26,23 40,0 Bacatá 500 kV 10,64 10,08 40,0 Chivor 230 kV 28,97 31,25 40,0 La Mesa 230 kV 24,92 24,26 26,2 La Reforma 230 kV 8,17 7,58 20,0 Mirolindo 230 kV 7,63 7,03 20,0 Betania 230 kV 13,25 15,40 40,0 San Felipe 230 kV 14,93 11,96 31,5 Sochagota 230 kV 12,02 11,67 40,0 Torca 230 kV 22,23 21,41 25,0

SUROCCIDENTE

Esmeralda 230 kV 19,76 18,95 31,5 Jamondino 230 kV 7,21 6,40 31,5 La Enea 230 kV 9,45 7,78 31,5 La Hermosa 230 kV 9,87 8,56 31,5 Miel 230 kV 17,33 17,33 40,0 Páez 230 kV 6,90 5,57 31,5 San Bernardino 230 kV

8,52 6,71 31,5

San Marcos 230 kV 18,31 18,78 31,5 San Marcos 500 kV 5,55 4,98 40,0 Virginia 230 kV 16,29 16,46 31,5 Virginia 500 kV 7,44 6,36 40,0 Yumbo 230 kV 18,89 18,67 31,5

En todas las subestaciones de ISA, hasta el año 2016, el nivel de corto no supera la capacidad de los equipos de patio. Las subestaciones La Mesa y Torca 230 kV son aquellas donde los equipos más se acercan a su capacidad de cortocircuito, con niveles cercanos al 89% en Torca y 95% en La Mesa. En San Carlos 230 kV y Chivor 230 kV se superas el 75% de su capacidad.


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7. CONCLUSIONES 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 todos los casos la evaluación de la capacidad instalable es individual. Las capacidades analizadas y resultantes del estudio son excluyentes, es decir, la generación adicional que se puede instalar en una subestación específica dentro de una zona, no garantiza la posibilidad de instalar generación adicional en otra subestación perteneciente a esta misma zona.

7.1 Conexión de Generación En términos generales las oportunidades de conexión de nuevos proyectos de generación en las subestaciones están determinas por despachos altos de todos los recursos de generación con los que se cuenta en el área y al mismo tiempo con escenarios de demanda mínima en el SIN, con lo cual se obtienen los mayores flujos por las líneas y transformadores del área, lo cual determina finalmente la oportunidad de conexión de nueva generación en la subestación. Las oportunidades de conexión de nuevos proyectos de generación en las subestaciones de ISA en el periodo 2012 - 2016 y algunas posibles soluciones a las restricciones son las siguientes, por áreas: Noroccidente

En las subestaciones de 500 kV se presentan oportunidades de conexión de generación entre 400 MW y 500 MW; la limitante final la imponen consideraciones de estabilidad del STN en 500 kV.

Con la generación ya instalada en el área, en la red de 230 – 220 kV las oportunidades de conexión de generación son: 500 MW en Ancón 230 kV, 250 MW en Jaguas 230 kV y 200 MW en Bolívar 220 kV.

En San Carlos 230 kV las oportunidades de conexión de generación es 0 MW, dado que no hay espacio físico para nuevas conexiones.


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En la Sierra 230 kV en escenarios de despachos térmicos con el máximo de generación en la Sierra, la oportunidad de conexión de generación adicional es de 50 MW, siendo que 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 50 MW en la subestaciones Urrá 230 kV y a 100 MW en Urabá 230 kV, restricción dada por la capacidad del transformador 500/230 kV – 360 MVA de Cerromatoso.

En la subestación Cerromatoso 230 kV la oportunidad de conexión de generación es cero MW, restricción por la capacidad del transformador 500/230 kV – 360 MVA de Cerromatoso 230 kV, considerando despachadas toda la generación de Urrá y de Gecelca 3.

En las subestaciones Bolivar 220 kV y 500 kV en despachos térmicos altos en la Costa y demanda mínima, la opotunidad de conexión de generación se limita es de a 200 MW en Bolívar 220 kV y 400 MW en Bolívar 500 kV, restricción que se da 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 que se presentan con la conexión de nueva generación, se presentan algunas posibles soluciones: reforzar la transformación 500/230 kV en Cerromatoso y Copey; reforzar el anillo a 220 kV en GCM, los enlaces Urrá - Urabá a 230 kV, La Sierra - San Carlos 230 kV, La Sierra – Purnio 230 kV y Jaguas -Guatapé 230 kV. Oriente

En el Oriente la oportunidad de conexión de generación está entre 400 MW y 500 MW, con excepción de Sogamoso 230 kV donde se limita a 120 MW por la capacidad de transformación 500/230 en esta subestación; en las subestaciones ubicadas en la línea desde Palos hasta Caño Limón 230 kV donde por capacidad de la línea, la oportunidad de conexión de generación se limita a 250 MW.

