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PLAN DE EXPANSIÓN

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CELSIA COLOMBIA S.A. E.S.P.

PLAN DE EXPANSIÓN DEL OPERADOR DE RED CELSIA COLOMBIA EN EL DEPARTMAENTO DEL VALLE DEL CAUCA

2020 – 2029

PLANEACIÓN RED Y ESTUDIOS [email protected]

CELSIA COLOMBIA S.A E.S.P

Yumbo, Junio de 2020

mailto:[email protected]

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TABLA DE CONTENIDO Pág. N°

1 INTRODUCCIÓN 5

2 ASPECTOS GENERALES 5

2.1 CRITERIOS TÉCNICOS 5 2.2 CRITERIOS ECONÓMICOS 7

2.3 ESCENARIOS DE GENERACIÓN 9 2.4 PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 11

2.5 INFORMACIÓN DE RED EXISTENTE 11 2.6 COSTOS 11

3 INFORMACIÓN BÁSICA Y SUPUESTOS 12

3.1 DIAGRAMAS DESCRIPTIVOS DE LOS PROYECTOS 13

3.1.1 MODIFICACIONES EN SUBESTACIÓN CODAZZI 115 KV 13 3.1.2 SECCIONAMIENTO DE LAS BARRAS DE LAS SUBESTACIONES

GUACHAL Y TERMOYUMBO 115 KV 14

3.1.3 MODIFICACIONES EN SUBESTACIÓN ALFEREZ II 115 KV 15 3.1.4 SUBESTACION ESTAMBUL 220/115 KV 16

3.1.5 SUBESTACION TULUÁ II 220/115 KV 17 3.1.6 SUBESTACION PALMIRA 220/115 KV 20

3.1.7 SUBESTACION YOTOCO 220/115 KV 22 3.1.8 SUBESTACION ZARZAL II 500/220/115 KV 24

3.1.9 SUBESTACION CARMELO 220 KV 27 3.1.10 SUBESTACION ANDALUCIA 115 KV 29 3.1.11 SUBESTACION LAS PALMAS 115 KV 30

3.1.12 SUBESTACION LAS ROZO 115 KV 32

3.2 PARÁMETROS TÉCNICOS Y ELÉCTRICOS DE EQUIPOS 33

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ÍNDICE DE TABLAS

Pág. N° Tabla 1 Pérdidas reconocidas por nivel de tensión. ................................................ 7

Tabla 2. Características estándar de transformadores. ........................................... 7 Tabla 3. Generación Promedio Despacho Central y menores en MWh. ................. 9 Tabla 4.Listado de nueva generación en la zona del Valle Del Cauca. ................. 10 Tabla 5. Listado de proyectos. .............................................................................. 12

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ÍNDICE DE FIGURAS Pág. N°

Figura 1. Diagrama unifilar de la red del Valle Del Cauca. .................................... 12

Figura 2. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Codazzi. ................ 13 Figura 3. Diagrama unifilar subestación Codazzi. ................................................. 13 Figura 4. Diagrama unifilar de las subestaciones Guachal 1 y Guachal 2. ........... 14 Figura 5. Diagrama unifilar de las subestaciones Termoyumbo 1 y Termoyumbo 2. .............................................................................................................................. 14

Figura 6. Diagrama unifilar de la conexión de la subestación Alférez Il. ............... 15 Figura 7. Diagrama unifilar subestación Alférez II. ................................................ 15 Figura 8. Ubicación geográfica de la subestación Estambul 220/115 kV .............. 16

Figura 9. Diagrama unifilar de la conexión de la subestación Estambul. .............. 17 Figura 10. Diagrama unifilar subestación Estambul. ............................................. 17 Figura 11. Ubicación geográfica de la subestación Tuluá II. ................................. 18

Figura 12. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Tuluá II. ............... 19 Figura 13. Diagrama unifilar subestación Tuluá II. ................................................ 19 Figura 14. Ubicación geográfica de la subestación Palmira. ................................. 20

Figura 15. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Palmira. ............... 20 Figura 16. Diagrama unifilar subestación Palmira. ................................................ 21

Figura 17. Ubicación geográfica de la subestación Yotoco. .................................. 22 Figura 18. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Yotoco. ................ 23 Figura 19. Diagrama unifilar subestación Yotoco. ................................................. 23

Figura 20. Ubicación geográfica de la subestación Zarzal. ................................... 24

