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ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2011 – 2015
DIRECCIÓN GESTIÓN DE LA OPERACIÓN
GERENCIA TRANSPORTE DE ENERGÍA
Documento TE-2140-1170-2011
Medellín, Marzo de 2011CONTENIDO 1. ANTECEDENTES ............................................................................................. 1 2. OBJETIVO ........................................................................................................ 1 3. INFORMACIÓN UTILIZADA ............................................................................. 2 3.1 DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA ................................. 2 3.2 PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................... 2 3.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA .......................... 3 4. CRITERIOS ...................................................................................................... 7 5. METODOLOGÍA ............................................................................................... 8 5.1 FLUJO DE CARGAS AC .............................................................................. 9 5.2 CORTOCIRCUITO ....................................................................................... 9 6. ANÁLISIS DE RESULTADOS ......................................................................... 10 6.1 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN............................ 10 6.2 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE DEMANDA .................................. 15 6.3 CORTOCIRCUITO ..................................................................................... 22 7. CONCLUSIONES ........................................................................................... 24 8. REFERENCIAS .............................................................................................. 32
LISTA DE TABLAS
Tabla 3-1 Escenario medio de proyección de demanda ................................................... 2
Tabla 3-2 Proyectos de generación considerados en la expansión .................................. 3
Tabla 5-1 Subestaciones del STN por Área Geográfica ................................................... 8
Tabla 6-1 Niveles de cortocircuito en kA, año 2015 ...................................................... 22
LISTA DE FIGURAS
Figura 3-1 Sistema de Transmisión Nacional 2011 – 2015 ............................................... 6
LISTA DE ANEXOS
Formato 1 - Información de Planeamiento de Transmisores
Formato 2 - Oportunidades de Conexión de Generación y CargaESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2011 – 2015 1. ANTECEDENTES La Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) establece que para la preparación del Plan de Expansión de Transmisión Preliminar y el Plan de Expansión de Transmisión de Referencia, cada Transmisor Nacional debe preparar y remitir a la Unidad de Planeamiento Minero Energética (UPME) a más tardar en el mes de marzo de cada año un informe detallado en el cual indiquen las oportunidades disponibles para conectarse y para usar el Sistema de Transmisión Nacional (STN), señalando aquellas partes del sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y el transporte de cantidades adicionales de potencia [3], [4], [6]. Adicionalmente, debe tenerse en cuenta, ante un proyecto de conexión, que la CREG complementa los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión al STN, al Sistema de Transmisión Regional (STR), o al Sistema de Distribución Local (SDL); indicando que los interesados en conectarse deberán presentar una solicitud al transportador en los términos establecidos en el Código de Conexión. El estudio podrá ser elaborado por él, o por el Transportador a solicitud del interesado. En este último caso, el Transportador acordará con el solicitante el costo del estudio. En el caso de que el interesado haya realizado por su cuenta el estudio de factibilidad técnica de la conexión, el Transportador revisará dicho estudio, adecuándolo si es necesario, para que cumpla con los criterios estipulados en el Código de Redes. Para lo anterior, el Transportador acordará con el interesado el costo de esta labor y dispondrá de un plazo de dos (2) meses para dar un concepto sobre la viabilidad técnica y financiera de la conexión. Los interesados deberán presentar la solicitud de conexión al Transportador de acuerdo con los requisitos estipulados en el Código de Redes [1]. Por lo anterior, en este documento se presenta el Estudio de Oportunidades de Conexión de ISA en cumplimiento con la regulación vigente y también sirve como señal de referencia para los interesados en proyectos de conexión al STN. 2. OBJETIVO Presentar las oportunidades disponibles indicativas para conectarse y usar el STN de propiedad de ISA, señalando aquellas subestaciones con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y el transporte de cantidades adicionales de potencia.
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
3. INFORMACIÓN UTILIZADA
Para la expansión del sistema se parte de la información definida y suministrada
por la UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión
vigente [8] y se modela la red de transmisión existente y futura a niveles 230 kV y
500 kV como se muestra en la Figura 3-1Figura 3-1. Con formato
En cuanto a la capacidad térmica de los conductores que conforman la red actual
de ISA, se utiliza la información verificada con base en la metodología para el
cálculo del límite térmico de las líneas de transmisión de ISA.
3.1 DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA
El pronóstico de demanda de potencia y energía eléctrica corresponde con el
escenario medio de crecimiento de demanda proyectado y publicado por la UPME
en las Tablas 8-2 y 8-3 del Plan de Expansión de Referencia
Generación - Transmisión vigente [8], el cual se presenta en la Tabla 3-1Tabla 3-1 Con formato
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
Energía, Potencia,
Año
GWh/año MW
2011 57947 9733
2012 59907 9951
2013 61736 10233
2014 63758 10541
2015 66229 10956
3.2 PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Basados en la Tabla 4-7 del Plan de Expansión de Referencia
Generación - Transmisión [8], se considera la entrada en operación de los
proyectos de generación que están actualmente en etapa de ejecución.
En la Tabla 3-2 se muestran los nuevos proyectos de generación en esta etapa. Con formato
DOC-TE-2140-1170-2011 2Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
Tabla 3-2
Proyectos de generación considerados en la expansión
POTENCIA
PROYECTO TIPO AÑO
MW
FLORES IV GAS VAPOR 160 dic-2010
AMOYÁ HIDRO 78 Jul-2011
330 ene-2011
PORCE III HIDRO
330 jun-2011
EL MANSO HIDRO 27 jun-2011
GECELCA 3 CARBÓN 150 dic-2012
TERMOCOL GAS 210 dic-2012
SOGAMOSO HIDRO 800 dic-2013
MIEL II HIDRO 135 ene-2013
EL QUIMBO HIDRO 420 dic-2014
CUCUANA HIDRO 60 dic-2014
PORCE IV HIDRO 400 may-2015
TOTAL, MW 3100
3.3 SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
La expansión considerada del sistema eléctrico corresponde con la definida por la
UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación - Transmisión
vigente [8]. Proyectos considerados:
Año 2011
• Proyecto El Bosque: transformador 220/66 kV – 150 MVA, reconfiguación de la
línea Bolívar-Ternera 220 kV en Bolívar - Bosque y El Bosque - Ternera
220 kV, cada línea con un tramo subterráneo en la salida del la subestación el
Bosque 220 kV.