En la subestación Primavera 230 kV, la oportunidad de conexión de generación es de 320 MW, determinada por la capacidad del transformador 500/230 kV.

En la subestación Ocaña 230 kV, la oportunidad de conexión de generación es de 400 MW, determinada por la capacidad del ATR 500/230 kV.

Se observa la necesidad de refuerzos de transformación 500/230 kV en Primavera y Ocaña. Centro

La oportunidad de conexión de generación en esta área está 400 MW y 500 MW, con excepción de Torca 230 kV y Chivor 230 kV, por restricciones de


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acceso a la subestación Torca y de espacio para ampliaciones en Chivor 230 kV.

En la Miel 230 kV la oportunidad de conexión de generación es de 300 MW, limitada por la capacidad de las líneas La Miel – Purnio 230 kV ante contingencia N-1 de un circuito La Miel – Purnio 230 kV.

Se observa la necesidad de reforzar el corredor Purnio – La Miel. Suroccidente

En las subestaciones del área CQR la oportunidad de conexión de generación está entre 400 MM y 500 MW.

En las subestaciones del Valle del Cauca en escenarios de demanda máxima con despachos hidrotérmicos, la oportunidad de conexión de generación es cero MW, restricción dada por la capacidad del enlace Esmeralda- Yumbo 220 kV ante contingencia N-1 del ATR 500/230 kV de San Marcos. En Yumbo existe restricción para nuevas conexiones por el acceso a la subestación.

En San Bernardino 230 kV y Jamondino 230 kV, con la demanda de Ecuador, la oportunidad de conexión de generación es de 150 MW, situación que se presenta en escenario de demanda mínima y despachos con máxima generación en el Quimbo, en Betania, en Cauca- Nariño y el Valle, restricción dada por sobrecarga de la línea Alférez-Yumbo 230 kV ante una contingencia N-1 Jamondino - San Bernardino 230 kV. Con la demanda de Ecuador, la oportunidad de conexión de generación podría ser hasta 500 MW.

En Páez 230 kV, la oportunidad de conexión de generación es de 90 MW, limitada por sobrecarga de la línea Alférez-Yumbo 230 kV ante contingencia N-1 de la línea Juanchito - Paez 230 kV.

Se evidencia la necesidad de refuerzos de transformación 500/230 kV en San Marcos, de los enlaces Alférez – Yumbo 230 kV y San Marcos – Yumbo 230 kV.

7.2 Conexión de Demanda En términos generales las oportunidades de conexión de demanda en las subestaciones están determinas por despachos bajos de los recursos de generación con los que se cuenta en el área y al mismo tiempo con escenarios de demanda máxima en el SIN, con lo cual se obtienen los mayores flujos por las líneas y transformadores del área, lo cual determina finalmente la oportunidad de conexión de nueva generación en la subestación. En términos generales las oportunidades de conexión de nuevos proyectos de demanda en las subestaciones de ISA en el periodo 2012 - 2016 y algunas posibles soluciones a las restricciones son las siguientes:


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Noroccidente

La capacidad de conexión de demanda en las subestaciones a 500 kV del área está entre 150 MW y 500 MW. En las subestaciones de 230 kV se encuentran entre 150 MW y 300 MW. Con excepción de las subestaciones del área GCM, Cuestecitas ISA 220 kV y Copey 500 kV, donde es del orden de 20 MW por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima en el SIN y despachos hidráulicos y sin Termocol y Termoguajira.

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) y de la línea Urrá- Urabá 230 kV.

En el área de Antioquia la oportunidad de conexión de demanda está entre 250 MW y 280 MW.

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 el área Caribe, la oportunidad de conexión de demanda en las subestaciones Bolívar 220 kV y 500 kV es de 500 MW, en Sabana 300 MW y en Copey 500 kV es cero MW y Cuestecitas 220 kV es de 20 MW, determinado por las bajas tensiones en el área ante contingencias N-1 del losl circuitos Copey - Ocaña 500 kV y Cuestecitas – Valledupar 220 kV.

En algunos casos y condiciones se observa la necesidad de reforzar la red del STN, siendo mas evidente reforzar la transformación 500/230 kV en Cerromatoso y Copey; reforzar el anillo a 220 kV de GCM, el enlace Urrá – Urabá 230 kV, el enlace San Carlos - La Sierra 230 kV. En el área GCM se recomienda la ubicación de un SVC para control de tensión. Oriente

En Sogamoso 230 kV y 500 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 500 MW

En las subestaicones Comuneros 230 kV y Guatiguará 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 400 MW.

En las subestaicones Primavera 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 300 MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea Malena -Primavera 230 kV.

En Ocaña 500 kV y San Mateo 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 200 MW. Se observa tensión 0,95 p.u en Ocaña 500 kV ante contingencia N-1 Sogamoso - Ocaña 500 kV, y 0,9 p.u en San Mateo 230kV por contingencia N-1 Ocaña - San Mateo 230 kV.

