1. Ciencia

ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE
TRANSELCA 2011 - 2015
GERENCIA COMERCIAL
Documento GC – 01 – 10
Medellín, Marzo de 2011
CONTENIDO
ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2010 – 2014 ............................................................ 1 1. ANTECEDENTES ...................................................................................................................... 1 2. OBJETIVO .................................................................................................................................. 1 3. INFORMACIÓN UTILIZADA ...................................................................................................... 1 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 ................................................................................................................................ 5 5. METODOLOGÍA......................................................................................................................... 6 5.1 FLUJO DE CARGA AC ...................................................................................................................... 7 5.2 CORTOCIRCUITO ............................................................................................................................. 7 6. ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................................................... 8 6.1 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE GENERACIÓN ................................................................ 8 6.2 OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE DEMANDA ..................................................................... 9 7. CORTOCIRCUITO ................................................................................................................... 12 8. CONCLUSIONES ..................................................................................................................... 13 8.1 GENERACIÓN .................................................................................................................................. 13 8.2 DEMANDA ....................................................................................................................................... 13 9. REFERENCIAS ........................................................................................................................ 16 LISTA DE TABLAS
Tabla 3-1. Escenario medio de proyección de la demanda ........................................................................... 2 Tabla 3-2. Proyectos de generación considerados en la expansión............................................................... 3 Tabla 6-1. Oportunidades de conexión de generación................................................................................... 8 Tabla 6-2. Oportunidades de conexión de demanda ................................................................................... 10 Tabla 6-3. Niveles de cortocircuito en kA, año 2015.................................................................................... 12 LISTA DE ANEXOS
Formato 1 - Oportunidades de Conexión de Generación y Carga
ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN 2011 – 2015
1. ANTECEDENTES
La reglamentación CREG vigente establece que 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 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 1, 4, 6.
No obstante lo anterior, todo usuario que desee conectarse al Sistema
Transmisión Nacional, a un Sistema de Transmisión Regional o Sistema
Distribución Local, deberá cumplir con los procedimientos generales para
asignación de puntos de conexión conforme a lo establecido en el Código
Conexión y la resolución CREG 030 de 1996 1, 2.
de
de
la
de
Este documento presenta el informe de oportunidades de conexión que
TRANSELCA como Transmisor Nacional debe enviar a la UPME y que también
puede ser utilizado como una señal indicativa o de referencia para los interesados
en proyectos de conexión al STN.
2. OBJETIVO
Presentar un informe en el cual se indique las oportunidades disponibles
indicativas para conectarse al STN propiedad de TRANSELCA, señalando
aquellas subestaciones con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones.
3. INFORMACIÓN UTILIZADA
En el estudio se utilizó el modelo completo del Sistema Interconectado Nacional a
niveles de tensiones de 500 kV, 230 kV, 220 kV, 115 kV, 110 kV, 66 kV y 34.5 kV
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Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
y la información que se encuentra disponible en el CND1. 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 2009 - 2023 ¡Error! No se
ncuentra el origen de la referencia. y se modela la red de transmisión2 existente
y futura a niveles 230 kV y 500 kV.
En cuanto a la capacidad térmica de los conductores que conforman la red actual
del SIN, se utiliza la información contenida en la base de datos suministrada por
ISA.
3.1
DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA ELÉCTRICA
La demanda de potencia y energía eléctrica corresponde con la publicada por la
UPME en las Tablas 8-2 y 8-3 del Plan de Expansión de Referencia
Generación - Transmisión vigente [8].
En la Tabla 3-1 se presentan la energía y la demanda proyectada en escenario
medio de crecimiento de la demanda en el periodo 2011 - 2015.
Tabla 3-1. Escenario medio de proyección de la demanda
Año Energía, GWh/año Potencia, MW 2011 57947 9733 2012 59907 9951 2013 61736 10233 2014 63758 10541 2015 66229 10956 3.2
PLANTAS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Basados en la Tabla 4-7 del Plan de Expansión de Referencia
Generación - Transmisión 8, se considera la entrada en operación de los
proyectos de generación que están actualmente en etapa de ejecución.