• Proyecto Armenia: nueva subestación Armenia con un ATR 230/115/13.2 kV
de 150 MVA y reconfiguración de la línea La Hermosa - La Virginia 230 kV en
los circuitos Armenia - Virginia 230 kV y Armenia - La Hermosa 230 kV.
• Obras:
¾ En Ibagué segundo ATR 230/115 kV – 150 MVA.
¾ En Torca quinto ATR 230/115 kV – 300 MVA.
¾ En Chivor cambio del transformador 230/115 kV de 10 MVA por otro de 75
MVA.
DOC-TE-2140-1170-2011 3Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
¾ En Noroeste tercer ATR 230/115 kV - 168 MVA.
¾ En Guatiguará autotransformador 230/115 kV – 150 MVA, asociado con el
proyecto de la nueva subestación Piedecuesta.
¾ En la Virginia segundo transformador 230/115 de 90 MVA
¾ En Valledupar remplazo del transformador actual 220/34.5/13.8 kV de
45/30/15 MVA por uno de 60/30/30 MVA y cambio del transformador
220/110/34.5 kV por otro bidevanado 220/110 kV de 100 MVA e instalación
de un banco 110/34.5 kV.
¾ En Flores nuevo transformador 220/110 kV de 150 MVA y acople de barras
Flores 1 y Flores 2.
¾ En Fundación segundo ATR 230/115 kV – 100 MVA.
Año 2012
• Proyecto Nueva Esperanza: ATR 500/230 kV de 450 MVA, un circuito Bacatá -
Nueva Esperanza a 500 kV, circuitos a 230 kV Guavio - Nueva Esperanza y
Circo - Nueva Esperanza 230 kV, reconfiguración de los circuitos Circo -
Paraiso 230 kV y Paraiso-San Mateo 230 kV en los circuitos Circo - Nueva
Esperanza 230 kV, Nueva Esperanza - Paraiso 1 y 2 230 kV, Nueva Esperanza
- San Mateo 230 kV.
• Proyecto La Miel II: Reconfiguración de la línea Miel I - San Felipe 230 kV en
los circuitos Miel I - Miel II y Miel II - San Felipe a 230 kV.
• Obras: Reactores de 25 MVAR, uno en cada barra de las subestaciones
Altamira 230 kV, Mocoa 230 kV, San Bernardino 230 kV.
Año 2013
• Subestación Sogamoso 500/230 kV con transformación 500/230/34.5 kV - 450
MVA, reconfiguración de la línea Ocaña - Primavera 500 kV en Ocaña -
Sogamoso 500 kV y Primavera - Sogamoso 500 kV, las reconfiguración de la
línea Barranca - Bucaramanga 230 kV en Barranca - Sogamoso 230 kV y
Bucaramanga - Sogamoso 230 kV, y la nueva línea doble circuito Guatiguará -
Sogamoso 230 kV.
• Proyecto Chivor II 230 kV: Nueva subestación Chivor II a 230 kV, línea doble
circuito Chivor – Chivor II 230 kV.
• Proyecto Chivor II - Chivor 230 kV: nueva subestación Norte 230/115 kV, línea
doble circuito Chivor II – Norte 230 kV, línea doble circuito Bacatá – Norte 230
kV.
• Proyecto Alférez 230 kV: Nueva subestación Alférez 230 kV, reconfigurar la
línea Yumbo –San Bernardino 230 kV en Alférez – Yumbo y Alférez –San
DOC-TE-2140-1170-2011 4Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
Bernardino 230 kV. Espacio para dos bahías de línea para la conexión al
Quimbo.
• Obras: en la Esmeralda entrada en servicio del tercer transformador
230/115/13.8 kV - 90 MVA.
Año 2014
• Proyecto El Quimbo: Nueva subestación Quimbo 230 kV, línea doble circuito
Alférez – El Quimbo 230 kV, Altamira – El Quimbo 230 kV y reconfiguraciónde
la línea Betania - Jamondino 230 kV en Betania - El Quimbo y Jamondino – El
Quimbo a 230 kV.
• Conexión de la Central Porce IV a 500 kV: Nueva subestación Porce IV 500
kV, reconfiguración de la línea Cerromatoso – Primavera 500 kV en
Cerromatoso – Porce IV y Primavera – Porce IV a 500 kV.
DOC-TE-2140-1170-2011 5Figura 3-1 Sistema de Transmisión Nacional 2011 – 2015
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
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.
¾ 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%.
¾ 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.
¾ 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.
¾ 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.
¾ 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.
DOC-TE-2140-1170-2011 7Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
5. METODOLOGÍA
Para realizar el análisis se divide el país de acuerdo con la ubicación de las
subestaciones de ISA en áreas geográficas o por CTE1 de la siguiente manera:
Tabla 5-1
Subestaciones del STN por Área Geográfica
Área Geográfica Subestaciones
Ancón Sur, Bolívar, Cerromatoso, Chinú,
I Noroccidente Copey, Cuestecitas, El Bosque, Jaguas, La
Sierra, Porce III, Urabá, Urrá, San Carlos,
Banadía, Caño Limón, Comuneros,
II Oriente Guatiguará, Ocaña, Primavera, Toledo, San
Mateo, Sochagota, Samoré.
Bacatá, Betania, Chivor, Ibagué, La Mesa,
III Centro
Reforma, La Miel, Purnio, San Felipe, Torca.
Esmeralda, Jamondino, La Enea, La Hermosa,
IV Suroccidente Páez, San Bernardino, San Marcos, Virginia,
Yumbo.
Para realizar el análisis eléctrico de la capacidad de instalación de demanda en
barras de 230 kV y 500 kV en las subestaciones de ISA se parte del resultado de
las curvas PV, que desde el punto de vista de estabilidad del voltaje en teoría, es
la máxima demanda que se podría conectar en un nodo específico de la red ante
unas condiciones del despacho, hidráulico y térmico y de demanda máxima del
sistema. A partir de este resultado con simulaciones de flujos de carga AC en
estado estable, tomando en cuenta aspectos tales como la distribución de flujos de
potencia, el perfil de tensiones y la capacidad máxima de corriente de los equipos,
se encuentra el valor de la demanda máxima que se puede atender. En el caso de
conexión de generación nueva, se tiene en cuenta las restricciones por capacidad
de los elementos de la red.