En Primavera 500 kV y Ocaña 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 100 MW 150 MW. Por estabilidad de tensión ante contiengencia N-1


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Bacatá -Primavera 500 kV para el caso de Primavera, y contingencia N-1 del ATR 500/230 kV Ocaña para el caso de Ocaña 230 kV.

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, la oportunidad de conexión de demanda en las subestaciones de Toledo a Caño Limón es cero MW.

Se evidencia la necesidad de instalar en el área FACTS para soporte de tensión. Centro

En Bacatá 230 kV y 500 kV la oportunidad de conexión de demanda son 200 MW y 100 MW, restricción por estabilidad de tensión en despachos térmicos y demanda máxima, ante contingencias N-1 de la línea Bacatá-Primavera 500 kV.

En Sochagota 230 kV la oportunidad de conexión de demanda son 120 MW, por baja tensión en Sochagota ante contingencia N-1 de la línea Chivor-Sochagota 230 kv en despachos hidráulicos y demanda máxima.

En La Reforma 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es 150 MW, por bajas tensiones en la Reforma ante contingencia N-1 de la línea Guavio-La Reforma 230 kV en despachos hidráulicos y demanda máxima.

En Ibagué 230 kV la oportunidad de conexión de demanda son 20 MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea Ibagué - La Mesa 230 kV en despachos hidráulicos y demanda máxima.

En San Felipe 230 kV la oportunidad de conexión de demanda son 100 MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea San Felipe- Miel 230 kV en despachos hidráulicos y demanda máxima.

En La Miel 230 kV y Purnio 230 kV la oportunidad de conexión de demanda son 250 MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea La Miel - Purnio 230 kV en despachos hidráulicos y demanda máxima. En La Miel la demanda está limitada por el despacho que se tenga de las unidades de generación local.

En La Mesa 230 kV la oportunidad de conexión de demanda son 400 MW, por capacidad del enlace la Guaca - La Mesa 230 kV ante contingencia N-1 la Guaca - La Mesa 230 kV en despachos hidráulicos y demanda máxima.

Se observa la necesidad de instalar FACTS en el área de Bogotá para soporte de tensión y refuerzos en de transmisión entre La Miel y Purnio, tambien con la Reforma.


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Suroccidente En la Enea 230 kV , Esmeralda 230 kV y La Hermosa 230 kV la oportunidad de

conexión de demanda es del orden de 80 MW, restricción por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y despacho térmico.

En La Virginia 230 kV y 500 kV la oportunidad de conexión de demanda es cero MW, restricción por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y despacho despacho térmico, ante contingencia N-1 de la línea Virginia-San Carlos 500 kV.

En San Marcos 230 kV y 500 kV la oportunidad de conexión de demanda es de cero MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 del ATR 500/230 kv de San Marcos.

En Yumbo 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de 50 MW, por estabilidad de tensión ante contingencia N-1 de la línea Esmeralda - Yumbo 230 kV.

En Jamondino 230 kV, San Bernardino 230 kV y Páez 230 kV la oportunidad de conexión de demanda es de cero MW, por estabilidad de tensión, sin tener en cuenta la demanda del Ecuador.

Se evidencia la necesidad de refuerzos en transmisión en el suroccidente, refurzos de transformación 500/230 kV en el Valle y FACTs para soporte de tensión en el área.

7.3 Cortocircuito Los resultados de cortocircuito en las subestaciones de ISA indican un nivel inferior a la capacidad de corto los equipos de las subestaciones, excepto en las subestaciones Torca y La Mesa 230 kV, en las que los niveles de corto son el 89% y 95% respectivamente de su capacidad de corto circuito de 25 kA en Torca y 26.2 kA en La Mesa. En San Carlos 230 kV y Chivor 230 kV se superas el 75% de su capacidad. Nuevas conexiones a estas subestaciones se deben analizar, por lo que se aumenta el nivel de corto en las subestaciones y se superaría la capacidad de corto de los equipos.

7.4 Anexos En el documento anexo con el Formato 1 -Información de Planeamiento Transmisores, se indica para cada subestación la disponibilidad de espacio para futuras ampliaciones y el tipo de configuración de la subestación. De manera que los resultados del estudio de oportunidad de conexión de generación y demanda que se obtiene de las simulaciones de flujos de carga, en caso de llegarse a presentar un proyecto basado en estos resultados, se deben complementar con la información de espacios disponibles y posibilidades de ampliación que se muestran en el Formato 1.


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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 2011 – 2025.

9. Diagnóstico y Plan de Obras Electricaribe – Presentación en power point de Gas Natural Fenosa- 24 de Febrero del 2012.

10. Alcance de los Estudios de Oportunidades de Conexión – Visión UPME, Enero 2011


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ANEXO

estudio oportunidades de conexiÓn 2012 – 2016

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