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Todos los derechos reservados XM S.A. E.S.P. Análisis Área Caribe 2012 a 2018 Diciembre 2012 Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirección Planeación de la Operación Documento XM – CND – 2012 – 210 Diciembre 2012
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Análisis Área Caribe 2012 a
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Gerencia Centro Nacional de Despacho
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Documento XM – CND – 2012 – 210
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Resumen Ejecutivo
El área Caribe atiende la demanda eléctrica
de los usuarios de los departamentos de
Córdoba, Sucre, Bolívar, Atlántico, Guajira,
Cesar y Magdalena. Los principales
recursos de generación que se encuentran
en el área son de naturaleza térmica. Los
altos requerimientos de potencia reactiva, el
crecimiento esperado de la demanda en el
área y los costos elevados de la generación
térmica, hacen evidentes riesgos que
pueden comprometer la operación segura,
confiable y económica a partir de 2013. En
este informe se estudian y analizan las
diferentes restricciones existentes en el
área Caribe, dando un énfasis al STN y en
especial a la restricción asociada al límite
de importación del área y su evolución en el
tiempo. Además, se proponen proyectos de
expansión para disminuir el impacto de esta
restricción en el horizonte de 2013-2018.
Este informe sirve como soporte y apoyo en
la definición por parte de la UPME de
proyectos de expansión complementarios a
la red asociada al proyecto Hidro-Ituango.
SITUACIÓN ACTUAL
La principal restricción del área es el límite
máximo de importación de la misma, que
cubre el colapso de tensiones del área
Caribe ante las contingencias de las líneas
Porce III – Cerromatoso 500kV, Primavera
– Cerromatoso 500kV y Ocaña –
Copey 500kV, que además de requerir
generación para la atención de la demanda
también exige un mínimo número de
unidades operando para el soporte de
tensión. Acorde con lo anterior y según los
parámetros reportados al CND,
actualmente se programan 4 unidades
equivalentes en el área y se limita la
importación de Caribe a un valor de
1500 MW. Sin embargo, en el área también
existen restricciones en los STR que
implican programar generación de
seguridad al interior de las sub-áreas GCM,
Atlántico y Bolívar, por lo que la restricción
de importación del área Caribe se cubre
generalmente con la generación de
seguridad obligada en estas sub-áreas.
OBRAS DEFINIDAS
Se tienen definidos por parte de la UPME
en el STN del área, los proyectos Bosque
230kV (2013), Caracolí 230kV (2015),
segundo circuito Bolívar – Cartagena 220kV
(2016), Chinú - Montería – Urabá 220kV
(2015), los cuales ayudan a mitigar las
restricciones en cada una de las sub-áreas
que conforman el área Caribe. Sin
embargo, para el proyecto Bosque se tenía
fecha de entrada mayo de 2011 y se espera
entre en operación en marzo de 2013, y
adicionalmente los proyectos Caracolí
220/110kV, segundo circuito Bolívar –
Cartagena 220kV y Chinú - Montería –
Urabá 220kV aún no se tienen los
Documentos de Selección de Inversionista
(DSI). Por otro lado, para el año 2017, con
la entrada en operación del proyecto de
generación Hidro-Ituango, la UPME ha
venido definiendo las obras de expansión
asociadas a la evacuación de esta energía,
contenidas en el documento preliminar
“Continuación Plan de Expansión 2012 –
2025: Nuevos Refuerzos en las áreas
Caribe y Suroccidental y la conexión de la
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planta de generación Ituango 2400 MW”.
En este plan se proponen los circuitos
Ituango – Cerromatoso 1 y 2 y el enlace
Cerromatoso – Chinú – Copey a nivel de
500kV, los cuales permitirán aumentar
significativamente el límite de importación
del área Caribe, disminuyendo la
generación de seguridad requerida para
mantener los niveles de confiabilidad y
seguridad a partir de la entrada en
operación de estas obras (año 2017).
Teniendo en cuenta lo anterior, se puede
afirmar que entre los años 2013 a 2017 no
existe ningún proyecto que permita
aumentar significativamente el límite de
importación del área Caribe, por lo que es
necesaria la definición de nuevas obras que
permitan el aumento de los límites de
transferencia dados por la red de 500 kV
para el área. Esto se logra en gran medida
a través del aumento del soporte de
reactivos y de nuevos circuitos de
transmisión desde las demás áreas del SIN
tal que se permita un mayor flujo de
potencia desde el interior hacia la costa.
Por otro lado, es importante resaltar que
actualmente existen restricciones en los
STR, tales como:
Agotamiento en la capacidad de
transformación en Sabanalarga
220/110kV, Tebsa 220/110kV, Flores
220/110kV, Ternera 220/66kV,
Cartagena 220/66kV, Chinú 500/110kV,
Cerromatoso 500/110kV, Cuestecitas
220/110kV, Valledupar 220/110 y
220/34.5kV.
Agotamiento en la red de 110kV de
Atlántico y en la red de 66kV en Bolívar.
Bajas tensiones en El Carmen 110kV,
Zambrano 66kV, La Jagua 110kV y El
Banco 110kV.
Para reducir el efecto de estas
restricciones, es necesario programar
generación de seguridad adicional a la
necesaria por soporte de tensión en el STN.
Esta condición puede generar sobrecostos
operativos o riesgos de desatención de la
demanda debido a la falta de expansión en
los STR, por lo que es de vital importancia
la definición oportuna de los planes de
expansión de los Operadores de Red y la
entrada a tiempo de los proyectos
necesarios para mitigar estas restricciones
asociadas a los STR.
OBRAS ADICIONALES PROPUESTAS
El CND, en desarrollo de las funciones
establecidas en la normatividad vigente, ha
venido analizando aquellos aspectos
asociados con las restricciones, las cuales
inciden en la planeación de la expansión
del sistema de transmisión. Como parte de
dichos análisis, en el STN se ha propuesto
la instalación de 175 Mvar repartidos en
las sub-áreas Bolívar y GCM junto con la
instalación de 1 SVC o STATCOM en la
subestación Copey 500kV para el año
2014. Además, se resalta la importancia de
definir lo más pronto posible las obras de
expansión a nivel de 500kV asociadas a la
conexión del proyecto de generación Hidro-
Ituango, de manera que la entrada en
operación sea antes de la demanda
máxima de 2017 y la entrada en operación
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en las fechas establecidas por la UPME
para los proyectos ya definidos en el STN
de cada sub-área operativa.
RIESGOS IDENTIFICADOS
Teniendo en cuenta las observaciones
planteadas anteriormente, se identifican
riesgos que podrían generar sobrecostos
operativos o riesgos de desatención de
demanda si no se cuenta con la generación
necesaria para garantizar la seguridad del
sistema. Dentro de los riesgos identificados
se tienen:
Problemas de bajas tensiones en las
sub-áreas GCM y Bolívar si no se
cuenta con los elementos de aporte de
potencia reactiva (compensaciones,
generadores).
Contingencias en transformación de
Cerromatoso 500/230kV y 500/110kV,
Copey 220/110kV, Cuestecitas
220/110kV, Valledupar 220/110 y
220/34.5kV, Chinú 500/110kV, Uraba
220/110kV, Ternera 220/66kV,
Cartagena 220/66kV, las cuales generan
demanda no atendida ya que no se
cuenta con suficientes recursos de
generación en estas zonas para cubrir
esta condición.
Indisponibilidad de la red de gas en el
norte del país. Lo anterior limita la
generación del área Caribe,
comprometiendo la confiabilidad y
seguridad del área, ya que podrían
existir restricciones en el STN y los STR
que no se lograrían cubrir, y de
materializarse, generarían demanda no
atendida.
Indisponibilidad de los transformadores
de conexión de las distintas sub-áreas
de Caribe. Ya que la capacidad de
transformación se encuentra agotada, la
indisponibilidad de un elemento de éstos
implica demanda no atendida.
Un retraso en la entrada en operación
de los proyectos de expansión definidos
como Caracolí 220/110kV, Chinú -
Montería - Urabá 220kV, segundo
circuito Bolívar – Cartagena 220kV,
entre otros, los cuales eliminan
restricciones existentes en las sub-áreas
que conforman el área Caribe. Esta
condición puede llevar a la necesidad de
programar generación de seguridad al
interior de estas sub-áreas, adicional a
la necesaria para soporte de tensión por
contingencias en el STN.