El análisis se realiza para los años 2011 al 2015, mediante la evaluación de la
capacidad instalable de manera individual, tanto para las subestaciones existentes
como para las futuras.
En este análisis se evalúa la capacidad adicional de generación instalable (oferta)
y carga eléctrica (demanda) en el nodo, utilizando flujos de carga AC para
1 CTE: Centro de Transmisión de Energía - Direcciones de la Gerencia de Transporte de Energía, ubicadas
estratégicamente para garantizar el Servicio de Transporte de Energía con calidad, efectividad y oportunidad del
mantenimiento y gestión de la red.
DOC-TE-2140-1170-2011 8Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015 condiciones normales de operación y de contingencia de un circuito de transmisión a la vez (criterio N-1). Estas capacidades analizadas y resultantes dentro de este estudio pueden ser excluyentes, es decir, la generación adicional que se puede instalar en una subestación específica dentro de una zona, puede eliminar la posibilidad de instalar generación en otra subestación perteneciente a esta misma zona. 5.1 FLUJO DE CARGAS AC Con el fin de garantizar el cumplimiento de los criterios de planeamiento del Código de Red, se revisa la oportunidad de conexión en las barras relevantes mediante estudios de detalle con flujo de cargas AC para analizar las tensiones en las barras y la distribución de flujos de carga en la red. En esta fase se evalúa el desempeño del sistema con la oportunidad de conexión bajo condiciones normales de operación y de contingencia de líneas del área de interés utilizando como herramienta el flujo de cargas del programa DIgSILENT2. 5.2 CORTOCIRCUITO El cálculo de las corrientes de cortocircuito se basa en la norma IEC 60909 titulada como “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos A.C.” Esta norma permite calcular dos corrientes de cortocircuito diferentes: ¾ La corriente de cortocircuito máxima, con la cual es posible determinar la capacidad del equipo eléctrico. ¾ La corriente de cortocircuito mínima, que se emplea como base para la selección de fusibles, calibración de protecciones y chequeo de arranque de motores. Para cada falla se determina el valor de la corriente simétrica inicial de cortocircuito (IK”), la cual es el valor r.m.s. de la componente simétrica de la corriente de cortocircuito esperada y que aparece en el instante de la falla, si la impedancia permanece en el valor que tiene en el tiempo cero. En esta fase del estudio se evalúan los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico máximos, en las subestaciones de interés. La herramienta a utilizar es el programa DIgSILENT. Se realiza el análisis para el año 2014 correspondiente al último año en el cual se obtiene información más confiable en el estudio, con el fin de determinar si la capacidad de los equipos de interrupción es limitante en la oportunidad de conexión. 2 DIgSILENT: Versión 13.2.338, Power Factory. DOC-TE-2140-1170-2011 9
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
6. ANÁLISIS DE RESULTADOS
6.1 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN
Mediante análisis eléctrico en el periodo 2011 - 2015 y ante la conexión de nuevos
proyectos de generación, se encontraron los resultados que se presentan en el
formato 2 del Anexo. Las limitaciones encontradas en transmisión, se presentan a
continuación agrupados por área geográfica:
Área Noroccidente
• En las subestaciones de ISA en el área Antioquia la oportunidad de conexión
de generación es del orden de 500 MW con algunos refuerzos de transmisión
en Jaguas a Malena y Guatapé , en La Sierra a Purnio y San Carlos y refuerzo
en el corredor Bello- Guayabal – Envigado - Ancón Sur.
• En el área Cerromatoso 230 kV, subestaciones Urabá, Urrá y Cerromatoso 230
kV la oportunidad de conexión de generación está restringida a 100 MW por la
capacidad del transformador 500/230 kV de Cerromatoso (360 MVA). Serían
necesarios refuerzos del STN en transformación 500/230 kV y en transmisión a
230 kV.
• En las subestaciones Cerromatoso 500 kV, Chinú 500 kV y Sabanalarga 500
kV, Copey 500 kV, la oportunidad de conexión de generación es del orden de
500 MW, en Bolivar 500 kV son 400 MW, donde la restricción esta dada por
sobrecarga del ATR 500/220 kV de Bolivar ante contingencia del circuito
Bolivar - Copey 500 kV.
• En Porce III 500 kV la oportunidad de conexión de generación son 500 MW, en
despachos hidráulicos y térmicos con contingencias Porce III - San Carlos 500
kV o Cerromatoso - Porce III 500 kV no se presentan sobrecargas.
• En Bolivar 220 kV la oportunidad de conexión de generación se límita a 200
MW por contingencia del circuito Bolivar - Copey 500 kV o del ATR 500/220 kV
de Bolivar, en estos casos se presentan sobrecargas de los circuitos Bolivar -
Sabanalarga 1 220 kV y Copey - Fundación 220 kV.
• En Cuestecitas 220 kV la oportunidad de conxión de generación se limita a 300
MW en despachos térmicos e hidráulicos por sobrecarga de las líneas Guajira-
Santa Marta 1-2 220 kV, Fundación – Sabanalarga 220 kV y de los
transformadores de Valledupar ante contingencia de la línea Cuestecitas-
Valledupar 220 kV.
• En La Miel 230 kV la oportunidad de conexión de generación está restringida a
400 MW por la capacidad de la generación y de la red actual en el área,
particularmente del enlace La Miel - Purnio 230 kV.
DOC-TE-2140-1170-2011 10Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
• En Jaguas 230 kV la oportunidad de conexión de generación se restringe a 400
MW por capacidad de las líneas en Jaguas, en demanda máxima y despacho
hidráulicos ante contingencias de un circuito Guatapé - Jaguas 230 kV o
Jaguas - Malena 230 kV se sobrecargan los circuitos que quedan en servicio.
• En la Sierra se tiene restricción a 100 MW en despachos térmicos por
sobrecarga del circuito La Sierra - San Carlos 230 kV ante contingencia de un
circuito La Sierra – Purnio 230 kV.
Área Centro
• En Bacatá 230 kV y 500 kV con 700 MW de generación, en despacho
hidráulico se verificaron contingencias de líneas y del ATR 500/230 kV, en la
contingencia Bacatá- Noroeste se sobrecarga el otro circuito Bacatá Noroeste
al 110 %. Con 700 MW de generación en Bacatá 230 kV y despacho térmico
se observa alta transferencia por la línea Bacatá - Primavera 500 kV en el
sentido Bacatá a Primavera, en este escenario se verificaron diferentes
contingencias de líneas y ATR 500/230 kV de Bacatá, no se observan
sobrecargas.