Figura 21. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Zarzal II. .............. 25 Figura 22. Diagrama unifilar subestación Zarzal II. ............................................... 25 Figura 23. Ubicación geográfica de la subestación Carmelo. ............................... 27

Figura 24. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Carmelo. ............. 27 Figura 25 Diagrama unifilar subestación Carmelo. ................................................ 28

Figura 26. Ubicación geográfica de la subestación Andalucia. ............................. 29 Figura 27. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Andalucía. ........... 30 Figura 28. Ubicación geográfica de la subestación Palmas. ................................. 31 Figura 29. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Palmas. ............... 32

Figura 30. Ubicación geográfica de la subestación Rozo. ..................................... 32 Figura 31. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Rozo. .................. 33

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1 INTRODUCCIÓN Este documento contiene la propuesta del Plan de Expansión de Transmisión del Valle del Cauca para el período 2020 – 2029; es decir, las obras que se deben realizar con el fin de satisfacer la demanda existente y la conexión de los nuevos de proyectos de expansión en generación Las obras recomendadas permiten cumplir con los estándares técnicos y regulatorios, garantizando el beneficio económico para los usuarios y para el sistema eléctrico del Valle del Cauca, de acuerdo con lo establecido en el Código de Redes Resolución CREG 025 de 1995, el Reglamento de Distribución resolución CREG 070 de 1998, la resolución CREG 015 de 2018 y demás normas aplicables Este documento hace referencia al Sistema de Transmisión Nacional (STN) y Sistema de Transmisión Regional (STR).

2 ASPECTOS GENERALES

De acuerdo con lo definido por la regulación vigente en los códigos de conexión y redes para la elaboración del plan de expansión se debe cumplir con criterios técnicos y financieros que garanticen la prestación de un servicio con calidad y confiabilidad y que a la vez sea económicamente viable para el sistema, lo cual rige para todas las inversiones incluidas en este plan de expansión.

2.1 Criterios Técnicos

Para la elaboración del planeamiento se definen elementos aplicables a los análisis de estado estable y de estado transitorio y también índices de confiabilidad con los cuales se mide si el suministro de energía es el adecuado. Calidad De acuerdo con el Código de Red, la tensión en barras no debe ser inferior al 90% ni superior al 110% del valor nominal y en el STN no debe ser inferior al 95% ni superior al 110% del valor nominal. Seguridad No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores en condiciones normales de operación. La Cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y para las líneas como el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, el límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad.

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Confiabilidad Se usa el método determinístico, basado en el criterio N-1 y el método probabilístico N-k, de acuerdo con lo dispuesto en la resolución CREG 044-2013, en el cual el sistema debe ser capaz de transportar dentro de los rangos de operación, la energía que necesita la demanda ante la indisponibilidad de un elemento del sistema. Ampliación en Transformación Para determinar las necesidades de ampliación en las transformaciones, se considera que no se debe presentar sobrecarga en los transformadores en condición normal de operación ni en condición de contingencia (criterio N-1). Niveles de Corto Circuito Se revisan los niveles de cortocircuito teniendo en cuenta la capacidad nominal de los interruptores y la corriente nominal de los transformadores de corriente existentes y las condiciones del sistema en el escenario de planeacion. La base de datos de estos equipos se encuentra en permanente actualización y revisión por parte de los operadores de red. Posición de Taps Los taps de los transformadores deben ubicarse en una posición tal que se obtenga un voltaje cercano a 1.0 p.u. (vigilando que se encuentre en el rango recomendado por Operación) en el nivel de tensión a controlar, que generalmente es el de baja tensión. Aca deberíamos mencionar algo de los transformadores desfasadores, que dentro del escenario de evaluación de este plan ya entraran en operación. Pérdidas de Energía Al desarrollar el plan de expansión se busca disminuir las pérdidas técnicas de energía mediante las siguientes alternativas:

• Cambios de calibre de conductores.

• Reubicación de subestaciones existentes.

• Ampliaciones de capacidad de transformación en subestaciones existentes.

• Determinación de nuevas subestaciones.

• Construcción de nuevos circuitos.

A continuación, se presentan los últimos valores de referencia de pérdidas reconocidas. Cabe aclarar que estos valores no implican un tope máximo o mínimo para definir proyectos de expansión o factibilidad de conexión de usuarios.

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Tabla 1 Pérdidas reconocidas por nivel de tensión.

Nivel de Tensión

Tensión [kV]

Porcentaje Reconocido

2 13.2 1.43

3 34.5 1.82

4 115 0.485

Características estándar de transformadores

Tabla 2. Características estándar de transformadores.

