IDENTIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL

(1)

San Salvador, 6 de Diciembre 2011

IDENTIFICACIÓN

DE LA RED DE

TRANSMISIÓN

REGIONAL

El presente documento muestr

metodología establecida en el Reglamento del

Regional para identificar los elementos que conforman la RTR para el año 2012.

San Salvador, 6 de Diciembre 2011

IDENTIFICACIÓN

DE LA RED DE

TRANSMISIÓN

REGIONAL

Para el año

2012

to muestra los resultados de la aplicación de la

metodología establecida en el Reglamento del Mercado Eléctrico Regional para identificar los elementos que conforman la RTR para el

Para el año

2012

Informe

Final

(2)

ENTE OPERADOR REGIONAL

1. RESUMENEJECUTIVO

1.1 Generalidades ...

1.2 Red de Transmisión Regional para el año 2012

2. MARCOREGULATORIO

2.1 Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central 2.2 Segundo Protocolo al Tratado Marco

2.3 Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

3. CONSIDERACIONES

3.1 Programas de simulación y bases de datos

3.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC) ...

3.3 Enlace Extraregional con México

4. ELEMENTOSDELA

4.1 Primer Paso. RTR Básica

4.2 Segundo Paso. Nodos de Control 4.3 Tercer Paso. RTR Preliminar

4.4 Cuarto Paso. Líneas que complementan la RTR Preliminar 4.5 Quinto Paso. Verificación por el EOR y OS/OM

5. ANEXO1.LÍNEAS

IMPEDANCIACERO ...

6. ANEXO2.DIAGRAMAS

LARTR2012 ...

EJECUTIVO ...

...

Red de Transmisión Regional para el año 2012 ... REGULATORIO ...

Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central ... Segundo Protocolo al Tratado Marco ... Reglamento del Mercado Eléctrico Regional ...

CONSIDERACIONESGENERALES ... Programas de simulación y bases de datos ...

Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

...

Enlace Extraregional con México ... LARTRPARAELAÑO2012 ... Primer Paso. RTR Básica ...

Segundo Paso. Nodos de Control ... Tercer Paso. RTR Preliminar ... Cuarto Paso. Líneas que complementan la RTR Preliminar

Quinto Paso. Verificación por el EOR y OS/OM ...

DETRANSMISIÓNMODELADACON

...

DIAGRAMASUNIFILARESDETALLADOSPOR

... Página 2 ... 3 ... 3 ... 4 ... 8 ... 8 ... 8 ... 8 ... 9 ... 9

Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central ... 10 ... 10 ... 10 ... 10 ... 13 ... 23

Cuarto Paso. Líneas que complementan la RTR Preliminar ... 55

... 63

... 65

PORPASODE ... 66

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1. RESUMENEJECUTIVO

1.1Generalidades

El presente resumen ejecutivo incorpora los resultados de la aplicación de los cinco pasos de la metodología establecida en el Anexo A del Libro III del RMER para la identificación de las instalaciones que conforman la

aplicable para el año 2012

Los pasos que contempla la metodología son los siguientes: a) Definición de la RTR básica

extra-regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la línea SIEPAC cuando ésta entre en servicio;

b) Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER

interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

c) La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio de líneas u otros elementos de transmisión;

d) Identificación de otras líneas que,

determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

e) El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los

para cumplir con los CCSD.

EJECUTIVO

El presente resumen ejecutivo incorpora los resultados de la aplicación de los pasos de la metodología establecida en el Anexo A del Libro III del RMER para la identificación de las instalaciones que conforman la

aplicable para el año 2012.

Los pasos que contempla la metodología son los siguientes:

Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la línea SIEPAC cuando ésta entre en servicio;

Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio de líneas u otros elementos de transmisión;

Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los pasos “a-d” cuando estos se muestren necesarios para cumplir con los CCSD.

Página 3 El presente resumen ejecutivo incorpora los resultados de la aplicación de los pasos de la metodología establecida en el Anexo A del Libro III del RMER para la identificación de las instalaciones que conforman la RTR,

a partir de las interconexiones regionales y regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los d” cuando estos se muestren necesarios

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comparación con las contenidas en las bases de datos utiliz año 2012.