Indisponibilidad de los enlaces de
500 kV hacia el área Caribe. Lo anterior,
implica programar mayor número de
unidades y generación de seguridad
para evitar problemas de estabilidad de
tensión y de oscilación de potencia ante
la contingencia de alguno de los
circuitos que queda disponible.
Indisponibilidad de los elementos de
compensación reactiva, tales como
condensadores y el SVC de Chinú,
implica programar un mayor número de
unidades de generación para el control
de tensiones ante contingencias.
La no definición y entrada en operación
oportuna de las obras de expansión que
se propone desarrollar en este estudio
(compensaciones capacitivas, FACTS y
obras a 500kV), o en su defecto otras
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que tengan el mismo resultado sobre el
sistema en los años que se
recomiendan, generando problemas de
confiabilidad y seguridad debido a las
necesidades del área Caribe de mejorar
los perfiles de tensión, aumentar el límite
de importación y el soporte de potencia
reactiva.
El crecimiento natural de la demanda del
área Caribe aumentan las necesidades
de importación de energía en el área,
por lo que es de vital importancia la
expansión oportuna de la infraestructura
para lograr mantener las condiciones de
confiabilidad, seguridad y economía
requeridas.
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 vi
TABLA DE CONTENIDO
1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................. 4
2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL ÁREA ................................................................................... 6
2.1 RECURSOS DE GENERACIÓN ......................................................................................... 7
2.2 RECURSOS DE POTENCIA REACTIVA .............................................................................. 8
2.3 DEMANDA Y SUMINISTRO DE POTENCIA ACTIVA Y REACTIVA ........................................ 9
3 IDENTIFICACIÓN DE RESTRICCIONES EXISTENTES EN EL ÁREA – ESTADO ACTUAL ............ 13
3.1 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS PARA LA ATENCIÓN DE LA DEMANDA ACTUAL ................ 15
4 EVOLUCIÓN DE LAS RESTRICCIONES EN EL ÁREA – HORIZONTE 2013 - 2018 .................... 17
4.1 PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEFINIDOS EN EL STN ....................................................... 17
4.2 BALANCE RESTRICCIONES VERSUS PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN EL STN .................... 19
4.3 ANÁLISIS ELÉCTRICOS 2013 - 2018 .............................................................................. 22
4.3.1 IMPACTO DE LA CARGA DRUMMOND EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA ............................................ 23
4.3.2 PROPUESTA DE FACTS EN EL ÁREA PARA LA DISMINUCIÓN DEL NÚMERO DE UNIDADES .................... 26
4.3.3 AUMENTO DEL LÍMITE DE IMPORTACIÓN DEL ÁREA MEDIANTE LOS NUEVOS CIRCUITOS A NIVEL DE
500KV ASOCIADOS A LA CONEXIÓN DEL PROYECTO HIDRO-ITUANGO ......................................................... 29
4.3.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS OBRAS RECOMENDADAS EN EL STN .......................................... 33
4.3.4.1 Beneficios ...................................................................................................................... 33
4.3.4.2 Costos ............................................................................................................................ 33
4.3.4.3 Distribución de la Relación B/C ..................................................................................... 34
4.4 RESUMEN OBRAS RECOMENDADAS EN EL STN DEL ÁREA CARIBE AÑOS 2014 A 2018 .... 35
4.5 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS PARA EL HORIZONTE 2013 A 2018 ................................... 36
5 POSIBLES DESPACHOS DE LOS RECURSOS ENERGÉTICOS DEL ÁREA CARIBE PERIODO 2015 -
2020 .................................................................................................................................. 38
5.1 SUPUESTOS GENERALES DEL ESTUDIO ................................................................................. 38
5.2 RESULTADOS ................................................................................................................ 40
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 vii
6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ......................................................................... 44
7 ANEXOS ....................................................................................................................... 46
7.1 ANEXO A: CONSIDERACIONES GENERALES PARA LAS SIMULACIONES DE LOS AÑOS 2013
A 2018 ............................................................................................................................... 46
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 4
1 INTRODUCCIÓN
Actualmente el área Caribe presenta limitaciones de importación y
programación obligada en el despacho de un número mínimo de unidades
por seguridad para mantener los perfiles de tensión en el área ante
contingencias sencillas en elementos del STN y/o STR, lo que implica
sobrecostos y riesgos operativos para atender la demanda con los criterios
de calidad establecidos en la normatividad vigente.
Los proyectos de transmisión en el STN definidos para el área Caribe en los
planes de expansión de la UPME, Bosque 230kV (2013), Caracolí 230kV
(2015), segundo circuito Bolívar – Cartagena 220kV (2016), Chinú -
Montería – Urabá 220 kV (2015), entre otros, ayudan a mejorar la atención
confiable de la demanda y el soporte de tensión en el área. Además, para el
año 2017, con la entrada en operación del proyecto de generación Hidro-
Ituango, la UPME ha venido definiendo las obras de expansión asociadas a la
evacuación de esta energía, por lo que ha publicado el documento preliminar
“Continuación Plan de Expansión 2012 – 2025: Nuevos Refuerzos en las
áreas Caribe y Suroccidental y la conexión de la planta de generación
Ituango 2400 MW”, donde se proponen los circuitos Ituango – Cerromatoso
1 y 2 y el enlace Cerromatoso – Chinú – Copey a nivel de 500kV, los cuales
permiten aumentar significativamente el límite de importación del área
Caribe, disminuyendo la generación de seguridad requerida para mantener
los niveles de confiabilidad y seguridad a partir de la entrada en operación
de estas obras (año 2017).
Teniendo en cuenta lo anterior, se puede afirmar que entre los años 2013 a
2017 no existe ningún proyecto que permita aumentar significativamente el
límite de importación del área Caribe, por lo que es necesaria la definición
de nuevas obras que permitan el aumento de los límites de transferencia
dados por la red de 500 kV para el área.
Por otro lado, es importante resaltar que actualmente existen restricciones
en los STR, tales como:
Agotamiento en la capacidad de transformación en Sabanalarga
220/110kV, Tebsa 220/110kV, Flores 220/110kV, Ternera 220/66kV,
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 5
Cartagena 220/66kV, Chinú 500/110kV, Cerromatoso 500/110kV,
Cuestecitas 220/110kV, Valledupar 220/110 y 220/34.5kV.
Agotamiento en la red de 110kV de Atlántico y en la red de 66kV en
Bolívar.
Bajas tensiones en El Carmen 110kV y Zambrano 66kV en Bolívar.
Para reducir el efecto de estas restricciones, es necesario programar
generación de seguridad adicional a la necesaria por soporte de tensión en
el STN. Esta condición puede generar sobrecostos operativos o riesgos de
desatención de la demanda debido a la falta de expansión en los STR, por lo
que es de vital importancia la definición oportuna de los planes de expansión
de los Operadores de Red y la entrada a tiempo de los proyectos necesarios
para mitigar estas restricciones asociadas a los STR.
En este informe se estudian y analizan las diferentes restricciones existentes
en el área Caribe, dando un énfasis al STN y en especial a la restricción
asociada al límite de importación del área y su evolución en el tiempo.
Además, se presentan las recomendaciones operativas y se proponen
proyectos de expansión para disminuir el impacto de esta restricción en el
horizonte de 2013-2018. El presente informe sirve como soporte y apoyo en
la definición por parte de la UPME de proyectos de expansión
complementarios a la red asociada al proyecto Hidro-Ituango.
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 6
2 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL ÁREA
El área Caribe está compuesta por cinco sub-áreas: GCM (Guajira – Cesar –
Magdalena), Atlántico, Bolívar, Córdoba-Sucre y Cerromatoso. El área está
conectada al interior del país por tres líneas de 500 kV de aproximadamente
200 km cada una (Porce III – Cerromatoso 500 kV, Primavera –
Cerromatoso 500 kV y Ocaña – Copey 500 kV). Ver Figura 2-1.