Tipo Relación de

Transformación [kV] Potencia Máxima [MVA]

Impedancia [%]

Grupo de Conexión

Taps

Conexión al STN (Cartago ó Alférez) 220/115 3x50 15 YNyn0 ±10

1.25%

Conexión al STN (San Marcos) 220/115 3x50 10 YNyn0 ±10

1.25%

Conexión al STN (Juanchito, Pance, Yumbo)

220/115 90 9.3 YNyn0 ±10

1.25%

Conexión al STR 115/34.5 60 10 YNyn0 ±10

1.25%

Conexión al STR 115/13.2 15 ó 25 10 Dyn1 ±10

1.25%

Conexión al SDL 34.5/13.2 5.25 ó 12.5 8 Dyn1 ±2

2.5%

2.2 Criterios Económicos

Los nuevos proyectos surgen cuando se detectan necesidades o señales de problemas de tipo técnico en el sistema en el mediano y largo plazo, tales como sobrecargas, bajos niveles de voltaje, incremento de pérdidas, confiabilidad, nuevos proyectos de demanda o generación, entre otros. En estos casos se formulan y evalúan diferentes alternativas las cuales deben solucionar sus necesidades y además ser viables desde el punto de vista económico-financiero para la demanda, estas evaluaciones se realizan con los costos de Unidades Constructivas definidos por la CREG en la resolución 015 de 2018. Para cada nuevo proyecto se identifican los diferentes beneficios y costos que pueda generar y estos se involucran en un flujo de fondos para el período de vida útil del proyecto (25 años). A continuación, se listan los distintos criterios y variables consideradas en el análisis. Costos:

• Inversión de nuevos proyectos.

• Administración, operación y mantenimiento (AOM) del proyecto

correspondiente porcentaje establecido en la regulación vigente.

• Otros costos relacionados con la entrada en operación del proyecto.

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Beneficios:

• Reducción de pérdidas, valorado con los componentes G + T + D de la tarifa.

• Reducción de restricciones, valorado con el costo de restricción (diferencia

entre la reconciliación positiva y el precio de bolsa), para los casos en que

exista generación de seguridad que mitigue el efecto de las contingencias.

• Reducción del racionamiento en operación normal y/o contingencia (energía

no suministrada ENS), valorado con el costo de racionamiento CRO

correspondiente al porcentaje de demanda racionado respecto a la demanda

del Valle, para los casos en que no exista generación de seguridad que

mitigue el efecto de las contingencias.

• Ahorro en inversión correspondiente a activos que no se requieren con la

ejecución del nuevo proyecto.

• Ahorro en AOM de los activos que no se requieren con la ejecución del nuevo

proyecto.

Criterios de Decisión Los criterios básicos para utilizar en la evaluación de proyectos consideran los siguientes indicadores:

• Tasa interna de retorno del proyecto (TIR): Es la tasa de interés a la cual se

igualan los costos y los beneficios del proyecto, es decir la tasa a la cual el

Valor Presente Neto del proyecto se iguala a cero.

• Valor presente Neto del Proyecto (VPN): Es el valor actualizado de los

beneficios y los costos de oportunidad de capital involucrado en el proyecto.

• Relación Beneficio – Costo (B/C): Es el cociente del valor actualizado de los

beneficios, sobre el valor actualizado de los costos de inversión.

Los criterios anteriormente mencionados deben cumplir las siguientes condiciones:

• TIR debe ser mayor a la tasa de oportunidad del negocio (WACC aprobado

por la CREG)

• VPN debe ser mayor a cero

• B/C debe ser mayor a uno, entre mayor sea esta relación mayor prioridad

tiene el proyecto

•

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2.3 Escenarios de Generación

Un escenario de generación hace referencia al valor de potencia que se considera están generando las plantas de una zona para los análisis de flujo de carga y contingencias; en este caso se hace referencia a las plantas de generación de influencia del Valle de Cauca. Este escenario trata de simular las condiciones de carga más frecuentes (despacho histórico) a las que se ve sometido el sistema eléctrico del Valle del Cauca. Para realizar los análisis de las alternativas identificadas anteriormente, se establecieron diferentes escenarios de generación (típico, mínimo, máximo y térmico) en los cuales se considera:

• La generación de las plantas de Alto y Bajo Anchicayá, Salvajina, Calima,

TermoEmcali y TermoValle depende del despacho central asociado al

mercado mayorista.