En la Tabla 3-2 se muestran los nuevos proyectos de generación en el periodo
2011 – 2015.
1 De acuerdo a la información disponible y pública dentro lo permitido por la normatividad vigente.
2 Para el análisis eléctrico de flujo de carga AC y cortocircuito se modela el Sistema a niveles de 66 kV y 115 kV inclusive.
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Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
Tabla 3-2. Proyectos de generación considerados en la expansión
Proyecto Tipo Potencia MW Año Flores IV Gas Vapor 160 dic‐2010 Hidro 78 Jul‐2011 Hidro
330 ene‐2011 Amoyá Porce III 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 del sistema eléctrico colombiano considerada corresponde con la
definida por la UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión vigente 8. Se consideran los siguientes proyectos:
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.
3
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
¾ En Chivor cambio del transformador 230/115 kV de 10 MVA por otro de 75
MVA.
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.
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Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
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 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 Quimbos 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 Cerromatosos – Primavera 500 kV en Cerromatosos –
Porce IV y Primavera – Porce IV a 500 kV.
4. CRITERIOS
En este estudio 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, físicos, 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.
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:
5
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
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
500/230 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
500/230 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. Por esta razón, no se
realizan análisis eléctricos de estabilidad (transitoria o dinámica) dentro del
alcance del estudio de oportunidades de conexión.
5. METODOLOGÍA
Para realizar el análisis se divide la Costa Atlántica en tres zonas de acuerdo con
la ubicación de las subestaciones de TRANSELCA, de la siguiente manera:
I.
II.
III.
Atlántico: Termoflores, Nueva Barranquilla, Sabanalarga, y TEBSA.
Bolívar: Termocartagena y Ternera.
Guajira, Cesar y Magdalena (GCM): Guajira, Santa Marta, Valledupar
Copey, Fundación y Cuestecita.
Para realizar el análisis eléctrico de la capacidad de instalación de generación
adicional en barras de 220 del STN en las subestaciones de TRANSELCA, se
realizan simulaciones en estado estable de flujos de carga y cálculo de
cortocircuito; 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.
El análisis se realiza para el período 2010 - 2014 mediante la evaluación de la
capacidad instalable de manera individual de generación (oferta) y carga eléctrica
(demanda). Las capacidades analizadas y resultantes del estudio son excluyentes,
6
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
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.
5.1
FLUJO DE CARGA AC
Se resalta que para el caso de análisis de conexión de demanda, se toma la
condición más crítica para el sistema, la cual consiste en no modificar la
generación de seguridad en la subestación de análisis y tampoco el despacho de
generación dentro del área de interés, con el fin de buscar mediante este criterio
que a futuro no se aumenten las generaciones de seguridad. En el caso de
conexión de nueva generación, ésta se limita si requieren refuerzos en el STN.
En esta fase se evalúa el desempeño del sistema con la oportunidad de conexión
en las subestaciones de interés, utilizando como herramienta el flujo de cargas del
programa DIgSILENT.
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.
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.
7
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
6. ANÁLISIS DE RESULTADOS
Para el caso de oportunidades de conexión de generación el escenario más crítico
para el área es el despacho térmico, en el cual las plantas del área se encuentran
cerca de su capacidad máxima.
Las oportunidades de conexión de demanda están limitadas 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
estado transitorio.
Es importante anotar que el criterio para calcular las oportunidades de conexión de
demanda es 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.
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 la Tabla 6-1, sin considerar expansión de generación en la Costa Atlántica.
Tabla 6-1. Oportunidades de conexión de generación
Subárea ATLÁNTICO BOLÍVAR GUAJIRA, CESAR Y MAGDALENA (CGM) Subestación Oportunidad de Conexión, MW 2011 2012 2013 2014 2015 Flores 100 100 100 200 200 Nueva Barranquilla 500 500 500 500 500 Sabanalarga 500 500 500 500 500 TEBSA 200 200 200 200 200 Termocartagena 300 300 300 300 300 Ternera 300 300 300 300 300 Copey 400 400 400 400 400 Fundación 400 400 400 400 400 Termoguajira 200 200 200 200 200 Santa Marta 400 400 200 200 200 Valledupar 400 400 400 400 400 Cuestecita 200 200 200 200 200 8
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
En Cuestecitas se limita por capacidad del circuito Cuestecitas – Valledupar, ante
contingencia de éste por capacidad de los circuitos Copey - Fundación y
Termoguajira - Santa Marta 1 y 2.