Figura 2-1. Topología del área Caribe – Año 2012
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 7
2.1 RECURSOS DE GENERACIÓN
La generación del área es básicamente térmica, con una capacidad instalada
de 2398 MW de generación térmica y 340 MW de generación hidráulica.
Cada sub-área cuenta con generación interna según como lo muestra la
Figura 2-2.
Figura 2-2. Recursos de Generación del área Caribe – Año 2012
El 88% de la generación es de tipo termoeléctrico, la cual emplea
principalmente como combustible gas natural, carbón y combustibles
líquidos.
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 8
En la tabla siguiente, según los parámetros de potencia reactiva informados
al CND por los generadores, se resumen las equivalencias y características
de los recursos del área Caribe para el control de tensión.
Planta Unidades físicas
por planta Peso por unidad*
Unidades equivalentes por planta
Guajira 2 1 2
Tebsa Gas 220 kV 3 1 3
Tebsa Vapor 220 kV 2 1 2
Tebsa Gas 110 kV 2 1 2
Termobarranquilla 2 1/2 1
Flores 1 (Gas +
Vapor) 2 1/2 1
Flores IV 1 Gas 1 1 1
Flores IV 2 Gas 1 1 1
Flores IV Vapor 1 1 1
Termocandelaria 2 1 2
Termocartagena 3 1/2 1.5
Proeléctrica 2 1/2 1
Urrá 4 1/3 1.333
TOTAL UNIDADES EQUIVALENTES CARIBE ≈20
Tabla 2-1. Peso de las unidades del área Caribe
De la Tabla 2-1 se resalta que el máximo valor de unidades equivalentes
disponible para el área es de 20 y que de acuerdo a las últimas subastas del
cargo por confiabilidad en el país, se tienen nuevos proyectos de generación
en el área que permitan aumentar el número de unidades disponibles, como
lo son:
Planta Capacidad [MW] Fecha esperada de entrada en operación
Gecelca 3 164 Octubre 15 de 2013
Termocol 202 Noviembre 16 de 2013
Gecelca 32 250 Diciembre de 2015
Termonorte 88 Diciembre de 2017
Tabla 2-2. Proyectos de generación futuros
2.2 RECURSOS DE POTENCIA REACTIVA
Además de las unidades de generación, el principal elemento de control ante
contingencias es el SVC de Chinú -240Mvar/160Mvar, el cual permite
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 9
realizar un control dinámico de las tensiones ante contingencias en la red a
500 kV del área.
Adicionalmente, en las diferentes sub-áreas se tiene los siguientes
elementos para el suministro o absorción de potencia reactiva para el
control de tensiones:
Capacitor de Ternera de 43 Mvar en 66 kV
Capacitor de Cuestecitas de 40 Mvar en 220 kV
Capacitor de Fundacion 1 de 39 Mvar en 220 kV
Capacitor de Fundación 2-3 de 20 Mvar cada uno en 220 kV
Reactor de Cuestecitas de 20 Mvar en 220 kV
2.3 DEMANDA Y SUMINISTRO DE POTENCIA ACTIVA Y
REACTIVA
En la Tabla 2-3 se presenta la demanda máxima del año 2012, y en la
Figura 2-3 se tiene la distribución de potencia activa de la demanda en cada
una de las sub-áreas de Caribe:
Demanda Total [MW]
Mínima 1620
Media 1955
Máxima 2186
Tabla 2-3. Demanda área Caribe Año 2012
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 10
Figura 2-3. Demandas por sub-áreas de Caribe – Año 2012
Para la demanda máxima del área en el 2012, se tiene la distribución de
potencia activa y reactiva que se presenta en la Figura 2-4 y Figura 2-5,
respectivamente
Figura 2-4. Demanda de potencia activa del área Caribe
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 11
Figura 2-5. Demanda de potencia reactiva del área Caribe
Para un caso particular de máxima importación de potencia activa del área
Oriental, en la Figura 2-6 y en la Figura 2-7 se presenta la distribución del
suministro de la potencia activa y reactiva que demanda el área.
Figura 2-6. Suministro de potencia activa del área Caribe
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Figura 2-7. Suministro de potencia reactiva del área Caribe
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 13
3 IDENTIFICACIÓN DE RESTRICCIONES
EXISTENTES EN EL ÁREA – ESTADO ACTUAL
De acuerdo a los análisis eléctricos presentados en el Tercer Informe de
Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo del año 2012
(Documento XM – CND – 2012 – 161), las restricciones que se presentan en
el área son:
Número Restricción Escenario
1
Tensiones fuera de rango en el área Caribe ante
contingencia de la línea Ocaña – Copey 500 kV.
Para garantizar la seguridad se tiene un
requerimiento de unidades mínimas para soporte
de tensión en el área.
Demanda mínima, media y
máxima
2 Ante la N-1 de un circuito Tebsa – Sabanalarga
220 kV se sobrecargan las líneas en paralelo.
Demanda mínima y media.
Alta generación térmica
3
Ante la N-1 de un circuito Flores – Nueva
Barranquilla 220 kV se sobrecarga la línea en
paralelo.
Demanda mínima y media.
Alta generación térmica
4 Ante la N-1 del Atr de Bolívar 500/230 kV se
sobrecarga la línea Fundación – Copey 220 kV.
Demanda mínima y media.
Alta generación térmica
5
Ante la N-1 Bolívar – Cartagena 220 kV se
sobrecarga Bolívar – Ternera 220 kV afectando el
límite de importación de la sub-área Bolívar
Demanda media y
máxima. Alta importación
del área.
6 Agotamiento en la transformación de Tebsa
220/110 kV en Atlántico
Demanda media y
máxima. Alta importación
del área.
7 Agotamiento en la capacidad de transformación
en Sabanalarga 220/110 kV en Atlántico. Demanda máxima
8 Agotamiento en la red de 110 kV de Atlántico. Demanda media y
máxima.
9
Alcance de los niveles de corto circuito a los
valores de diseño en las subestaciones Tebsa
110 kV y Flores 110 kV en Atlántico
Demanda mínima, media y
máxima. Alta generación
en Atlántico
10 Agotamiento en la capacidad de transformación
220/66 kV en Bolívar
Demanda mínima, media y
máxima
11 Agotamiento en la red de 66 kV en Bolívar Demanda mínima, media y
máxima
12 Bajas tensiones en El Carmen 110 kV y
Zambrano 66 kV en Bolívar Demanda media y máxima
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Número Restricción Escenario
13 Agotamiento en la capacidad de transformación
de Chinú 500/110 kV en Córdoba – Sucre
Demanda mínima, media y
máxima
14 Agotamiento en la capacidad de transformación
de Cerromatoso 500/110 kV
Demanda mínima, media y
máxima
15 Bajas tensiones ante la contingencia en el
transformador de Copey 500/220 kV en GCM Demanda media y máxima
16 Agotamiento en la capacidad de transformación
de Cuestecitas en GCM Demanda media y máxima
17
Ante la N-1 del transformador
Cerromatoso 500/230kV se generan problemas
de estabilidad y bajas tensiones en las barras de
Montería, Rio Sinú, Tierra Alta, Urrá, Urabá y
Apartadó 110kV, y en consecuencia desatención
de demanda.
Demanda media y máxima
Tabla 3-1. Restricciones del área Caribe – Año 2012
La restricción más importante que tiene el STN del área Caribe, es la salida
del circuito Ocaña – Copey 500 kV, la cual ocasiona bajas tensiones en todas
las sub-áreas de Caribe. De acuerdo con lo anterior, para cumplir con los
niveles de tensión establecidos en la reglamentación, se recomienda para
períodos de demanda máxima, media y mínima lo siguiente1:
Demanda máxima: Controlar el límite de importación al área Caribe,
inferior a 1500 MW con 4 unidades equivalentes para el control de
tensión.
Demanda media: Controlar el límite de importación al área Caribe,
inferior a 1500 MW con 3 unidades equivalentes para el control de
tensión.
Demanda máxima: Controlar el límite de importación al área Caribe,
inferior a 1500 MW con 1 unidad equivalente para el control de tensión.
1 Teniendo en cuenta la información de parámetros (aporte y absorción de potencia reactiva) reportados por los
generadores.