• En Sochagota 230 kV con 500 MW de generación, la oportunidad de conexión
de generación en los dos despachos hidráulico y térmico, se verificaron
contingencias de línea sin que se observen sobrecargas.
• La capacidad de ampliación de Chivor 230 kV está agotada por falta de
espacio físico.
• En Torca la oportunidad de conexión de generación está entre 400 y 500 MW
desde el punto de vista de capacidad de la red en condiciones normales y de
contingencias tanto de líneas, incluyendo la conexión Bacatá - Primavera 500
kV, como de transformación 230/115 kV en Torca. Lo que limita la capacidad
de conexión es la viabilidad de los accesos a la subestación.
• En La Reforma 230 kV con 500 MW de generación, se verificaron
contingencias de línea y no se presentan sobrecargas, la contingencia de un
transformador 230/115 kV sobrecarga el otro transformador al 144%, lo cual es
independiente de si se conecta o no generación a la subestación.
• En la Mesa 230 kV la oportunidad de conexión de generación en despacho
hidráulico, con 500 MW se verificaron contingencias de línea asociadas a la
Mesa 230 kV sin que se observen sobrecargas. Adicionalmente con 500 MW
de generación en la Mesa 230 kV en despachos térmicos y 400 MW de
generación en la Miel I y 100 MW en la Miel II, se verificaron contingencias de
línea asociadas a la Mesa 230 kV sin que se presenten sobrecargas.
• En Purnio 230 kV la instalación de generación adicional sigue limitada a 200
MW por la capacidad del enlace Miel – Purnio 230 kV.
DOC-TE-2140-1170-2011 11Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
• En Ibagué 230 kV con 500 MW se verificaron contingencias de línea asociadas
a Ibagué 230 kV sin que se observen sobrecargas. Con contingencia de un
ATR 230/115 kV de Ibagué el otro ATR se sobrecarga al 112%, para 400 MW
de generación y la misma contingencia del transformador el otro transformador
se sobrecarga al 107%.
• En San Felipe 230 kV generando 500 MW, en despacho hidráulico y demanda
máxima sin generación en La Miel I y Miel II, no se presentan sobrecargas en
red aun en contingencias, pero cuando las dos plantas están generando en
toda su capacidad los flujos de carga indican que no se podría conectar
generación en San Felipe, a no ser que se baje generación en otras plantas.
Esto indica que la oportunidad de conectar generación en San Felipe 230 kV
depende del despacho hidráulico. En escenario de despacho térmico y 500
MW de generación en San Felipe no se presentan sobrecargas en la red, aun
en contingencias sencillas de líneas.
• En Betania la capacidad de generación adicional estimada en el año 2010 son
300 MW, en el año 2014 con la entrada en servicio del proyecto de generación
El Quimbo y los circuitos asociados sube a 400 MW.
Área Oriente
• En las subestaciones de la línea Palos - Caño Limón, por razones de
estabilidad transitoria es necesario limitar la oportunidad de conexión de
generación a 250 MW.
• En la subestación Primavera 230 kV, en despacho térmico la oportunidad de
conexión de generación está determinada por la sobrecarga del ATR 500/230
kV de Primavera, lo cual limita a 200 MW la conexión de generación.
• En la subestación Comuneros 230 kV, en demanda máxima y despacho
hidráulicos, con Merilectrica generando 160 MW y contingencia de la línea
Comuneros - Guatiguará se sobrecarga Comuneros - Barranca 230 kV. Esto
hace que con despacho hidráulicos la oportunidad de conexión de generación
en Comuneros se limite a 400 MW. En despachos térmicos y Merilectrica
generando 150 MW se sobrecarga Comuneros - Barranca 230 kV al 102%, con
contingencia de Comuneros - Guatiguará 230 kV la sobrecarga en Comuneros
- Barranca es 121 %, lo que determina que la máxima generación que se
puede conectar sean 300 MW.
• En Guatiguará 230 kV con la conexión de 500 MW de generación , en
demanda máxima y despacho hidráulicos y contingencia Guatiguará- Los Palos
230 kV se sobrecarga Bucaramanga - Guatiguará al 102%, lo mismo sucede
aun sin conectar generación a Guatiguará.
DOC-TE-2140-1170-2011 12Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
• En la subestación Ocaña 230 kV la oportunidad de conexión de generación de
400 MW se determina por el despacho térmico. Ante contingencias de los
transformadores ATR 500/230 kV y 230/115 kV de Ocaña no se presentan
sobrecargas, tampoco con contingencias de las líneas Ocaña - Palos 230 kV y
Ocaña - San Mateo 230 kV.
• En Ocaña 500 kV con contingencia de la línea Ocaña - Copey 500 kV, en
escenarios de demanda máxima y despacho hidráulico, se puede presentar
deficit de reactivos en la Costa Atlantica, ocasionando colapsos de tensión , lo
cual no depende de si hay o no generación conectada en Ocaña. Con
despachos térmicos los resultados de los flujos de carga indica que la
oportunidad de conexión de generación pueden ser 400 MW, para este valor
se verificaron contingencias de transformadores y líneas sin que se presenten
sobrecargas.
• En el año 2015 se observan algunas lineas con sobrecarga por la conexión de
nueva generación en el área, como son Barranca - Comuneros kV y
Bucaramanga - Gautiguará 230 kV. Tambien sobrecarga del ATR 500/230 kV
de Primavera por la conexión de generación en la barra de 230 kV.
Área Suroccidente
En la Esmeralda la capacidad de generación adicional está limitada a 100 MW por
la capacidad de los transformadores 230/115.13.8 kV - 90 MVA, por sobrecargas
ante contingencia de uno de ellos. En el año 2011 con la entrada en servicio de la
subestación Armenia, la capacidad sube a 400 MW. En el año 2013 con la puesta
en servicio del tercer transformador 230/115/13.8 kV - 90 MVA de la Esmeralda, la
capacidad de instalación de generación adicional sube a 500 MW.