• La generación de las Pequeñas Centrales Hidroeléctricas de Nima, Rio Frío,

Rumor, Amaime, Tuluá Alto y Bajo dependen del efecto climático sobre la

hidrología.

• La cogeneración de Incauca, Mayaguez, Riopaila y Providencia depende

entre otros aspectos, de los excedentes de producción de posean estos

ingenios azucareros.

Tabla 3. Generación Promedio Despacho Central y menores en MWh.

PROYECTO GENERACIÓN [MWh]

Máxima Media Mínima Fenómeno del niño

ALBAN 429 270 20 0

CALIMA 102 70 60 64

SALVAJINA 283 192 610 0

QUIMBO 277 181 83 50

BETANIA 514 344 60 60

TERMOVALLE 240 150 0 240

TERMOEMCALI 200 90 0 200

Total, CELSIA 2045 1297 833 614

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Adicionalmente se consideran los siguientes nuevos proyectos de generación que han solicitado conexión en la zona. Los cuales llegan a generar 2.6 GW de energía:

Tabla 4.Listado de nueva generación en la zona del Valle Del Cauca.

Subestación Nivel de

Tensión (kV) Potencia

Total [MW] Tecnología

Fecha de Entrada en Operación

ESTADO

PACIFICO 220 150 TÉRMICA 2023 Concepto aprobado por UPME

CARTAGO 220 99 SOLAR 2020 Concepto aprobado por UPME

PALMASECA 34.5 28 SOLAR 2021 Concepto aprobado por UPME

SE ENLACE PICHICHÍ 34.5 17 TÉRMICA 2021 Concepto aprobado por UPME

CARMELO 34.5 9.9 SOLAR 2019 Concepto aprobado por UPME

ZARZAL 34.5 39.8 SOLAR 2021 Concepto aprobado por UPME

LA PAILA 34.5 9.9 SOLAR 2021 Concepto aprobado por UPME

ANDALUCIA 34.5 9.9 SOLAR 2021 Concepto aprobado por UPME

GUACHAL 115 40 TÉRMICA 2019 Concepto aprobado por UPME

TABOR 115 80 TERMICA 2021 Concepto aprobado por UPME

PAPELES DEL CAUCA 13.2 9.9 TERMICA 2019 Concepto aprobado por UPME

LINEA SAN MARCOS - CODAZZI 115 70 SOLAR 2021 Enviado a UPME

LA UNIÓN 34.5 39.8 SOLAR 2021 Enviado a UPME

LA VICTORIA 34.5 19.9 SOLAR 2021 Enviado a UPME

ZARZAL 115 19.9 SOLAR 2021 Enviado a UPME

COSTA RICA 34.5 9.9 SOLAR 2020 Enviado a UPME

EL CARMELO 34.5 79.6 SOLAR 2020 Enviado a UPME

EL CERRITO 34.5 59.7 SOLAR 2021 Enviado a UPME

JAMUNDÍ 34.5 19.9 SOLAR 2020 Enviado a UPME

PAPEL CAUCA 13.8 19.9 SOLAR 2020 Enviado a UPME

PALO BLANCO 34.5 29.7 SOLAR 2020 Enviado a UPME

BUGA 34.5 9.9 SOLAR 2020 Enviado a UPME

EL LAGO 34.5 19.8 SOLAR 2020 Enviado a UPME

LEVAPAN 34.5 9.9 SOLAR 2020 Enviado a UPME

GUACHAL 115 19.8 SOLAR 2021 Enviado a UPME

GUACHAL 115 19.9 SOLAR 2021 Enviado a UPME

TERMOYUMBO 115 19.9 SOLAR 2020 Enviado a UPME

SUCROMILES 34.5 19.9 SOLAR 2020 Enviado a UPME

PALMASECA 34.5 19.9 SOLAR 2020 Enviado a UPME

ING MARIA LUISA 34.5 2.2 TÉRMICA 2019 Enviado a UPME

ING MARIA LUISA 34.5 2.5 TÉRMICA 2020 Enviado a UPME

VIJES 34,5 39.8 SOLAR 2022 Enviado a UPME

PALMAS 34,5 79.6 SOLAR 2023 Enviado a UPME

PALMAS 115 19.9 SOLAR 2023 Enviado a UPME

TOLUVIEJO 220 150 SOLAR 2022 Enviado a UPME

PAPEL CAUCA 115 140 SOLAR 2021 Enviado a UPME

CANDELARIA 115 5 TERMICO 2020 Realizando Estudio de Conexión

ANSERMANUEVO 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

URB PEREIRA 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

ANDALUCÍA 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

ROZO 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

LOBOGUERRERO 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

BITACO 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

CERRITO 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

SANTA BARBARA 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

CANDELARIA 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

ZARZAL 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

UNIÓN 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

JUANCHITO 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

JAMUNDÍ 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

VINCULO 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

PANCE 34.5 19.9 SOLAR 2022 Realizando Estudio de Conexión

BUGA 115 50 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