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 15
3.1 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS PARA LA ATENCIÓN DE LA
DEMANDA ACTUAL
De acuerdo con los resultados de los análisis eléctricos de la Figura 2-7,
actualmente en el área Caribe, la fuente principal de suministro de potencia
reactiva son las líneas del Sistema de Transmisión Nacional,
fundamentalmente el aporte de potencia reactiva que suministran las líneas
de 500 kV, lo que muestra la necesidad de obras de expansión que permitan
aportar la potencia reactiva necesaria en el área para mantener los niveles
de tensión adecuados, de manera que se logre utilizar la máxima capacidad
de las líneas a nivel de 500kV para trasmitir potencia activa, manteniendo
los niveles de confiabilidad requeridos. Teniendo en cuenta lo anterior y las
distintas restricciones que se presentan en las sub-áreas de Caribe, se
tienen los siguientes riesgos en la atención segura y confiable de la
demanda:
Problemas de bajas tensiones en las sub-áreas GCM y Bolívar si no se
cuenta con los elementos de aporte de potencia reactiva
(compensaciones, generadores).
Contingencias en transformación de Cerromatoso 500/230kV y
500/110kV, Copey 220/110kV, Cuestecitas 220/110kV, Valledupar
220/110 y 220/34.5kV, Chinú 500/110kV, Uraba 220/110kV, Ternera
220/66kV, Cartagena 220/66kV, las cuales generan demanda no
atendida ya que no se cuenta con suficientes recursos de generación
en estas zonas para cubrir esta condición.
Indisponibilidad de la red de gas en el norte del país. Lo anterior
limita la generación del área Caribe, comprometiendo la confiabilidad
y seguridad del área, ya que podrían existir restricciones en el STN y
los STR que no se lograrían cubrir, y de materializarse, generarían
demanda no atendida.
Indisponibilidad de los transformadores de conexión de las distintas
sub-áreas de Caribe. Ya que la capacidad de transformación se
encuentra agotada, la indisponibilidad de un elemento de éstos
implica demanda no atendida en condiciones normales de operación o
ante contingencias.
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 16
Indisponibilidad de los enlaces de 500 kV hacia el área Caribe. Lo
anterior, teniendo en cuenta que la indisponibilidad de alguno de los
circuitos es por un tiempo prolongado, conduce a un alejamiento
eléctrico del interior del país, lo que implica programar mayor número
de unidades y generación de seguridad para evitar problemas de
estabilidad de tensión y de oscilación de potencia ante la contingencia
de alguno de los circuitos que queda disponible.
Indisponibilidad de los elementos de compensación reactiva, tales
como condensadores y el SVC de Chinú, implica programar un mayor
número de unidades de generación para el control de tensiones ante
contingencias.
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4 EVOLUCIÓN DE LAS RESTRICCIONES EN EL
ÁREA – HORIZONTE 2013 - 2018
En este capítulo se analiza la evolución de las restricciones entre los años
2013 y 2018 con los proyectos actualmente definidos por la UPME en sus
planes de expansión, con el fin de identificar las recomendaciones operativas
y las necesidades de nuevos proyectos de expansión en el área. Estos
análisis se realizaron teniendo en cuenta supuestos generales para el área
Caribe, los cuales se presentan en el ANEXO A: CONSIDERACIONES
GENERALES PARA LAS SIMULACIONES DE LOS AÑOS 2013 A 2018.
4.1 PROYECTOS DE EXPANSIÓN DEFINIDOS EN EL STN
De acuerdo con los planes de expansión de Generación y Transmisión de la
UPME, en el área se tienen definidos los siguientes proyectos de expansión
en el STN:
Proyecto Entrada en Operación Comentarios
UPME 02-2008
El Bosque 220kV y líneas
asociadas
Anterior: 20/05/2011
Nueva: 30/03/2013
De acuerdo con la
información del CAPT 115 de
octubre de 2012: ISA ajustó
el cronograma y la fecha de
puesta en operación de
febrero 25 de 2013 para el
30 de marzo de 2013.
El avance total es del 86%
frente a un 89%
programado. El proyecto
cuenta con Licencia
Ambiental según Resolución
ANLA 0211 del 9 de abril de
2012
UPME 02-2010
Subestación Termocol y
líneas asociadas
Agosto 31 de 2013
De acuerdo con la
información del CAPT 115 de
octubre de 2012: Avance
total del 2.5%, frente a un
8% programado.
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Proyecto Entrada en Operación Comentarios
Chinú – Montería – Urabá
220kV y obras asociadas Septiembre 30 de 2015
De acuerdo con la
información del CAPT 115 de
octubre de 2012: Se espera
tener pliegos definitivos en
Enero de 2013
Caracolí 220kV y obras
asociadas Septiembre 30 de 2015
De acuerdo con la
información del CAPT 115 de
octubre de 2012: Se espera
tener pliegos definitivos en
Enero de 2013
Segundo circuito Cartagena
– Bolívar a 220kV Noviembre 30 de 2016
De acuerdo con la
información del CAPT 115 de
octubre de 2012: Se espera
tener pliegos definitivos en
Enero de 2013
Proyecto de generación
Gecelca 3 de 164MW Octubre 15 de 2013
Inicialmente se habían
aprobado 150MW.
Posteriormente la UPME
aprobó 14MW adicionales
para un total de 164MW.
Proyecto de generación
Gecelca 32 de 250MW Diciembre de 2015
De acuerdo con el informe de
avance del plan de expansión
de generación UPME de
octubre de 2012: Se espera
la entrada en Diciembre de
2015
Proyecto de generación
Termonorte de 88MW Diciembre de 2017
De acuerdo con el informe de
avance del plan de expansión
de generación UPME de
octubre de 2012: Se espera
la entrada en Diciembre de
2017
Tabla 4-1. Proyectos de expansión definidos en el área Caribe
Es importante resaltar que los proyectos nombrados en la Tabla 4-1 son de
alta importancia para el área Caribe, principalmente los que resuelven
restricciones al interior de cada sub-área (como Bosque, Chinú – Montería –
Urabá 220kV, Caracolí y el segundo Cartagena – Bolívar 220kV), y sin
embargo, la mayoría tienen pendientes los DSI, y particularmente el
proyecto Bosque se encuentra atrasado. Por esta razón, es de vital
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 19
importancia realizar todas las acciones para garantizar la entrada a tiempo
de todas estas obras ya definidas por la UPME en sus planes de expansión.
4.2 BALANCE RESTRICCIONES VERSUS PROYECTOS DE
EXPANSIÓN EN EL STN
Con el fin de identificar los efectos en las restricciones del área de los
proyectos de expansión nombrados anteriormente, se presenta en la Tabla
4-2, un balance entre las restricciones y los proyectos en el horizonte 2013
a 2018. El estado de las obras nombradas se presentan en la Tabla 4-1.
Número Restricción Comentario
1
Tensiones fuera de rango en el área
Caribe ante contingencia en líneas de
500kV. Para garantizar la seguridad se
tiene un requerimiento de unidades
mínimas para soporte de tensión en el
área y un límite de importación.
Los proyectos, Caracolí, Montería,
segundo Bolívar – Cartagena
220kV, mejoran los perfiles de
tensión en el área, sin embargo, aún
con estos proyectos es necesario un
mínimo número de unidades para
garantizar la seguridad del área ante
contingencias en circuitos de 500kV.
La UPME en el documento preliminar
“Continuación Plan de Expansión
2012 – 2025: Nuevos Refuerzos en
las áreas Caribe y Suroccidental y la
conexión de la planta de generación
Ituango 2400 MW”, propone nuevos
circuitos a 500kV en el área
Caribe que reducen
significativamente el impacto de esta
restricción para el año 2017.
2
Sobrecarga de los circuitos paralelos
Tebsa – Sabanalarga 1 y 2 220 kV ante
la contingencia del circuito Tebsa –
Sabanalarga 3 220 kV. Se generan
atrapamientos de generación.
No existe ningún proyecto que
elimine esta restricción, ya que la
UPME ha considerado dentro de sus
análisis la posibilidad de reconfigurar
los circuitos Tebsa – Nueva
Barranquilla 220 kV y Nueva
Barranquilla – Sabanalarga 220 kV en
el circuito Tebsa – Sabanalarga 4
220 kV, como una acción que reduce
esta restricción en condiciones de
máxima generación en la subárea
Atlántico. Es importante aclarar que
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Número Restricción Comentario
el crecimiento natural de la demanda
en el tiempo reduce el impacto de
esta restricción.