En la Virginia 500 kV se tiene restricción con despacho térmico, ante
contingencias del ATR 500/230 kV de La Virginia se sobrecarga el ATR 500/230
kV de San Marcos; ante contingencia del circuito La Virginia - San Marcos 500 kV
se sobrecarga el ATR 500/230 kV de la Virginia.
Las subestaciones San Marcos 230 kV, Virginia 230 kV y La Esmeralda 230 kV,
tienen altas capacidades para la conexión de nuevos generadores debido al
sistema de transmisión paralelo que se tiene entre 500 kV y 230 kV.
DOC-TE-2140-1170-2011 13Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
Cáuca – Nariño
• En San Bernardino 230 kV, la oportunidad de conexión de generación se ve
afectada por la entrada en operación de la subestación Alferez 230 kV y líneas
asociadas en el año 2013, el proyecto de generación Quimbo y líneas a 230 kV
en el 2014, particularmente el enlace Alferez- San Bernardino - Quimbo 230
kV. Con estos refuerzos de transmisión, la oportunidad de conexión de
generación en San Bernardino aumenta al final del periodo. En los flujos de
carga se puede apreciar como la contingencia del ATR 230/115 kV de San
Bernardino causa sobrecarga de los ATR 230/115 de Jamondino y Páez, y en
los circuitos Jamondino-Pasto 115 kV y Jamondino -Catambuco 115 kV.
• En Jamondino 230 kV las conexiones a 230 kV con Ecuador, el suroccidente y
centro del pais, permiten que la oportunidad de conexión de generación sea
mayor de 500 MW. En los diferentes despachos no se observan sobrecargas
en las líneas del STN asociadas a la subestación Jamondino 230 kV.
• En Páez 230 kV, la oportunidad de conexión de generación está limitada por la
capacidad de las líneas Juanchito - Páez 230 kV y Páez -San Bernardino 230
kV, ante contingencia de una de ellas.
Valle del Cáuca
• En Yumbo 230 kV la oportunidad para conectar generación adicional está
limitada por capacidad de transformación en Yumbo en escenario con
despacho máximo hidráulico; en escenarios con despacho máximo térmico se
presenta sobrecarga del circuito San Marcos - Yumbo 230 kV. La conexión de
generación y demanda esta sujeta a la disponibilidad de accesos para nuevas
líneas que lleguen a la subestación.
• En San Marcos 230 kV, la oportunidad de conexión de generación en
escenarios de despachos hidráulicos el alta, no se presentan sobrecargas ante
contingencias de las líneas a 230 kV y del transformador 500/230 kV de San
Marcos. Con despachos térmicos y conexión de 500 MW de generación , ante
contingencia de la línea San Marcos -Juanchito 230 kV se sobrecarga San
Marcos - Yumbo 230 kV.
• En San Marcos 500 kV, la oportunidad de conexión de generación está
restringida en despachos térmicos por la capacidad de los transformadores
500/230 kV de San Marcos y la Virginia, en caso de contingencias de uno de
ellos el otro se sobrecarga, o de contingencia de la línea La Virginia -San
Marcos 500 kV.
DOC-TE-2140-1170-2011 14Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
Caldas - Risaralda – Quindio
• En la Enea 230 kV la oportunidad de conexión de generación está limitada por
la capacidad de la red de 230 kV asociada , en despachos hidráulico y térmico,
se presentan sobrecargas en las líneas de 230 kV de la Enea y en los
transformadores 230/115 kV de La Enea y La Esmeralda, ante contingencia
sencilla de alguno de ellos asociados con la subestación La Enea, lo que se
explica porque la subestación tiene conexión solamente con la Esmeralda y
San Felipe.
• La Hermosa 230 kV la conexión de generación está restringida por la
capacidad de las red, en el año 2011 con la entrada en servicio de la
subestación Armenia 230/115 kV, la Hermosa quedará conectada a las
subestaciones Esmeralda y Virginia, en este caso y con generación mayor a
400 MW en despachos hidráulicos y térmicos con demanda máxima y
contingencia de la línea Esmeralda - La Hermosa 230 kV se sobrecarga el ATR
230/115 kV de la Hermosa
• En La Esmeralda 230 kV año 2010, la oportunidad de conexión de generación
es alta, sin embargo se pueden sobrecargas en los transformadores ante
contingencia de uno de ellos. En el año 2013 se tiene previsto la entrada en
servicio del terexcer transformador 230/115 kV.
• En La Virginia 230 kV la oportunidad de conexión de generación es alta, con
despachos hidrúlicos y térmicos no se observan sobrecargas de líneas y
transformadores del STN, en condiciones de la red en estado normal y con
contingencias sencillas de líneas 230 kV y del ATR 500/230 kV de la Virginia.
• En La Virginia 500 kV, en despachos térmicos la oportunidad de conexión de
generación se restringe por la capacidad de los transformadores 500/230 kV de
la Virginia y San Marcos ante contingencia de uno de ellos o de la línea La
Virginia - San Marcos 500 kV.
6.2 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE DEMANDA
La idea básica para la conexión de demanda adicional es que esta se pueda
atender sin limitaciones de la red en el sistema y con la generación existente
requerida para atender el crecimiento vegetativo de la demanda.
Mediante análisis eléctrico en el periodo 2011 - 2015 y ante la conexión de nuevos
proyectos de demanda, se encontraron los resultados que se presentan en el
formato 2 del Anexo.