TULUÁ 115 50 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

CERRITO 115 99.9 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

SANTA BARBARA 115 99.9 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

CANDELARIA 115 99.9 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

ZARZAL 115 99.9 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

LA UNIÓN 115 99.9 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

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JUANCHITO 115 99.9 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

JAMUNDÍ 115 99.9 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

PANCE 115 99.9 SOLAR 2025 Realizando Estudio de Conexión

2.4 Proyección de la demanda

En la siguiente tabla se muestra las proyecciones de demanda tenidas en cuenta en la realización del presente estudio con la tasa de crecimiento del escenario medio de la UPME actualizado a octubre del 2019.

2.5 Información de Red Existente

El STR del Valle del Cauca está dividido en siete regiones y esta división obedece a la búsqueda de optimización en los procesos de operación y mantenimiento y al área de cobertura de los operadores de red presentes en la extensión geográfica del departamento del Valle del Cauca. Estas regiones son: Norte, Sur, Centro, Pacífico, EMCALI, CETSA y EMCARTAGO. En el nivel de 220 kV se tienen las subestaciones Yumbo (4x90 MVA), San Marcos (2x168 MVA), Alférez II (2x168 MVA), Cartago (2x168 MVA), Juanchito (3x90 MVA) y Pance (4x90 MVA), las cuales alimentan al sistema de 115 kV que interconecta todo el Valle del Cauca, por lo que se busca ampliar este número de subestaciones que alimenten al sistema de 115 kV. En el nivel de 115 kV el Valle del Cauca cuenta con un sistema anillado entre subestaciones y circuitos dobles, con excepción de las subestaciones de Málaga y Codazzi, la cual están alimentadas radialmente a través de circuitos sencillos en 115 kV.

2.6 Costos

Para determinar los costos de inversión requeridos para los nuevos proyectos se trabaja con las Unidades constructivas definidas y los costos índice aprobados por la CREG en la Resolución 015 de 2018 para los niveles de tensión 4, 3, 2 y elementos constitutivos de redes de nivel de tensión 1. Para proyectos del STN se emplearon los costos definidos en la Resolución CREG 011 de 2008. No obstante, en los casos que se presenten sobrecostos debidos a aspectos prediales, sociales, ambientales o constructivos, se utilizarán estos costos y se definirá si CELSIA COLOMBIA tiene interés en ejecutarlo o si el proyecto debe presentarse a convocatoria de acuerdo con lo indicado en la resolución CREG 024-2013 y la demás normativa que aplique.

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3 INFORMACIÓN BÁSICA Y SUPUESTOS

En el estudio de conexión del plan de expansión se ha evidenciado la necesidad de fortalecer la infraestructura en transmisión de la energía eléctrica en el Valle Del Cauca por medio de los siguientes proyectos:

Tabla 5. Listado de proyectos.

Nombre del proyecto Fecha de entrada en operación

Modificaciones en subestación Codazzi 115 kV Fecha entrada en operación 2023

Modificaciones en subestación Alférez II 115 kV Fecha entrada en operación 2023

Seccionamiento de la subestación Guachal y Termoyumbo Fecha entrada en operación 2023

Subestación Estambul 220/115 kV (conexión al STN sector la Dolores) Fecha entrada en operación 2025

Subestación Tuluá II 220/115 kV (sector norte – Aguaclara) Fecha entrada en operación 2025

Subestación Palmira 220/115 kV (conexión al STN al circuito Tesalia-Alférez) Fecha entrada en operación 2025

Subestación Yotoco 220/115 kV Fecha entrada en operación 2025

Subestación Zarzal II 500/220/115 kV Fecha entrada en operación 2025

Subestación Carmelo 220 kV (conexión al STN al circuito Juanchito-Alférez II) Fecha entrada en operación 2025

Figura 1. Diagrama unifilar de la red del Valle Del Cauca.