3
Sobrecarga del circuito Flores – Nueva
Barranquilla 220 kV ante la contingencia
del circuito en paralelo. Para garantizar
la seguridad es necesario limitar
generación.
El proyecto Caracolí y obras
asociadas elimina esta restricción.
Año 2015 (Proyecto Completo)
4
Ante la N-1 del Atr de Bolívar
500/230 kV se sobrecarga la línea
Fundación – Copey 220 kV.
No existe ningún proyecto que
elimine esta restricción.
5
Límite de importación de la sub-área
Bolívar. Para garantizar la seguridad es
necesario programar generación de
seguridad en el interior de la sub-área
Bolívar.
El segundo circuito Bolívar –
Cartagena 220kV elimina esta
restricción. Año 2016.
6
Sobrecarga de los transformadores de
Tebsa y Flores 220/110kV ante
contingencias sencillas en
transformación 220/110kV. Para
garantizar la seguridad es necesario
programar generación de seguridad a
nivel de 110kV en la sub-área Atlántico.
El proyecto Caracolí y obras
asociadas reduce el impacto de esta
restricción. Año 2015 (Proyecto
Completo)
7
Agotamiento en la capacidad de
transformación en Sabanalarga
220/110 kV en Atlántico.
En la presentación del plan de
expansión ELECTRICARIBE se plantea
el segundo transformador
Sabanalarga 220/110kV, Año
2013. Sin embargo, no existe
concepto por parte de la UPME.
8
Agotamiento en la red de 110 kV de la
sub-área Atlántico. Para garantizar la
seguridad es necesario balancear
generación de Tebsa y Flores.
El proyecto Caracolí y obras
asociadas reduce el impacto de
estas restricciones. Año 2015
(Proyecto Completo)
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Número Restricción Comentario
9
Alcance de los niveles de corto circuito a
los valores de diseño en las
subestaciones Tebsa 110 kV y Flores
110 kV en Atlántico
El proyecto Caracolí y obras
asociadas implica el seccionamiento
de Tebsa 110kV, Año 2015. Sin
embargo, esta no es la solución
estructural al problema de
cortocircuito en esta subestación.
La misma condición ocurre con Flores
110kV, con el acople de barras se
podría seccionar la subestación, sin
embargo, no existe ningún proyecto
que elimine de manera estructural
esta restricción.
10
Sobrecarga no admisible de los
transformadores de Ternera 220/66kV
ante la contingencia del transformador
en paralelo. Para garantizar la seguridad
es necesario programar generación de
seguridad en Proeléctrica.
El proyecto Bosque y obras
asociadas, y el reemplazo de los
transformadores Ternera
220/66kV por dos de 150MVA
eliminan esta restricción. Año 2013
(Proyecto Completo)
11 y 12
Agotamiento en la red de 66 kV de
Cartagena y bajas tensiones en El
Carmen 110 kV y Zambrano 66 kV.
No existe ningún proyecto definido
que elimine esta restricción.
13 Agotamiento en la capacidad de
transformación 500/110 kV en Chinú.
El proyecto Chinú – Montería –
Urabá 220kV, junto con el tercer
transformador de Chinú
500/110kV, eliminan esta
restricción. Año 2015.
14
Agotamiento en la capacidad de
transformación 500/115 kV en
Cerromatoso.
La generación de Gecelca III
serviría como generación de
seguridad para reducir el impacto de
esta restricción. Año 2013.
El tercer transformador de
Cerromatoso 500/110kV, elimina
esta restricción. Año 2014.
15 Bajas tensiones ante contingencia en el
transformador de Copey 500/220 kV.
No se tiene definido ningún proyecto
que elimine esta restricción, sin
embargo, la UPME en el documento
preliminar “Continuación Plan de
Expansión 2012 – 2025: Nuevos
Refuerzos en las áreas Caribe y
Suroccidental y la conexión de la
planta de generación Ituango 2400
MW”, propone el segundo
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Número Restricción Comentario
transformador Copey 500/220kV,
el cual eliminaría esta restricción en el
año 2017.
16
Agotamiento en la capacidad de
transformación 220/110 kV en
Cuestecitas.
En la presentación del plan de
expansión ELECTRICARIBE se plantea
el tercer transformador
Cuestecitas 220/110kV, Año 2014.
Sin embargo, no existe concepto por
parte de la UPME.
17
La contingencia del transformador
Cerromatoso 500/230kV genera colapso
de la sub-área Córdoba-Sucre por
problemas de estabilidad y sobrecargas
no admisibles.
El proyecto Chinú – Montería –
Urabá 220kV, elimina esta
restricción. Año 2015.
Tabla 4-2. Balance de Restricciones versus Obras del área Caribe
4.3 ANÁLISIS ELÉCTRICOS 2013 - 2018
De los numerales anteriores se observan las siguientes situaciones:
En el periodo de tiempo 2013-2017 se tienen proyectos definidos que
mejoran el perfil de tensiones del área Caribe, sin embargo, son obras
de expansión que apuntan directamente a problemas puntuales de las
sub-áreas. Por tanto, estos proyectos no son una solución estructural
para reducir los sobrecostos operativos y los riesgos de desatención
de la demanda debidos a la restricción existente del límite de
importación del área y la obligación de programar un mínimo número
de unidades para el soporte de tensión.
Para el año 2017, con la entrada en operación del proyecto de
generación Hidro-Ituango, la UPME ha venido definiendo las obras de
expansión asociadas a la evacuación de esta energía, por lo que ha
publicado el documento preliminar “Continuación Plan de Expansión
2012 – 2025: Nuevos Refuerzos en las áreas Caribe y Suroccidental y
la conexión de la planta de generación Ituango 2400 MW”, donde se
proponen los circuitos Ituango – Cerromatoso 1 y 2 y el enlace
Cerromatoso – Chinú – Copey a nivel de 500kV, los cuales han sido
analizados por XM en el Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico
de Largo Plazo del primer semestre de 2012 (XM CND 2012 100).
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Estos proyectos permiten aumentar significativamente el límite de
importación del área Caribe, disminuyendo la generación de seguridad
requerida para mantener los niveles de confiabilidad y seguridad.
Acorde con lo anterior, a continuación se estudian y analizan proyectos de
expansión identificados para reducir y/o eliminar las restricciones del área
en el horizonte de 2013-2018. En particular, para este horizonte se
analizará el impacto de la carga de Drummond en la operación del sistema
debido a que la conexión de esta carga involucrará la intervención de activos
a 500kV del área Caribe.
Es importante tener presente que en estos análisis se tuvo en cuenta la
entrada a tiempo de los proyectos definidos por la UPME y presentados en la
Tabla 4-1, los cuales solucionan gran parte de las restricciones en los STR,
por lo que solamente se evalúan las restricciones en el STN.
4.3.1 IMPACTO DE LA CARGA DRUMMOND EN LA OPERACIÓN DEL SISTEMA
La UPME actualmente se encuentra analizando la conveniencia de conectar
la mina Drummond seccionando la línea Ocaña – Copey 500kV (ver Figura
4-1) en el año 2015. Esta forma de conectar al STN los 120MW de carga
correspondientes a la mina Drummond, aumentan la generación de
seguridad (unidades y potencia activa) requerida en el área Caribe para
mantener los perfiles de tensión ante contingencias a nivel de 500kV como
muestra la Figura 4-2. Por esta razón, se identifica la necesidad de obras de
expansión adicionales que permitan reducir el impacto de la entrada de esta
carga en el sistema.
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Figura 4-1- Conexión de la mina Drummond seccionando Ocaña – Copey 500kV
Figura 4-2. Mínimo número de unidades y generación de seguridad requerida en
Caribe con y sin Drummond año 2015
Con el fin de reducir la generación de seguridad y el mínimo número de
unidades del área ante la entrada de la carga de Drummond, se plantean
tres alternativas de obras de expansión en el área Caribe (ver Figura 4-3):
1. Instalación de un SVC en la subestación Copey 500kV con un tamaño
de 140Mvar capacitivos.