DOC-TE-2140-1170-2011 15Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015 Los límites presentados en la tabla obedecen a las limitaciones descritas a continuación para las subestaciones más relevantes en cada área del STN. Área Noroccidente • En Bolivar 220 kV y 500 kV se limita la oportunidad de conexión de demanda por control de tensión y de reactivos ante contingencia del circuito Bolivar- Copey 500 kV. • La instalación de demanda adicional en Urabá, Urrá y Cerromatoso 230 kV, se encuentra limitada por la capacidad de transformación 500/230 kV en la subestación Cerromatoso (360 MVA). • En el área de Antioquia y particularmente en Ancón, instalar demanda adicional está limitada por la capacidad del enlace Guadalupe - Occidente 115 kV y transformadores de Bello, para condiciones de alta generación hidráulica. • En San Carlos 230 kV no hay espacio para la conexión de nuevas bahías, por lo cual se considera cero la capacidad de conexión de demanda. • Ancón Sur 230 kV no se observan problemas de tensión, sin embargo ampliar la conexión de demanda depende de refuerzos a 230 kV, como puede ser el corredor Bello - Guayabal - Ancón Sur 230 kV. • En Jaguas 230 kV se limita la conexión de demanda por la capacidad del enlace Guatapé - Jaguas - Malena 230 kV, se presentan sobrecargas ante contingencia de uno de los circuitos conectados a Jaguas. • En el área Chocó se observan bajas tensiones, lo cual se podría solucionar con una conexión a Ancón Sur 230 kV y a la Esmeralda 230 kV. • En Urrá y Urabá 230 kV y en general en el área Cerromatoso 230 kV, para ampliar la oportunidad de conexión de demanda se requiere ampliar la capacidad de transformación 500/220 kV en Cerromatoso o de nuevas conexiones de las subestaciones Urabá y Urrá al STN, tambien sería necesario instalar compensación capacitiva para garantizar los voltajes en el nivel permitido. • En las subestaciones Chinú 500 kV y Cerromatoso 500 kV, y en general en el área Cordoba - Sucre se requiere ampliar la capacidad de transformación 500/100 kV. • En Copey 500 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de despachos hidráulicos con demanda máxima esta restringida por bajas tensiones en el área ante contingencias del ATR 500/220 kV de Copey. En escenarios de despachos térmicos y demanda máxima se observa sobrecarga del circuito Copey - Valledupar ante contingencias del circuito Bolivar - Copey 500 kV. DOC-TE-2140-1170-2011 16
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
• En Cuestecitas 220 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios
de despachos hidráulicos con demanda máxima está restringida por
sobrecarga de los circuito Cuestecitas - Termoguajira 220 kV y por las bajas
tensiones en el área.
• En La Sierra 220 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de
despachos hidráulicos y térmicos con demanda máxima está restringida por
sobrecarga en la línea La Sierra - San Carlos, lo cual se evidencia cuando no
hay generación en La Sierra.
Área Centro
• Las contingencias Purnio - Noroeste 230 kV y Bacatá - Primavera 500 kV
limitan la instalación de demanda adicional en Bogotá.
• La oportunidad de conexión de demanda en Sochagota 230 kV está limitada a
50 MW en los periodos de demanda máxima y despacho hidráulico, por las
bajas tensiones que se presentan en Sochagota 230 kV, Paipa 230 kV, Paipa
115 kV y la Red 115 kV de la EBSA, situación que se puede agudizar ante
contingencia de un circuito Chivor - Sochagota 230 kV.
• En la subestación Bacatá 230 kV en periodos de demanda máxima y
despachos predominantemente hidráulicos se podrían conectar hasta 500 MW
de demanda, para lo cual no se tendría problema de estabilidad de tensión ni
de sobrecargas ante contingencias sencillas de líneas asociadas a Bacatá 230
kV y del ATR 500/230 kV de la subestación Bacatá. En escenarios de
demanda máxima y despachos térmicos, por estabilidad de tensión la
demanda máxima que se podría conectar son 200 MW, sin que se presenten
sobrecargas ante las contingecnia de línea y transformador antes
mencionadas, en este caso se observa alta transferencia, mayor a 700 MW,
por el enlace Bacatá- Primavera 500 kV y deficit de reactivos en el área de
Bogotá.
• En la subestación Bacatá 500 kV la oportunidad de conexión de demanda en
escenario de demanda máxima en el STN y despacho hidráulico son 200 MW,
valor restringido por las bajas tensiones que se presentan en Bogotá con la
contingencia de línea Bacatá - Primavera 500 kV, ante lo cual también se
sobrecargan los transformadores ATR500/230 kV de Bacatá y de 230/115 kV
de Noroeste. En el escenario de demanda máxima y despacho térmico se
podráin atender 500 MW, sin que se observen sobrecargas ante contingencias
de transformadores y líneas asociadas a la subestación Bacatá 500 kV.
• En Torca 230 kV, en escenarios de demanda máxima con despachos
hidráulicos y térmicos , con la conexión de demanda nueva en la subestación y
ante contingencia de líneas o de transformadores asociados a la subestación,
no se presenta sobrecarga en los transformadores o líneas del STN. La
DOC-TE-2140-1170-2011 17Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
oportunidad de conexión de demanda está restringida a 200 MW por
estabilidad de tensión, de acuerdo con las curvas PV, en el escenario de
despacho térmico.
• En Sochagota la posibilidad de instalar demanda adicional se limita a 50 MW
por restricción del enlace Chivor - Sochagota 230 kV, con despacho hidráulico
ante contingencias de un circuito Chivor - Sochagota se presentan bajas
tensiones en la red de 115 kV del área.
• En la Reforma 230 kV la oportunidad de conexión de demanda está límitada
por las bajas tensiones en la red de 115 kV del Meta y por la contingencia del
circuito Guavio - La Reforma 230 kV.
• En La Miel la demanda está limitada por el tipo de despacho que se tenga de
las unidades de generación local, siendo muy diferente entre un despacho
hidráulico o térmico variando entre 15 y 100 MW.
• En la Mesa 230 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenario de
demanda máxima y despacho hidráulicos, está determinada principalmente por
la capacidad de los circuitos Guaca - Mesa 1 y 2. Con este escenario y una
demanda de 500 MW en la Mesa , ante contingencias N-1 de líneas Guaca -
La Mesa, Guaca - Paraiso, La Mesa - San Felipe no se presentan sobrecargas.
En demanda máxima con despacho térmico la máxima demanda que se podría
atender por citerio de estabilidad de voltaje son 400 MW, según los resultados
de las curvas PV.
• En Ibagué 230 kV la oportunidad de conexión de demanda en los escenario de
despacho hidráulico y térmicos con demanda máxima está determinada por la
capacidad del enlace La Mesa - Ibagué 230 kV y las tensiones en las barras de
la subestación Ibagué 230 kV y 115 kV, las cuales podrían estar por debajo de
0.9 p.u, principalmente ante la contingencia de un circuito La Mesa - Ibagué.
• En San Felipe 230 kV, en el año 2015 la oportunidad de conexión de demanda
de 300 MW está determinada por la capacidad del enlace San Felipe - Miel 1 y
San Felipe - Miel II 230 kV, y por la contingencia del circuito San Felipe - La
Miel II 230 kV donde se sobrecarga el circuito San Felipe - La Miel 1 230 kV.