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3.1 Diagramas descriptivos de los proyectos

3.1.1 MODIFICACIONES EN SUBESTACIÓN CODAZZI 115 kV En el año 2023 la Subestación Codazzi 115 kV ubicada en inmediaciones del municipio de Palmira, departamento del Valle del Cauca. Se le realizará la normalización de las bahías de los circuitos San Marcos-Codazzi 2 y Santa Bárbara-Codazzi 2, para evitar bajas tensiones en Palmira ante contingencia N-1 en los circuitos de 115 kV actuales, también se realizará el cambio de barraje de barra sencilla a doble convencional, con el acople de barras convencional y la protección diferencial de barras. En la Figura 2 y Figura 3, se muestra el diagrama unifilar y de conexión de la subestación Codazzi con dichos cambios.

Figura 2. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Codazzi.

Figura 3. Diagrama unifilar subestación Codazzi.

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3.1.2 SECCIONAMIENTO DE LAS BARRAS DE LAS SUBESTACIONES GUACHAL Y TERMOYUMBO 115 kV

En el año 2025 con la entrada del proyecto de la subestación Estambul 220/115 kV, se realizará el seccionamiento de las barras de las subestaciones Guachal y Termoyumbo 115 kV para dar como resultado las 4 nuevas subestaciones independientes Guachal 1, Guachal 2, Termoyumbo 1 y Termoyumbo 2. En las Figura 4 y Figura 5 se muestra el diagrama unifilar de como quedaran distribuidas las nuevas subestaciones. No obstante, y con el fin de evitar el desarrollo de obras simultáneas se solicita que los nuevos acoples de barras entren en servicio en el año 2023 y en el 2025 se realice la separación definitiva de las subestaciones.

Figura 4. Diagrama unifilar de las subestaciones Guachal 1 y Guachal 2.

Figura 5. Diagrama unifilar de las subestaciones Termoyumbo 1 y Termoyumbo 2.

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3.1.3 MODIFICACIONES EN SUBESTACIÓN ALFEREZ II 115 kV En el año 2023 la Subestación Alférez II 115 kV ubicada en el sur de la ciudad de Cali en el Valle del Cauca. Se le realizará la instalación de dos circuitos de 115 kV adicionales, reconfigurando las Líneas Alférez I y Meléndez. En la Figura 6 y Figura 7, se muestra el diagrama unifilar y de conexión de la subestación Alférez II con dichos cambios.

Figura 6. Diagrama unifilar de la conexión de la subestación Alférez Il.

Figura 7. Diagrama unifilar subestación Alférez II.

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3.1.4 SUBESTACION ESTAMBUL 220/115 KV La Subestación Estambul 220/115 kV se ubicará en inmediaciones del corregimiento de la Dolores, municipio de Palmira departamento del Valle del Cauca a 1001 metros sobre el nivel del mar. En la Figura 8 se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Estambul 220/115 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto. Se adelantará la parte del STR del proyecto para el año 2023 para dar solución a las contingencias y problemas de demanda que se presentan en el área del centro del Valle del Cauca.

Figura 8. Ubicación geográfica de la subestación Estambul 220/115 kV

De acuerdo con los análisis técnicos, se ha encontrado que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 220 kV con los circuitos Yumbo-Alférez II y San Marcos-Carmelo, los

cuales pasan por la zona (aproximadamente a 500 m).

• A nivel de 115 kV con los circuitos San Luis-Juanchito 1 y 2, y San Luis-

Termoyumbo 1 y 2 y una nueva línea Palmaseca-Estambul 115 kV. Los cuales

pasan por la zona (aproximadamente a 1 km).

• En cuanto a transformación se requerirían dos bancos de 150 MVA compuestos

por unidades monofásicas de 50 MVA de acuerdo con el estándar establecido

por CELSIA, más una unidad monofásica de reserva.

Doble circuito San Luis-Termo Yumbo 115 kV

Doble circuito San Luis-Juanchito 115 kV

Circuito Yumbo-Alférez 220 kV

Circuito San Marcos-Juanchito 220 kV

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A continuación, en la Figura 9 y Figura 10 se presentan el diagrama unifilar de la zona del proyecto y la conexión al sistema de este.

Figura 9. Diagrama unifilar de la conexión de la subestación Estambul.

Figura 10. Diagrama unifilar subestación Estambul.

3.1.5 SUBESTACION TULUÁ II 220/115 KV

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La Subestación Tuluá II 220/115 kV se ubicará en inmediaciones del municipio de Tuluá, departamento del Valle del Cauca a 970 metros sobre el nivel del mar. En la Figura 11 se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Tuluá II 220/115 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto.