2. Nuevo circuito Bolívar – Sabanalarga 500kV (longitud estimada de
65km).
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 25
3. Alternativas 1 y 2 combinadas.
Figura 4-3. Alternativas de expansión en el área Caribe para reducir restricciones asociadas a la carga de Drummond
A continuación se presentan los resultados obtenidos de generación de
seguridad y mínimo número de unidades requeridos en Caribe teniendo en
cuenta las alternativas planteadas:
Figura 4-4. Mínimo número de unidades y generación de seguridad requerida en Caribe con Drummond y las alternativas planteadas
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De los resultados obtenidos y presentados en la Figura 4-4, se observa que
a través de la instalación de un SVC en Copey 500kV o un circuito Bolívar –
Sabana 500kV, se logra reducir el número de unidades y la generación de
seguridad requerida en Caribe por la conexión de la mina Drummond.
Además, mediante la solución combinada (SVC + circuito Bolívar –
Sabana 500kV) se logra reducir la generación de seguridad, sin embargo
son necesarias el mismo número de unidades. Esta condición se debe a que
existe mayor soporte de potencia reactiva, por lo que se puede trasmitir
mayor potencia activa por las líneas de importación a nivel de 500kV, sin
embargo, este soporte adicional no es suficiente para reducir unidades en el
área.
Se observa entonces la necesidad de evaluar las posibilidades de definir una
expansión complementaria a la conexión de la carga de Drummond, de
manera que se logre disminuir el impacto de esta carga en las restricciones
del SIN y reducir los riesgos en la atención de la demanda.
4.3.2 PROPUESTA DE FACTS EN EL ÁREA PARA LA DISMINUCIÓN DEL
NÚMERO DE UNIDADES
El área Caribe requiere programar generación de reactivos con unidades
térmicas, la cual no sale despachada naturalmente, por esta razón se
programa por seguridad unidades mínimas y un corte de importación para
asegurar esa generación interna. En el numeral anterior se exploraron
alternativas mediante dispositivos FACTS para mitigar el efecto de la carga
de Drummond en las restricciones del área. Sin embargo,
independientemente de la carga de Drummond, se observa la necesidad de
disminuir el número de unidades necesarias en Caribe, ya que en la medida
que la demanda crece naturalmente, se van necesitando cada vez más
unidades para mantener las tensiones en rangos permitidos ante
contingencias en el STN2. Por esta razón, se evaluó el impacto de la
instalación de compensación mediante SVC o STATCOM en la red de 500kV
y 220kV. Además, se evaluó otra alternativa, la cual consiste en la
2 Es importante aclarar que actualmente existen contingencias en el STR que obligan generación de seguridad al
interior de las sub-áreas de Caribe. Sin embargo, se asume que estos problemas en el STR se han solucionado a
través de las obras de expansión definidas por la UPME y recomendadas por los OR.
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instalación de 175Mvar repartidos en subestaciones de 220kV de las sub-
áreas Bolívar y GCM junto con FACTS en la red de 220kV. Los resultados del
mínimo número de unidades (soporte de reactiva) y la generación de
seguridad requerida en el área Caribe para soportar la contingencia del
circuito Ocaña - Copey 500 kV (contingencia más crítica del área) con las
diferentes alternativas, se presentan a continuación en la Figura 4-5 y la
Figura 4-6 respectivamente:
Figura 4-5. Mínimo número de unidades equivalentes necesarias en el área Caribe para las alternativas analizadas en los años 2015 y 2018
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Figura 4-6. Generación de seguridad área Caribe
De las figuras se puede observar que a través de la alternativa de SVC o
STATCOM más la instalación de condensadores, se obtiene un delta
estimado de 260MW en generación de seguridad obligada para la demanda
máxima del año 2015, mostrando que la instalación de dispositivos FACTS
para el área Caribe representa una alternativa para la producción de
reactivos diferente a la programación de generación obligada en el área.
De acuerdo con la Figura 4-5 y Figura 4-6, los beneficios de la instalación de
un SVC o STATCOM en el tiempo son la reducción el número de unidades de
generación que se requieren para control de tensión y la generación de
seguridad en el área.
Acorde con los resultados obtenidos en los numerales 4.3.1 y 4.3.2, se
recomienda el circuito Bolívar – Sabanalarga 500kV para disminuir el
impacto de la carga de Drummond, y la instalación de un SVC o STATCOM
más compensación tradicional en el área Caribe para disminuir la generación
de seguridad requerida para soportar contingencias sencillas en el STN
durante el periodo de tiempo 2013-2017 (antes de la entrada en operación
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de los proyectos definidos para la conexión de Hidro-Ituango). La evaluación
económica para estas obras recomendadas se encuentra en el numeral
4.3.4.
4.3.3 AUMENTO DEL LÍMITE DE IMPORTACIÓN DEL ÁREA MEDIANTE LOS
NUEVOS CIRCUITOS A NIVEL DE 500KV ASOCIADOS A LA CONEXIÓN
DEL PROYECTO HIDRO-ITUANGO
Con el crecimiento natural de la demanda, se observa que para la demanda
máxima esperada en el año 2018, el área Caribe recibe una cantidad
considerable de potencia activa a través de los circuitos Porce III-
Cerromatoso, Primavera – Cerromatoso y Ocaña – Copey 500kV. Al ocurrir
la contingencia del circuito Ocaña – Copey 500kV, el flujo por los demás
circuitos de importación se hace mayor, cargándolos por encima del SIL
(comienzan a consumir potencia reactiva). Por esta razón, a pesar de la
entrada de las compensaciones propuestas en los numerales anteriores
(FACTS y condensadores), para el periodo 2017-2018 se identifican las
necesidades de expandir la red de transmisión del STN para esta zona del
país, de manera que se logre reducir aún más el número de unidades y
aumentar el límite de importación del área.
Para visualizar mejor las necesidades de aumentar la red de transmisión en
el área Caribe, en la Figura 4-7 se presentan los consumos de potencia
reactiva de las líneas Porce III – Cerromatoso y Primavera – Cerromatoso
500kV ante la contingencia del circuito Ocaña - Copey 500kV en el año
2018.
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Análisis Área Caribe 2012 a 2018 30
Figura 4-7. Consumo de potencia reactiva de las líneas frontera del área Caribe ante la contingencia del circuito Ocaña - Copey 500kV en el año 2018
Para poder mitigar el efecto de la contingencia más crítica para el área, se
debe recurrir a nueva infraestructura en 500 kV, tal que sea posible
importar mayor energía al área Caribe a través de otras áreas. En este
orden de ideas, se realiza un análisis eléctrico del área Caribe para la
demanda máxima del año 2018 teniendo en cuenta las alternativas de
compensación planteadas anteriormente (SVC o STATCOM) y los nuevos
circuitos a nivel de 500kV que ingresarían al área Caribe con la conexión del
proyecto Hidro-Ituango. Por esta razón, en la Figura 4-9, Figura 4-10 y
Figura 4-11, se presenta el mínimo número de unidades, la generación de
seguridad y el límite de importación del área teniendo en cuenta los circuitos
asociados a la red objetivo de la conexión de Ituango (ver Figura 4-8).
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Figura 4-8. Red objetivo con la conexión de Ituango
Figura 4-9. Mínimo número de unidades del área Caribe teniendo en cuenta la red objetivo con la Conexión de Ituango en el año 2018
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Figura 4-10. Límite de importación del área Caribe teniendo en cuenta la red objetivo con la Conexión de Ituango en el año 2018
Figura 4-11. Generación de seguridad del área Caribe teniendo en cuenta la red objetivo con la Conexión de Ituango en el año 2018
De las figuras se observa que con la entrada de compensación mediante
FACTS más la expansión con nuevos circuitos a nivel de 500 kV en el área
Caribe, se obtiene una reducción estimada de 8 unidades y un aumento de
1326 MW del límite de importación para el año 2018.
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4.3.4 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS OBRAS RECOMENDADAS EN EL STN
Dentro de la evaluación económica se determinan los beneficios y los costos
de la instalación de la compensación capacitiva, un SVC en Copey y la
construcción del circuito Bolívar – Sabanalarga 500kV.