En Santa Marta el límite está determinado por el despacho térmico con demanda
Máxima, se explica por la presencia de generación de Termocol en el área, desde
el punto de vista de red se observa la necesidad de reforzar el enlace Fundación Santa Marta 220 kV y Fundación - Copey 220 kV.
En Termoguajira el límite para conexión de generación se presenta en despachos
térmicos, ante contingencia de un circuito Guajira - Santa Marta 220 kV, se
sobrecargan Guajira - Santa Marta 220 kV y Cuestecitas - Valledupar 220 kV.
En Valledupar se limita la conexión de generación adicional por la capacidad de
los circuitos Copey – Valledupar, ante contingencia de uno de ellos el otro se
sobrecarga.
En Flores se limita la conexión de generación adicional por la capacidad de los
circuitos Flores - Nueva Barranquilla 1 y 2 ante contingencia de uno de ellos.
En TEBSA la restricción para aumentar la generación es por capacidad de los
circuitos Tebsa - Sabanalarga 1 a 3 y Tebsa - Nueva Barranquilla.
En Sabanalarga 220 kV la capacidad son 500 MW, se limita por sobrecargas que
se presentan en los autotransformadores 500/220 kV de Sabanalarga y del circuito
Copey - Fundación 220 kV ante contingencias en el circuito Bolívar - Copey 500
kV o de uno de los autotransformadores de Sabanalarga.
E Nueva Barranquilla se limita la instalación de generación adicional por la
capacidad de la línea Sabanalarga - Nueva Barranquilla 1 y 2, ante contingencias
de uno de los circuitos.
6.2
OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN DE DEMANDA
La idea básica para la conexión de demanda adicional a la proyectada es que esta
se pueda atender sin generación forzada adicional en el sistema, es decir, se
mantiene la generación forzada requerida para atender únicamente el crecimiento
vegetativo de la demanda. Por esta razón la conexión de demanda en el área
estaría muy limitada en los escenarios de alta importación de energía de la Costa
Atlántica.
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Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
Tabla 6-2. Oportunidades de conexión de demanda
Subárea ATLÁNTICO BOLÍVAR GUAJIRA, CESAR Y MAGDALENA (CGM) Subestación Oportunidad de Conexión, MW 2011 2012 2013 2014 2015 Flores 200 200 200 200 200 Nueva Barranquilla 300 300 300 300 300 Sabanalarga 220 300 300 300 300 300 TEBSA 300 300 300 300 300 Termocartagena 200 200 200 200 200 Ternera 200 200 200 200 200 Copey 100 100 100 100 100 Fundación 200 200 200 200 200 Termoguajira 100 100 100 100 100 Santa Marta 100 100 100 100 50 Valledupar 100 100 100 100 100 Cuestecitas 50 50 50 50 50 En Copey 220 kV la oportunidad de conexión de demanda está limitada por la
capacidad del ATR 500/230 kV de Copey y de la línea Copey - Fundación 220
kV en demanda máxima y despachos hidráulicos, con contingencia del ATR
500/230 kV de Copey se presentan bajas tensiones en la barra de 220 kV de
Copey y sobrecarga del circuito Copey - Fundación 220 kV. En escenarios de
demanda máxima y despachos térmicos se presenta baja tensión en
Cuestecitas 110 kV, sobrecarga del ATR 500/230 kV de Copey y de la línea
Copey - Fundación 220 kV.
En Nueva Barranquilla 220 kV la oportunidad de conexión de demanda está
determinada por escenarios de despachos hidráulicos con demanda máxima
en el STN, y por la capacidad de las líneas Tebsa - Nueva Barranquilla 220 kV.