En el escenario de demanda máxima y despacho térmico con 500 MW de
demanda en San Felipe , sin la generación de la Miel II y contingencia La Miel I
- San Felipe se sobrecargan La Miel I - La Miel II y La Miel II - San Felipe al
102%.
• En Betania con despacho térmico se limita a 100 MW la demanda adicional,
por regulación de tensión en Altamira 230 kV ante contingencia del circuito
Altamira - Betania 230 kV. En el año 2013 sube a 500 MW con la entrada en
servicio del proyecto Quimbo.
DOC-TE-2140-1170-2011 18Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
Área Oriente
• Con los niveles de compensación actuales y por regulación de tensión de la
línea Palos - Caño Limón 230 kV, sin obras adicionales como pueden ser
refuerzos de transmisión y compensación de potencia reactiva para soporte de
tensión, es muy reducida la oportunidad de conexión de demanda adicional en
las subestaciones de Toledo a Caño Limón.
• En Comuneros la capacidad de demanda adicional se limita a 200 MW en el
año 2011 por condiciones de bajas tensiones, en el año 2013 sube a 400 MW
por la entrada del proyecto de generación Sogamoso y las líneas de 500 kV y
230 kV asociadas. Con conexión de demandas mayores a 300 MW en
Comuneros para el año 2015, se observa sobrecarga en los circuitos Barranca
- Sogamoso 230 kV y Barranca - Comuneros 230 kV. La máxima demanda que
se podría conectar son 200 MW, determinada por criterios de estabilidad de
tensión en escenarios de despacho térmico con demanda máxima en el STN.
• En Guatiguará se limita la demanda adicional por sobrecarga de los ATR de
Bucaramanga y Palos ante contingencia de los circuitos de 230 kV asociados.
La restricción es menor con despacho térmico. En el año 2015 se observa una
reducción en la oportunidad de conexión de nueva demanda, donde la
restricción se debe a bajas tensiones en la red de 115 kV del área de
Santander, siendo mas crítica esta situación en escenarios de despacho
térmico con demanda máxima en el STN.
• En Ocaña 230 kV en demanda máxima y despacho hidráulico, con la conexión
de demanda mayor a 100 MW se sobrecarga el ATR 500/230 kV de Ocaña y
tensiones por debajo de 0,9 p.u. en las subestaciones de 115 kV del área
Nordeste. La restricción para conexión de demanda está determinada por la
contingencia del ATR500/230 kV en despachos hidráulico y térmico, la tensión
en la barra de 230 kV de Ocaña queda por debajo del 0,9 p.u y en la red de
115 kV puede colapsar.
• En Ocaña 500 kV la demanda se limita por bajas tensiones en el área
Nordeste, particularmente ante contingencias en la línea Primavera - Ocaña
500 kV y a partir del año 2013 con la salida de Ocaña - Sogamoso 500 kV.
• En Primavera 230 kV en el año 2015 en demandas máximas y despachos
térmicos, por criterio de estabilidad de tensión, la máxima demanda que se
puede atender son 200 MW, mientras que en despachos hidráulicos son 400
MW. Con estas demandas y contingencias sencillas de líneas del STN en el
área, no se presentan sobrecargas en los equipos y líneas.
• En Primavera 500 kV la conexión de demanda en escenarios de despacho
hidráulicos y demanda máxima , se presenta sobrecarga de los ATRs 500/230
kV de San Carlos. En escenario de despachos térmicos y demanda máxima se
sobrecarga el ATR 500/230 de Primavera.
DOC-TE-2140-1170-2011 19Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
• En San Mateo 230 kV se limita la demanda por bajas tensiones en la zona,
particularmente ante contingencias del circuito Ocaña - San Mateo.
Área Suroccidente
Cáuca – Nariño
Los problemas del área son el agotamiento de la capacidad de transformación
220/115 kV en Jamondino, las bajas tensiones en 115 kV, particulamente en
Tumaco y sobrecargas del los transformadores de Jamondino, Páez y líneas de
115 kV ante contingencias sencilas de transformadores o líneas, resultado que
depende de si están o no cerrados los enlaces Popayán – Rio Mayo y Catambuco
– El Zaque 115 kV.
• En San Bernardino 230 kV la oportunidad de conexión de demanda en
escenarios de despacho hidráulico y demanda máxima, se restringe por las
bajas tensiones en la red a 115 kV de Cedenar, siendo menor a 0,9 p.u en
Tumaco. Situación que es mas severa cuando se tienen contingencias de las
líneas Betania - San Bernardino 230 kV y Páez - San Bernardino 230 kV. En
escenarios de despacho térmico y demanda máxima , la oportunidad de
conexión de demanda es menor, por la misma razón de las bajas tensiones en
el Cáuca.
• En Jamondino 230 kV, igual que en el caso de San Bernardino 230 kV, la
oportunidad de conexión de demanda en escenarios de despacho hidráulico y
térmico con demanda máxima, se restringe por las bajas tensiones en la red a
115 kV de Cedenar.
• En Páez 230 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de
despacho hidráulico y demanda máxima, se restringe por las bajas tensiones en
la red a 115 kV de Cedenar, siendo menor a 0,9 p.u en Tumaco. En escenarios
de despacho térmico y demanda máxima se presentan tensiones por debajo de
0,9 p.u. en Jamondino 230 kV, Mocoa 115 kV y en la red de 115 kV de
Cedenar.
Valle del Cáuca
• En Yumbo 230 kV la máxima demanda que se puede conectar está
determinada por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y
despachos térmicos con contingencia de la línea Esmeralda - Yumbo 230 kV.
DOC-TE-2140-1170-2011 20Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
• En San Marcos 230 kV la máxima demanda que se puede conectar está
determinada por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y
despachos térmicos con contingencia del ATR 500/230 de San Marcos.
• En San Marcos 500 kV la máxima demanda que se puede conectar está
determinada por estabilidad de tensión en escenarios de demanda máxima y
despachos térmicos, en escenarios de demanda máxima y despachos
hidráulicos por la contingencia del circuitos San Marcos - Virginia 500 kV y por
la capacidad del ATR 500/230 kV de San Marcos.
Caldas - Risaralda – Quindio
• Para La Hermosa y La Enea el límite se determina principalmente por
contingencias en la red de 230 kV y los trafos de conexión, presentándose
bajas tensiones por 115 kV y sobrecargas de los trafos del área.