Figura 11. Ubicación geográfica de la subestación Tuluá II.

De acuerdo con los análisis técnicos, se ha encontrado que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 220 kV con el doble circuito Cartago-San Marcos, los cuales pasan

por la zona (aproximadamente a 500 m).

• A nivel de 115 kV con el doble circuito Buga – Tuluá, los cuales pasan por la

zona (aproximadamente a 200 m).





Doble circuito Buga-Tuluá 115 kV

Doble circuito Cartago- San Marcos 220 kV

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Figura 12. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Tuluá II.

Figura 13. Diagrama unifilar subestación Tuluá II.

PLAN DE EXPANSIÓN

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3.1.6 SUBESTACION PALMIRA 220/115 KV La Subestación Palmira 220/115 kV se ubicará en inmediaciones del municipio de Palmira, departamento del Valle del Cauca a 1000 metros sobre el nivel del mar. En la Figura 14 se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Palmira 220/115 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto.

Figura 14. Ubicación geográfica de la subestación Palmira.

De acuerdo con los análisis, se encontró que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 220 kV con el doble circuito Alférez - Teselia, los cuales pasan por la

zona (aproximadamente a 15 km).

• A nivel de 115 kV con el doble circuito Codazzi – San Marcos, los cuales pasan






Figura 15. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Palmira.

Doble Circuito Codazzi- San Marcos 115 kV

Doble circuito Alférez - Teselia 220 kV

PLAN DE EXPANSIÓN

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Figura 16. Diagrama unifilar subestación Palmira.

PLAN DE EXPANSIÓN

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3.1.7 SUBESTACION YOTOCO 220/115 KV La Subestación Yotoco 220/115 kV se ubicará en inmediaciones del municipio de Yotoco, departamento del Valle del Cauca a 1400 metros sobre el nivel del mar. En la Figura 17 se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Yotoco 220/115 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto. Se adelantará la parte del STR del proyecto para el año 2023 para dar solución a las contingencias y problemas de demanda que se presentan en el área de Buga en sus circuitos del SDL.

Figura 17. Ubicación geográfica de la subestación Yotoco.

De acuerdo con los análisis, se encontró que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 220 kV con el doble circuito Cartago – San Marcos, los cuales pasan

por la zona (aproximadamente a 2 km).

• A nivel de 115 kV con el doble circuito Calima – Buga, los cuales pasan por la






Doble Circuito Calima - Buga 115 kV

Doble Circuito Cartago – San Marcos 220 kV

PLAN DE EXPANSIÓN

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Figura 18. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Yotoco.

Figura 19. Diagrama unifilar subestación Yotoco.

PLAN DE EXPANSIÓN

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3.1.8 SUBESTACION ZARZAL II 500/220/115 KV La Subestación Zarzal 500/220/115 kV se ubicará en inmediaciones del municipio de Zarzal, departamento del Valle del Cauca a 900 metros sobre el nivel del mar. En la Figura 20 se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Zarzal 500/220/115 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto. Dependiendo de la cercanía con la que se ubique este proyecto con respecto a la población, no sería necesario el desarrollo de la subestación Andalucía 115 kV.

Figura 20. Ubicación geográfica de la subestación Zarzal.

De acuerdo con los análisis, se encontró que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 500 kV con el circuito Virginia – San Marcos y el circuito Virginia -

Alférez, los cuales pasan por la zona (aproximadamente a 15 km).

• A nivel de 220 kV con el doble circuito Cartago – San Marcos, los cuales pasan


• A nivel de 115 kV con el doble circuito Zarzal – Tuluá, los cuales pasan por la


Doble Circuito Zarzal-Tuluá115 kV

Circuito Virginia – San Marcos 500 kV

Circuito Virginia – Alférez 500 kV

Doble circuito Cartago – San Marcos 220 kV

PLAN DE EXPANSIÓN

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• En cuanto a transformación 500/220kV se requerirían dos bancos de 450 MVA

compuesto por unidades monofásicas de 150 MVA, de acuerdo con el estándar

establecido por UPME.

• Nueva unidad de transformación en San Marcos 500/220 kV de un banco de

450 MVA compuesto por unidades monofásicas de 150 MVA, de acuerdo con

el estándar establecido por UPME.

A continuación, en la Figura 21 y Figura 22 se presenta el diagrama unifilar de la zona del proyecto y la conexión al sistema de este.

Figura 21. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Zarzal II.

PLAN DE EXPANSIÓN

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Figura 22. Diagrama unifilar subestación Zarzal II.