En escenarios de despachos térmicos y demanda máxima, la oportunidad de
conexión de demanda es más alta, considerando mayor generación en el área
para atender la demanda y menores flujos de potencia del centro del país hacia
la costa.
En Flores 220 kV, la oportunidad de conexión de demanda está restringida en
los escenarios de despachos hidráulicos y demanda máxima, por la capacidad
de las líneas Flores - Nueva Barranquilla 220 kV y de los transformadores
500/220 kV de Sabanalarga. En escenarios de despachos térmicos cuando hay
mayor generación en el área, se incrementa la oportunidad de conexión de
demanda.
10
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
En Sabanalarga 220 kV, la oportunidad de conexión de demanda en
escenarios de despachos hidráulicos y demanda máxima es superior a cuando
el despacho es térmico, desde el punto de vista de la red no se observan
restricciones, pero si se limita por estabilidad de tensión en los despachos
térmicos y en demanda máxima por déficit de reactivos en el área para soporte
de tensione.
En Tebsa 220 kV, la oportunidad de conexión de demanda está determinada
en escenarios de despachos hidráulicos y demanda máxima por la capacidad
de las líneas Tebsa - Sabanalarga 220 kV.
En Ternera 220 kV, la oportunidad de conexión de demanda en escenarios de
despachos hidráulicos con demanda máxima está restringida por sobrecargas
en circuitos del área Bolívar, particularmente Termocandelaria - Ternera 220
kV con la contingencia del otro circuito Termocandelaria - Ternera 220 kV, y
bajas tensiones en el área.
En Termocartagena 220 kV la oportunidad de conexión de demanda en
escenarios de despachos hidráulicos con demanda máxima está restringida
por sobrecarga del corredor Bolívar - El Bosque- Ternera 220 kV ante
contingencia del circuito Bolívar-Termocartagena 220 kV.
En Fundación 220 kV la oportunidad de conexión de demanda en escenarios
de despachos hidráulicos con demanda máxima está restringida por bajas
tensiones en el área. En escenarios de despachos térmicos y demanda
máxima, compensando reactivos en el área para soporte de tensión la
oportunidad de conexión de demanda es mayor.
En Termoguajira 220 kV, la oportunidad de conexión de demanda en
escenarios de despachos hidráulicos con demanda máxima está restringida
por bajas tensiones en el área y sobrecarga de los circuitos Santa Marta Termoguajira 220 kV.
En Santa Marta el límite está definido en escenarios de demanda máxima y
despacho hidráulico por bajas tensiones en el área, condición que puede
empeorar con una contingencia de la línea Fundación - Santa Marta 220 kV.
En demanda máxima y despacho térmico, Termocol generando 160 MW, la
demanda que se podría atender es 170 MW, la presencia de generación
térmica en el área mantiene las tensiones en valores permitidos en la
operación.
11
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
En Valledupar 220 kV, la oportunidad de conexión de demanda en escenarios
de despachos hidráulicos con demanda máxima está restringida por
sobrecarga del ATR 500/220 kV de Copey y del circuito Copey-Valledupar 220
kV, igualmente por las bajas tensiones en el área.
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.
7. CORTOCIRCUITO
Para el año 2015, se calculan las corrientes de cortocircuito máximas, trifásicas y
monofásicas en las subestaciones a 220 kV de TRANSELCA.
En la Tabla 7-1 se resumen los niveles de cortocircuito encontrados en todos los
casos estudiados y la capacidad de cortocircuito de los equipos de patio de las
subestaciones a 220 kV.