4.3.4.1 BENEFICIOS
Para determinar los beneficios de las obras propuestas se realizan
simulaciones energéticas en el SDDP con y sin obras Los beneficios se
calculan como la diferencia entre el costo operativo térmico y de déficit sin
proyecto y con las obras propuestas en cada una de las series hidrológicas
simuladas en el modelo energético (SDDP). Los principales supuestos para
las simulaciones energéticas son:
1. Simulación Estocástica de 100 series en el SDDP.
2. Simulación con Red Eléctrica incluyendo las generaciones de seguridad
calculadas mediante el análisis eléctrico con y sin las obras propuestas.
3. Escenario de crecimiento de demanda medio de la UPME.
4. La red de Ituango hace parte del caso base, es decir, los beneficios
calculados son solo los asociados a las obras propuestas (compensación
capacitiva, FACTS, circuito Bolívar – Sabanalarga 500kV).
4.3.4.2 COSTOS
Para el cálculo de los costos de inversión de la instalación de la
compensación capacitiva, un SVC en Copey y la construcción del circuito
Bolívar – Sabanalarga 500kV; se emplean los valores de referencia de las
unidades constructivas que se presentan en las Resoluciones CREG
097/2008 y 011/2009.
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Tabla 4-3. Costos obras adicionales propuestas
Para el AOM de las inversiones se consideró un valor del 3% anual.
4.3.4.3 DISTRIBUCIÓN DE LA RELACIÓN B/C
Con los beneficios y costos determinados, se presenta en la Figura 4-12 la
distribución de la relación B/C para las 100 simulaciones realizadas.
Figura 4-12. Distribución de la relación B/C
UC Descripción Vida Útil Cantidad MUSD dic 11/Un MUSD dic 11
SE501 Bahía de Línea DBT 30 1 3.55 3.55
SE503 Bahía de Línea IM 30 1 3.47 3.47
LI511km de línea, 1 circuito, 4
subconductores por fase Nivel 140 60 0.32 19.35
CP505Bahía de Compensación Estática
Reactiva 30 1 2.78 2.78
CP506Módulo de Compensación
Estática Reactiva 30 1 57.56 57.56
CP201
Bahía de Compensación
Capacitiva Paralela
72 MVAr - Int. y Medio
30 2 1.08 2.15
CP202
Módulo de Compensación
Capacitiva Paralela
72 MVAr - Int. y Medio
30 2.4 2.21 5.30
Total 94.16
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Los resultados presentaron una relación B/C promedio es de 29.6, además
la probabilidad de tener una relación B/C superior a 1 es del 92%, lo que
demuestra que estas obras adicionales justifican su construcción tanto
técnica como económicamente y traen grandes beneficios para el área
Caribe independiente de las obras definidas o en definición por parte de la
UPME.
4.4 RESUMEN OBRAS RECOMENDADAS EN EL STN DEL ÁREA
CARIBE AÑOS 2014 A 2018
A continuación en la Figura 4-13 se presentan un resumen de las obras
recomendadas para el área Caribe entre los años 2014 y 2017.
Figura 4-13. Resumen obras recomendadas 2014 a 2017 en el área Caribe
Es importante resaltar la necesidad de la entrada a tiempo de los proyectos
de expansión definidos por la UPME como Caracolí 220/110kV, Chinú -
Montería - Urabá 220kV, segundo circuito Bolívar – Cartagena 220kV, entre
otros, los cuales eliminan restricciones existentes en las sub-áreas que
conforman el área Caribe. La no entrada de estos proyectos, puede generar
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la necesidad de programar generación de seguridad al interior de estas sub-
áreas; adicional a la necesaria para soporte de tensión por contingencias en
el STN.
4.5 IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS PARA EL HORIZONTE 2013
A 2018
De acuerdo con los resultados de los análisis eléctricos, para el horizonte
2013 a 2018 y hasta que no se cuente con las obras de expansión definidas
por la UPME y los Operadores de Red para solucionar los problemas en los
STR de las sub-áreas de Caribe y nueva infraestructura a 500kV en el área,
se identifican los siguientes riesgos en la operación del sistema que pueden
comprometer la atención confiable, segura y económica de la demanda del
área Caribe:
Problemas de bajas tensiones en las sub-áreas GCM y Bolívar si no se
cuenta con los elementos de aporte de potencia reactiva
(compensaciones, generadores).
Contingencias en transformación de Cerromatoso 500/230kV y
500/110kV, Copey 220/110kV, Cuestecitas 220/110kV, Valledupar
220/110 y 220/34.5kV, Chinú 500/110kV, Uraba 220/110kV, Ternera
220/66kV, Cartagena 220/66kV, las cuales generan demanda no atendida
ya que no se cuenta con suficientes recursos de generación en estas
zonas para cubrir esta condición.
Conexión de nuevas cargas especiales en Caribe, que no se encuentren
dentro del plan de expansión.
Indisponibilidad de la red de gas en el norte del país. Lo anterior limita la
generación del área Caribe, comprometiendo la confiabilidad y seguridad
del área, ya que podrían existir restricciones en el STN y los STR que no
se lograrían cubrir, y de materializarse, generarían demanda no atendida.
Indisponibilidad de los transformadores de conexión de las distintas sub-
áreas de Caribe. Ya que la capacidad de transformación se encuentra
agotada, la indisponibilidad de un elemento de éstos implica demanda no
atendida.
El retraso en la entrada en operación de los proyectos de expansión
definidos como Caracolí 220/110kV, Chinú - Montería - Urabá 220kV,
segundo circuito Bolívar – Cartagena 220kV, entre otros, los cuales
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eliminan restricciones existentes en las sub-áreas que conforman el área
Caribe. Esta condición puede generar la necesidad de programar
generación de seguridad al interior de estas sub-áreas, adicional a la
necesaria para soporte de tensión por contingencias en el STN.
Indisponibilidad de los enlaces de 500 kV hacia el área Caribe. Lo
anterior, teniendo en cuenta que la indisponibilidad de alguno de los
circuitos es por un tiempo prolongado, conduce a un alejamiento eléctrico
del interior del país, lo que implica programar mayor número de unidades
y generación de seguridad para evitar problemas de estabilidad de
tensión y de oscilación de potencia ante la contingencia de alguno de los
circuitos que queda disponible.
Indisponibilidad de los elementos de compensación reactiva, tales como
condensadores y el SVC de Chinú, implica programar un mayor número
de unidades de generación para el control de tensiones ante
contingencias.
La no definición oportuna de las obras de expansión que se identificaron
en este estudio (compensaciones capacitivas, FACTS y obras a 500kV), o
en su defecto otras que tengan el mismo resultado sobre el sistema en los
años que se recomiendan, generando problemas de confiabilidad y
seguridad debido a las necesidades del área Caribe de mejorar los perfiles
de tensión, aumentar el límite de importación y el soporte de potencia
reactiva.
El crecimiento natural de la demanda del área Caribe, aumentan las
necesidades de importación de energía en el área, por lo que es de vital
importancia la expansión oportuna de la infraestructura para lograr
mantener las condiciones de confiabilidad, seguridad y economía
requeridas.
Para la mitigación de los riesgos identificados, además del conjunto de obras
anteriormente recomendadas (ver Figura 4-13), es necesaria una
coordinación de los mantenimientos de los recursos de generación y red de
transmisión nacional y regional asociado al área, de tal forma que se
maximice la disponibilidad de todos los recursos y así minimizar el riesgo de
desatención de la demanda para el área en este horizonte.
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5 POSIBLES DESPACHOS DE LOS RECURSOS
ENERGÉTICOS DEL ÁREA CARIBE PERIODO
2015 - 2020
En este capítulo se realizó un estudio para determinar el comportamiento de
la generación de seguridad del área Caribe en el horizonte de tiempo 2015-
2020, de manera que se logren identificar posibles despachos de los
recursos energéticos del área, específicamente las plantas a Carbón, Gas y
Combustibles Líquidos.
5.1 SUPUESTOS GENERALES DEL ESTUDIO
Para este estudio se consideró la expansión de generación y transmisión
definida por la UPME, y se realizaron sensibilidades teniendo en cuenta los
proyectos de expansión recomendados anteriormente en este documento
(compensaciones y FACTS) y la red asociada al proyecto de generación
Hidro-Ituango, cuyo documento ya fue publicado por la Unidad y se espera
su definición para enero de 2013.