PLAN DE EXPANSIÓN

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3.1.9 SUBESTACION CARMELO 220 KV La Subestación Carmelo 220kV se ubicará en inmediaciones del municipio de Candelaria, departamento del Valle del Cauca a 975 metros sobre el nivel del mar. Esta Subestaciones se conectará principalmente de la subestación existente Carmelo 115 kV, en la Figura 23 se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Carmelo 220 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto.

Figura 23. Ubicación geográfica de la subestación Carmelo.

De acuerdo con los análisis, se encontró que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 220 kV con el circuito San Marcos – Juanchito y con el circuito Yumbo

- Alférez, los cuales pasan por la zona (aproximadamente a 10 km).




A continuación, en la Figura 24 y Figura 25 se presenta el diagrama unifilar de la zona del proyecto y la conexión al sistema de este.

Figura 24. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Carmelo.

Doble Circuito Juanchito – Candelaria 115 kV

Circuito San Marcos - Juanchito 220 kV

Circuito Yumbo – Alférez 220 kV

PLAN DE EXPANSIÓN

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Figura 25 Diagrama unifilar subestación Carmelo.

PLAN DE EXPANSIÓN

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3.1.10 SUBESTACION ANDALUCIA 115 KV La Subestación Andalucía 115 kV se ubicará en inmediaciones del municipio de Bugalagrande, departamento del Valle del Cauca a 975 metros sobre el nivel del mar. Esta Subestaciones se conectará principalmente de la subestación existente Andalucía 34.5 kV, en la se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Andalucía 115 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto.

Figura 26. Ubicación geográfica de la subestación Andalucia.

De acuerdo con los análisis, se encontró que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 115 kV con el circuito Tuluá – Zarzal II, el cual pasa por la zona

(aproximadamente a 20 km).

• En cuanto a transformación se requerirían dos bancos de 60 MVA de acuerdo

con el estándar establecido por CELSIA.

A continuación, en la Figura 27 se presenta el diagrama unifilar de la zona del proyecto y la conexión al sistema de este.

Circuito Tuluá - Zarzal 115 kV

PLAN DE EXPANSIÓN

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Figura 27. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Andalucía.

Dependiendo de la ubicación de la subestación Zarzal II 220/115 kV con respecto a la población, no sería necesario el desarrollo de la subestación Andalucía 115 kV. 3.1.11 SUBESTACION LAS PALMAS 115 KV La Subestación Las Palmas 115 kV se ubicará en inmediaciones del municipio de Palmira, departamento del Valle del Cauca a 1000 metros sobre el nivel del mar. Esta Subestaciones se conectará principalmente de la subestación existente Palmas 34.5 kV, en la se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Palmas 115 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto.

PLAN DE EXPANSIÓN

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Figura 28. Ubicación geográfica de la subestación Palmas.

De acuerdo con los análisis, se encontró que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 115 kV con el circuito San Marcos – Codazzi, el cual pasa por la zona


• En cuanto a transformación se requerirían dos bancos de 60 MVA de acuerdo

con el estándar establecido por CELSIA.


Circuito Codazzi – San Marcos 115 kV

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Figura 29. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Palmas.

3.1.12 SUBESTACION LAS ROZO 115 KV La Subestación Rozo 115 kV se ubicará en inmediaciones del municipio de Palmira, departamento del Valle del Cauca a 1000 metros sobre el nivel del mar. Esta Subestaciones se conectará principalmente de la subestación existente Rozo 34.5 kV, en la se muestra la ubicación geográfica de la Subestación Rozo 115 kV, la línea de color blanco es el área de influencia para la ubicación del proyecto.

Figura 30. Ubicación geográfica de la subestación Rozo.

Circuito Codazzi – San Marcos 115 kV

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De acuerdo con los análisis, se encontró que dicha subestación se debe conectar de la siguiente forma: • A nivel de 115 kV con el circuito San Marcos – Codazzi, el cual pasa por la zona



Figura 31. Diagrama unifilar de la conexión de la Subestación Rozo.

3.2 Parámetros Técnicos y Eléctricos de Equipos

Los parámetros técnicos y eléctricos de los equipos y elementos del área de influencia se tomaron de los reportados en el PARATEC. Los parámetros técnicos y eléctricos de las alternativas propuestas se encuentran en el análisis de cada uno de los proyectos. Estos parámetros se tomaron de otros activos de similares características en la red, con el fin de realizar los análisis objeto del presente estudio.

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