• En la Enea 230 kV aunque por estabilidad de tensión en despachos hidráulicos
y térmicos la oportunidad de conexión es alta, esta límitada por sobrecargas de
las líneas asociadas a la subestación La Enea 230 kV ante contingencias,
situación que refleja el hecho de que a la subestación llegan solamente dos
líneas a 230 kV.
• La Hermosa 230 kV, para despachos hidráulicos y demanda máxima, en el año
2015 la oportunidad de conexión de demanda mayor 150 MW ocasiona bajas
tensiones en La Hermosa 230 kV, Armenia 115 kV, Regivit 115 kV y la La Rosa
115 kV, sobrecarga de los circuitos Esmeralda - La Hermosa 230 kV, Armenia -
La Hermosa 230 kV. En escenarios de despachos térmicos y demanda mayor a
200 MW, con la contingencia del circuito La Esmeralda - La Hermosa 230 kV se
sobrecargan los transformadores 230/115 kV de La Esmeralda, y la tensión en
la barra de 230 kV de La Hermosa queda por debajo de 0,9 p.u. Para los años
2011 al 2014, igualmente se observa sobrecarga en los transformadores de la
Esmeralda y bajas tensiones en la red 115 kV del área ante contingencia del
circuito Esmeralda - La Hermosa 230 kV.
• En La Esmeralda 230 kV, aunque por estabilidad de tensión en despachos
hidráulicos y térmicos la oportunidad de conexión es alta, está limitada por la
capacidad de la red, particulamente del enlace Esmeralda - San Felipe 230 kV,
y por regulación de tensión en el área Chocó.
• En La Virginia 230 kV, la oportunidad de conexión de demanda se restringe por
estabilidad de tensión en periodos de demanda máxima y despachos térmicos,
lo que evidencia en estos casos falta de recursos de potencia reactiva en el
área para soporte de tensión. Con la conexión de demanda superior a 200 MW,
en despachos térmicos y contingencia del circuito San Marcos - La Virginia 500
kV se sobrecarga el ATR 500/230 kV de la Virginia .
DOC-TE-2140-1170-2011 21Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
• En La Virginia 500 kV la oportunidad de conexión de demanda se restringe en
los despachos hidráulicos y térmicos por las bajas tensiones que se presentan
con la salida de la línea San Carlos - La Virginia 500 kV, lo cual limita la
conexión de nueva demanda a 200 MW.
6.3 CORTOCIRCUITO
En la Tabla 6-1Tabla 6-1 se resumen los niveles de cortocircuito para el año 2015 Con formato
y la capacidad de cortocircuito de los equipos de patio de las subestaciones de
ISA.
Tabla 6-1
Niveles de cortocircuito en kA, año 2015
Falla Falla Capacidad de
Área Geográfica Subestación
Trifásica Monofásica Cortocircuito
Bolívar 230 kV 12.82 13.45 40,0
Bolívar 500 kV 4.28 4.11 40,0
Bosque 220 kV 10.54 9.59 40,0
Copey 500 kV 4.57 4.26 40,0
Cerromatoso 230 kV 8.24 9.60 20,0
Cerromatoso 500 kV 9.72 9.86 25,0
NORTE
Chinú 500 kV 8.04 8.64 31,5
Cuestecitas 230 kV 2.64 3.04 31,0
Sabana 230 kV 20.71 23.31 40,0
Sabana 500 kV 8.00 8.37 40,0
Urabá 230 kV 2.92 3,08 20,0
Urrá 230 kV 6.42 7.43 25,0
DOC-TE-2140-1170-2011 22Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
Falla Falla Capacidad de
Área Geográfica Subestación
Trifásica Monofásica Cortocircuito
Banadía 230 kV 1,28 1,43 12,5
Caño Limón 230 kV 0,90 1,09 12,5
Cira Infantas 230 kV 6,02 4,96 40,0
Comuneros 230 kV 9,78 10,15 20,0
Guatiguará 230 kV 11,92 11,40 40,0
Ocaña 230 kV 6,86 7,35 20,0
ORIENTE
Ocaña 500 kV 5,77 5,00 40,0
Primavera 230 kV 16,96 19,04 31,5
Primavera 500 kV 14,19 12,43 40,0
San Mateo 230 kV 5,44 5,96 20,0
Samoré 230 kV 1,72 1,71 31,5
Toledo 230 kV 2,43 2,24 31,5
Ancón Sur 230 kV 18,51 17,39 40,0
La Sierra 230 kV 13,51 14,62 31,5
Jaguas 230 kV 19,35 18,44 31,5
NOROCCIDENTE Porce III 500 kV 10,41 11,09 40,0
Purnio 230 kV 18,53 14,49 31,5
San Carlos 230 kV 39,01 46,97 63,0
San Carlos 500 kV 16,05 16,05 40,0
Bacatá 230 kV 23,25 23,80 40,0
Bacatá 500 kV 10,31 10,08 40,0
Chivor 230 kV 26,79 31,25 40,0
La Mesa 230 kV 23,80 22,96 26,2
La Reforma 230 kV 7,55 6,96 20,0
CENTRO
Mirolindo 230 kV 7,33 6,18 20,0
Betania 230 kV 12,80 14,84 40,0
San Felipe 230 kV 14,63 11,84 31,5
Sochagota 230 kV 7,31 8,14 40,0
Torca 230 kV 19,77 19,49 25,0
Esmeralda 230 kV 18,28 17,68 31,5
Jamondino 230 kV 4,70 4,37 31,5
La Enea 230 kV 8,99 7,46 31,5
La Hermosa 230 kV 9,28 8,21 31,5
Miel 230 kV 17,33 17,33 40,0
Páez 230 kV 6,62 5,55 31,5
SUROCCIDENTE
San Bernardino 230 kV 7,70 6,34 31,5
San Marcos 230 kV 15,36 16,67 31,5
San Marcos 500 kV 5,37 4,96 40,0
Virginia 230 kV 15,04 15,31 31,5
Virginia 500 kV 7,30 6,34 40,0
Yumbo 230 kV 16,07 16,94 31,5
En todas las subestaciones de ISA, hasta el año 2015, el nivel de corto no supera
la capacidad de los equipos de patio. Las subestaciones La Mesa y Torca 230 kV
DOC-TE-2140-1170-2011 23También puede leer