Los supuestos para el análisis eléctrico fueron:
Horizonte: 2015 a 2020.
Resolución: Anual.
Periodos de análisis: Demanda Máxima, Media y Mínima.
Escenario de Crecimiento de demanda: Alto de UPME.
Expansión de generación y transmisión definida.
Se realizaron sensibilidades en el año 2018 con y sin la red asociada
al proyecto de Generación Hidro-Ituango.
Exportación a Panamá: 300 MW (A partir del año 2015).
Carga Especial: Drummond de 120 MW (en Copey 500kV a partir del
año 2015).
No se consideran exportaciones a Ecuador ni a Venezuela.
No se consideran generaciones de seguridad por contingencias en el
STR, por lo que la misma se obtiene por razones estructurales en el
STN.
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Se realizan los análisis considerando el criterio N-1 ante condiciones
de: red completa y con la indisponibilidad más severa en el sistema
de 500kV.
Los supuestos para el análisis energético fueron:
Los precios de los recursos se obtienen a partir de los costos de
combustibles reportados por UPME para el planeamiento energético.
En el caso del gas se usa un precio de suministro de GNL de
9.8 US$/Mbtu.
Se considera un escenario hidrológico alto, y el despacho por costos
se realizó en el siguiente orden: Agua – Carbón – Gas – Líquidos.
Para las máquinas turbo-gas solamente se consideró gas natural.
El recurso de la planta de Guajira se consideró operando con carbón.
Los recursos térmicos futuros (Gecelca III, Gecelca 3.2, Termocol y
Termonorte) se asumen con características técnicas iguales a las de
plantas de tecnología y tamaño similar (tiempos en línea y de aviso).
Consideraciones importantes en el análisis de resultados:
Los despachos considerados en los análisis no tienen en cuenta
situaciones de mantenimientos de red e indisponibilidades de
generación que producen redespachos y autorizaciones a los
programas diarios en la operación.
En las simulaciones no fueron considerados los índices de
indisponibilidad histórica para los recursos de generación térmica a
futuro.
El recurso de Urrá en este ejercicio opera a valores altos de
generación a lo largo del día. Este resultado difiere de la realidad
presentada históricamente en la declaración de disponibilidad de este
recurso.
Los consumos de gas presentados tienen un incremento de 15%,
valor que corrige la variación en la eficiencia de los recursos con su
nivel de carga y efecto de arranques.
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5.2 RESULTADOS
Una vez realizados los análisis eléctricos para encontrar la generación de
seguridad requerida en el área Caribe para garantizar la confiabilidad y
seguridad del sistema durante el periodo de tiempo 2015-2020, se
efectuaron las simulaciones energéticas pertinentes para encontrar los
posibles despachos de los recursos del área Caribe y a continuación se
presentan los resultados obtenidos para el caso base (red definida
actualmente por la UPME, incluyendo la red asociada al proyecto Hidro-
Ituango) y el caso con expansión propuesta anteriormente (compensaciones
y FACTS)3:
Figura 5-1. Despacho recursos a Carbón (GWh/día)
3 En el año 2018 se realizó una sensibilidad con y sin la red asociada al proyecto de generación Hidro-Ituango. Por esta
razón, los resultados de 2018* corresponden al caso sin la red asociada al proyecto Hidro-Ituango.
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Figura 5-2. Despacho recursos a Gas (GWh/día)
Figura 5-3. Despacho recursos a Combustibles Líquidos (GWh/día)
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Figura 5-4. Consumo de Carbón (GBTU/día)
Figura 5-5. Consumo de Gas (GBTU/día)
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Figura 5-6. Consumo de Combustibles Líquidos (GBTU/día)
Respecto a las simulaciones energéticas realizadas para visualizar el posible
consumo de recursos energéticos del área Caribe, se puede concluir que con
la entrada de proyectos de expansión como las compensaciones y FACTS
propuestos anteriormente, junto con la red asociada a la conexión del
proyecto de generación Hidro-Ituango, se obtiene una significativa
disminución de la generación de seguridad en la Costa Atlántica, lo que se
traduce en una reducción de los consumos de combustibles, y por ende, en
los costos operativos.
Es de resaltar que la expansión de la generación contiene nuevos recursos a
Carbón instalados en la Costa Atlántica (Gecelca III y Gecelca 3.2), los
cuales competirán por la generación de seguridad de esta área, y
posiblemente desplacen la generación con gas natural.
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6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
En el presente estudio se analizaron en detalle las restricciones más críticas
del área Caribe para el período 2012 a 2018. Estos análisis mostraron las
siguientes necesidades para la atención confiable y segura de la demanda
del área:
1. Es de vital importancia la definición oportuna de los planes de
expansión de los Operadores de Red y la entrada a tiempo de los
proyectos necesarios para mitigar las restricciones asociadas a los
STR.
2. Los proyectos de expansión definidos por la UPME para disminuir las
restricciones existentes en las subáreas operativas de Caribe (Bosque,
Caracolí, segundo Cartagena – Bolívar 220kV, Chinú – Montería –
Urabá 220kV, entre otros) son requeridos en las fechas establecidas
por el Ministerio de Minas y Energía.
3. Se requiere la definición de obras de expansión complementarias a las
actualmente establecidas por la UPME. En particular la instalación de
175 Mvar repartidos en las sub-áreas Bolívar y GCM junto con la
instalación de 1 SVC o STATCOM en la subestación Copey 500kV para
el año 2014.
4. Es necesaria la definición del circuito Bolívar – Sabanalarga 500kV
(cerrar el anillo a 500kV en Caribe) para disminuir el impacto de la
carga de Drummond sobre las restricciones del área Caribe. Este
proyecto debe entrar a tiempo cuando se materialice la conexión de
Drummond (Año 2015).
5. Es necesaria la definición y puesta en servicio a tiempo de las obras
de expansión a nivel de 500kV asociadas a la conexión del proyecto
de generación Hidro-Ituango se , las cuales actualmente están siendo
definidas por la UPME (Año 2017).
Para garantizar que los nuevos proyectos de compensación dinámica (SVC o
STATCOM) y la nueva red de 500 kV del área se encuentren en operación en
las fechas identificadas, es necesario que estos proyectos se incluyan en el
próximo plan de expansión de transmisión de la UPME, debido a que la no
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entrada a tiempo de estos nuevos proyectos, implica una alta vulnerabilidad
y riesgo para la atención confiable de la demanda del área.
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7 ANEXOS
7.1 ANEXO A: CONSIDERACIONES GENERALES PARA LAS
SIMULACIONES DE LOS AÑOS 2013 A 2018
Se consideran escenarios de crecimiento alto de demanda publicado por la
UPME y se realizan los estudios en demanda máxima. A continuación se
presentan los valores de demanda considerados (con pérdidas):
Año Demanda Máxima Caribe [MW]
2013 2380
2015 2568
2018 3160
Tabla 7-1. Demanda área Caribe años 2013-2018
Se consideran disponibles todos los elementos del área.
Se consideran las capacidades nominales y ante contingencias según los parámetros declarados por los agentes para los equipos
(PARATEC).
Se consideran en servicio los siguientes proyectos:
Año Proyecto
2012 Tercer transformador Santa Marta 220/110kV
2013
Proyecto Bosque y obras asociadas Proyecto Sogamoso y obras asociadas Proyecto de generación Termocol
Proyecto de generación Gecelca 3 Tercer transformador Chinú 500/110kV Segundo transformador Candelaria 220/110kV Segundo transformador Valledupar 220/110kV
2015
Proyecto Chinú - Montería – Urabá 220kV y obras asociadas Proyecto Caracolí y obras asociadas
Proyecto de generación Gecelca 32 Drummond en 120MW conectado a Copey 500kV a través de una línea de
86km
2016 Exportación a Panamá de 300MW desde la subestación Cerromatoso
Segundo circuito Cartagena – Bolívar 220kV
2017 Proyecto de generación Termonorte
Tabla 7-2. Proyectos considerados para análisis del área Caribe