Tabla 7-1. Niveles de cortocircuito en kA, año 2015
Zona
ATLÁNTICO
BOLÍVAR
GUAJIRA, CESAR Y MAGDALENA
(CGM)
Subestación
Falla 3φ
Falla 1φ
Capacidad de
Cortocircuito
Termoflores
Nueva Barranquilla
Sabanalarga
TEBSA
Termocartagena
Ternera
Copey
Fundación
Termoguajira
Santa Marta
Valledupar
Cuestecitas
12.83
14.69
20.71
21.90
12.60
12.43
7.11
8.30
3.00
4.18
3.74
2.64
13.48
14.89
23.31
24.21
14.49
13.60
7.84
8.06
3.71
4.47
3.96
3.05
31.5
31.5
31.5
31.5
31.5
31.5
25.0
31.5
31.5
31.5
31.5
31.5
De acuerdo con la información disponible, se observa que en las subestaciones de
TRANSELCA, en el año 2015 no se supera la capacidad de los equipos de patio
de las subestaciones, siendo las subestación Sabanalarga y TEBSA 220 kV donde
se tiene el nivel de corto más alto del área, con el 65% y 69% respectivamente de
su capacidad de corto circuito.
12
Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
8. CONCLUSIONES
La oportunidad de conexión de nuevos proyectos de generación o demandas en
barras de las subestaciones 220 kV de TRANSELCA en el periodo 2011 - 2015 se
indican en el Formato 1 del Anexo, sin considerar la interconexión con Venezuela
(150 MW).
8.1
GENERACIÓN
La conexión de generación en las barras del STN presenta restricción en
despachos térmicos, cuando están en servicio las plantas de la costa. En este
caso y con la red actual 220 kV sin refuerzos se presentan sobrecargas en líneas
y transformadores, particularmente ante contingencias sencillas en la red de
transmisión. En general las subestaciones presentan capacidades entre 300 MW y
400 MW.
En el área para contingencias sencillas en las fronteras de 500 kV, sean los ATRs
500/220 kV de Copey y de Bolívar, o de las líneas Bolívar - Copey y Copey Ocaña 500 kV, se generan sobrecargas en algunas líneas de 220 kV por
redistribución de flujos, siendo Copey – Fundación 220 kV la línea con más
sobrecarga.
En el área GCM, la limitación para instalación de generación adicional se debe a
restricciones ante contingencias en la Red, cuando se presentan sobrecargas de
transformadores y circuitos del área, particularmente de los circuitos Termoguajira
- Santa Marta. La conexión de nueva generación a nivel de 220 kV implica la
necesidad de reforzar los enlaces Copey - Fundación, Valledupar - Cuestecitas,
Cuestecitas - Guajira - Santa Marta 220 kV.
En el área Bolívar para la conexión de nueva generación se requiere reforzar la
conexión Bolívar - Termocartagena a 220 kV y la conexión con el área del
Atlántico, por ejemplo, un línea nueva Ternera - Sabanalarga 220 kV.
Se evidencia la necesidad de reforzar la red de 220 kV en el área del Atlántico,
particularmente la conexión Flores- Nueva Barranquilla - Sabanalarga - Tebsa.
8.2
DEMANDA
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Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
La oportunidad de conexión de nuevos proyectos de demanda en las
subestaciones de TRANSELCA en el periodo 2010 - 2015 se presenta en la Tabla
6-2, igual que en el caso de generación no se considera la posible exportación a
Venezuela.
En general se observa limitaciones en el área por capacidad de la Red en
condiciones normales y en contingencias, tanto en líneas como en transformación.
En general la mayor restricción para conectar cargas nuevas en las barras del
STN se presenta en despacho Hidráulico, cuando la generación térmica es baja en
el área y la energía que se consume se importa del centro del país, de las plantas
grandes de generación hidráulica.
En este caso y con la red actual 220 kV se observa que la conexión de demanda
está restringida principalmente por la disponibilidad de recursos en el área para
garantizar el nivel adecuado de tensión sin riesgos de colapsos de voltaje en
contingencias de la red.
En el área GCM, se ve la necesidad de mejorar el nivel de tensión localizando
compensación capacitiva en el área, refuerzos de transmisión a 220 kV y de
transformación 500/220 kV en Copey.
Sin generación forzada adicional, la conexión de demanda en las áreas Bolívar y
GCM, se limita en los escenarios de alta importación de energía de esta área.