Línea de interconexión Los Brillantes – Frontera

Guatemala/México1 Moyuta – Ahuachapán 15 de Septiembre – Agua Caliente circuito 1 Prados – León I Amayo – Liberia Río Claro – Progreso Cahuita – Changuinola

Tramo Línea SIEPAC Aguacapa – Ahuachapán Guatemala Norte – Panaluya Panaluya – San Buenaventura Ahuachapán – Nejapa circuito

15 de Septiembre – Nejapa circuito 02

15 de Septiembre - Agua Caliente circuito 02

Cajón – San Buenaventura Amarateca – San Buenaventura

Agua Caliente – Sandino Sandino – Ticuantepe

Ticuantepe – Cañas Cañas – Parrita Parrita - Palmar Río Claro – Palmar Río Claro – Veladero

1

El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala Nombre en la BDD del PSS/E son 14

forma parte de la RTR

2_{Comprende el tramo: Torre “T”} 3

Comprende el tramo: Torre “T”

4_{De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta}

Sandino

comparación con las contenidas en las bases de datos utilizadas, aplicable para el

Línea de interconexión Voltaje (kV) Países

Frontera 400 Guatemala hasta la México Ahuachapán 230 Guatemala Agua 230 El Salvador 230 Honduras 230 Nicaragua 230 Costa Rica

Changuinola 230 Costa Rica

Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países

Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala

Panaluya 230 Guatemala

San Buenaventura 230 Interconexión Guatemala

Nejapa circuito 02 230 El Salvador

Nejapa

230 El Salvador

Agua Caliente

230 Interconexión Honduras

San Buenaventura2 230 Honduras

Sandino4 230 Interconexión Honduras

Ticuantepe5 230 Nicaragua

230 Interconexión Nicaragua

230 Costa Rica

Veladero 230 Interconexión Costa Rica

El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula, cuyos No. de Bus y del PSS/E son 14319 y MX 400 respectivamente. El tramo en México de la línea no

Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 1. Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 2.

informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta

De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta

Página 4 adas, aplicable para el

Países

Guatemala hasta la frontera con México

Guatemala – El Salvador El Salvador - Honduras

Honduras - Nicaragua Nicaragua – Costa Rica

Costa Rica - Panamá Costa Rica - Panamá

Países

Interconexión Guatemala –El Salvador Guatemala

Interconexión Guatemala - Honduras El Salvador

El Salvador

Interconexión Honduras – El Salvador Honduras

Honduras

Interconexión Honduras - Nicaragua Nicaragua

Interconexión Nicaragua – Costa Rica Costa Rica

Costa Rica Costa Rica

Interconexión Costa Rica - Panamá

México es Tapachula, cuyos No. de Bus y 319 y MX 400 respectivamente. El tramo en México de la línea no

informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta

(5)

El tramo de las líneas de interconexión en cada país debe considerarse como elementos adicionales a los presentados en las

Elemento de Transmisión Nodos Líneas de Transmisión Transformadores de dos devanados Transformadores de tres devanados Elemento de Transmisión Nodos Líneas de Transmisión Transformadores de tres devanados

El tramo de las líneas de interconexión en cada país debe considerarse como elementos adicionales a los presentados en las siguientes tablas resumen.

Guatemala

Elemento de

Transmisión Voltaje (kV) Total BDD

RTR Año 2012 Nodos 400 1 1 230 22 16 138 16 0 69 170 0 Total 209 17 Líneas de Transmisión 400 1 1 230 26 21 138 16 0 69 206 0 Total 249 22 Transformadores de dos devanados 400/230 1 1 230/138 1 0 230/69 5 0 138/69 3 0 Total 10 1 Transformadores de tres devanados 230/69/13.8 7 0 230/138/13.8 2 0 230/69/13.2 1 0 Total 10 0 El Salvador Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año 2012 Nodos 230 3 3 115 28 14 Total 31 18 Líneas de Transmisión 115 39 14 230 4 4 Total 43 18 Transformadores de tres devanados 230/115/46 6 6 Total 6 6 Página 5 El tramo de las líneas de interconexión en cada país debe considerarse como elementos

(6)

ENTE OPERADOR REGIONAL Elemento de Transmisión Nodos Líneas de Transmisión Transformadores de dos devanados Transformadores de tres devanados Elemento de Transmisión Nodos Líneas de Transmisión Transformadores de dos devanados Transformadores de tres devanados

Elemento de

RTR Año 2012 Nodos 230 13 9 138 35 14 69 27 0 Total 75 23 Líneas de Transmisión 230 24 17 138 41 19 69 24 0 Total 89 36 Transformadores de dos devanados 230/138 4 3 138/69 7 0 Total 11 3 Transformadores de tres devanados 230/138/13.8 2 2 Total 2 2 Nicaragua Elemento de

RTR Año 2012 Nodos 230 12 6 138 48 23 69 47 0 Total 107 29 Líneas de Transmisión 230 12 11 138 49 24 69 38 0 Total 99 35 Transformadores de dos devanados 138/69 6 0 Total 6 0 Transformadores de tres devanados 230/138/13.8 9 7 138/69/13.8 3 0 138/69/14.4 1 0 Total 13 7 Página 6

(7)

ENTE OPERADOR REGIONAL Elemento de Transmisión Nodos Líneas de Transmisión Autotransformadores Elemento de Transmisión Nodos Líneas de Transmisión Transformadores de dos devanados Transformadores de tres devanados