En el área Bolívar es necesario refuerzos en transmisión a 220 kV por
sobrecargas en el corredor Bolívar - Bosque-Ternera 220 kV ante contingencias
Bolívar - Termocartagena. Para garantizar el nivel adecuado de tensión en el área
se recomienda localizar compensación capacitiva.
La oportunidad de conexión de nuevos proyectos de demanda en la zona de
Bolívar se encuentra limitada por sobrecarga del circuito Bolívar -Ternera ante
contingencia del circuito Bolívar - Termocartagena 220 kV.
En Cuestecitas y Valledupar se presenta restricción para demanda de carga
adicional por sobrecarga del ATR500/230 kV de Copey, de los transformadores de
Valledupar, Cuestecitas y de los circuito Copey-Valledupar y CuestecitasTermoguajira 1 y 2. Se presentan condiciones de bajas tensiones en el área.
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Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
En Copey se limita la demanda adicional por sobrecarga del ATR 500/230 kV de
Copey, de los transformadores de Valledupar y del circuito Copey - Fundación. Se
presentan condiciones de bajas tensiones en el área.
En Termoguajira y Santa Marta se presenta restricción para demanda de carga
adicional por bajas tensiones en el área, sobrecarga de circuitos y
transformadores.
En el área del Atlántico se ve la necesidad de reforzar la red de 220 kV,
particularmente las conexiones a Flores y Tebsa, de la misma manera ubicar
compensación capacitiva en el área.
En Flores la restricción se presenta en despachos hidráulicos por la capacidad de
la línea Flores - Nueva Barranquilla. En Nueva Barranquilla por capacidad de la
línea Nueva Barranquilla - Tebsa. En Tebsa por capacidad de las líneas TebsaSabanalarga 220 kV y de los transformadores 500/220 kV en Sabanalarga.
En Sabanalarga 220 kV se limita la conexión de demanda por cargabilidad de los
transformadores 500/220 kV de Sabanalarga y por el efecto en la tensión del área
GCM, en despachos hidráulicos.
En líneas y ante algunas contingencias, se presentan sobrecargas de circuitos,
siendo los más críticos Copey – Fundación 220 kV, Copey – Valledupar 220 kV,
Santa Marta – Fundación 220 kV, Santa Marta – Termoguajira 220 kV, Cuestecitas
– Valledupar 220 kV.
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Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
9. REFERENCIAS
1.
Resolución CREG 025 de julio 13 de 1995 - Por la cual se establece el
Código de Redes, como parte del Reglamento de Operación del Sistema
Interconectado Nacional.
2.
Resolución CREG 030 de marzo 27 de 1996 - Por la cual se
complementan los procedimientos generales para la asignación de puntos
de conexión a los Sistema de Transmisión Nacional, Sistemas de
Transmisión Regional o Sistemas de Distribución Local,.
3.
Resolución CREG 051 de abril 14 de 1998 - Por la cual se aprueban los
principios generales y los procedimientos para definir el plan de
expansión de referencia del Sistema de Transmisión Nacional y se
establece la metodología para determinar el Ingreso Regulado por
concepto del Uso de este Sistema,
4.
Resolución CREG 004 de enero 28 de 1999 - Por la cual se aclaran y/o
modifican las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-051 de
1998.
5.
Resolución CREG 045 de septiembre 17 de 1999 - por la cual se modifica
la Resolución CREG 04 de 1999, se aclararon y/o modificaron las
disposiciones establecidas en la Resolución CREG-051 de 1998.
6.
Resolución CREG 022 de febrero 20 de 2001 - Por la cual se modifican e
incorporan las disposiciones establecidas en la Resolución CREG-051 de
1998, modificada por las Resoluciones CREG-004 y CREG-045 de 1999.
7.
Resolución CREG 085 de diciembre 30 de 2002 - Por la cual se modifican
los artículos 3, 4, 5 y 6 de la Resolución CREG-022 de 2001.
8.
UPME - Plan de Expansión de Referencia Generación Transmisión 2010 2024, aprobado por el Ministerio de Minas y Energía mediante Resolución
182215 el 22 de noviembre de 2010.
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Estudio Oportunidades de Conexión 2011 – 2015
ANEXOS
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