Costa Rica Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año 2012 Nodos 230 34 23 138 34 16 Total 68 39 Líneas de Transmisión 230 46 36 138 40 19 Total 86 55 Autotransformadores 230/138/13.8 15 13 230/69/13.8 1 0 Total 16 13 Panamá Elemento de

RTR Año 2012 Nodos 230 23 20 115 41 15 Total 65 35 Líneas de Transmisión 230 37 37 115 44 18 Total 81 55 Transformadores de dos devanados 230/115 1 1 Total 1 1 Transformadores de tres devanados 230/115/34.5 12 3 230/115/13.8 5 3 Total 17 6 Página 7 RTR Año

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Articulo 12. Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán

de libre acceso a los agentes del Mercado. Los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales serán aprobados por la CRIE, y los cargos por el uso y disponibilidad de las redes

nacional, y no serán discriminatorios para su uso en función regional.

2.2Segundo Protocolo al Tratado Marco Artículo 4. Reforma

adicionando un segu

“Los sistemas interconectados nacionales de la región, que conjuntamente con las líneas de interconexión existentes y futuras entre los países miembros posibilitan las transferencias de energía y las transacciones en el Me Eléctrico Regional, integran la red de transmisión regional”.

2.3Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

Libro III Numeral 2.

2.1 Instalaciones que conforman la RTR 2.1.1 El EOR será el responsable de la

definición de la RTR, por medio del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional (SPTR). Con tal propósito realizará anualmente las tareas conducentes a identificar los componentes actuales y futuros de la RTR.

2.1.2 La RTR incluirá como mínimo las líneas de transmisión que vinculan a los Países Miembros, los tramos en América Central de las interconexiones con países no miembros, las ampliaciones planificadas incluyendo las instalaciones de la línea SIEPAC y las

que resulten esenciales para cumplir con los objetivos que se establecen en el siguiente artículo.

2.1.3 La definición de la RTR es utilizada para:

a) Especificar los nodos desde los que se pueden presentar ofertas para transacciones de oportunidad en el MER o entre aquellos en los cuales se pueden declarar contratos regionales;

b) Identificar los nodos entre los cuales se pueden asignar DT y verificar la calidad de servicio;

c) Definir el conjunto mínimo de instalaciones obser

EOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM; d) Establecer y calcular los CURTR y los CVT.

Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán de libre acceso a los agentes del Mercado. Los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales serán aprobados por la CRIE, y los cargos por el uso y disponibilidad de las redes nacionales serán aprobados por el ente regulador nacional, y no serán discriminatorios para su uso en función regional.

Segundo Protocolo al Tratado Marco

eformar el artículo 12 del Tratado del Mercado Eléctrico Regional, adicionando un segundo párrafo el que se leerá así:

“Los sistemas interconectados nacionales de la región, que conjuntamente con las líneas de interconexión existentes y futuras entre los países miembros posibilitan las transferencias de energía y las transacciones en el Me Eléctrico Regional, integran la red de transmisión regional”.

Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

2. “La Red de Transmisión Regional” 2.1 Instalaciones que conforman la RTR

El EOR será el responsable de la identificación y actualización de la definición de la RTR, por medio del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional (SPTR). Con tal propósito realizará anualmente las tareas conducentes a identificar los componentes actuales y futuros de la

La RTR incluirá como mínimo las líneas de transmisión que vinculan a los Países Miembros, los tramos en América Central de las interconexiones con países no miembros, las ampliaciones planificadas incluyendo las instalaciones de la línea SIEPAC y las instalaciones propias de cada país que resulten esenciales para cumplir con los objetivos que se establecen en el siguiente artículo.

2.1.3 La definición de la RTR es utilizada para:

Especificar los nodos desde los que se pueden presentar ofertas para transacciones de oportunidad en el MER o entre aquellos en los cuales se pueden declarar contratos regionales;

Identificar los nodos entre los cuales se pueden asignar DT y verificar la calidad de servicio;

Definir el conjunto mínimo de instalaciones observables en las cuales el EOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM;

Establecer y calcular los CURTR y los CVT.

Página 8 Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán de libre acceso a los agentes del Mercado. Los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales serán aprobados por la CRIE, y los cargos por el uso y nacionales serán aprobados por el ente regulador nacional, y no serán discriminatorios para su uso en función regional.

l artículo 12 del Tratado del Mercado Eléctrico Regional,

“Los sistemas interconectados nacionales de la región, que conjuntamente con las líneas de interconexión existentes y futuras entre los países miembros posibilitan las transferencias de energía y las transacciones en el Mercado

identificación y actualización de la definición de la RTR, por medio del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional (SPTR). Con tal propósito realizará anualmente las tareas conducentes a identificar los componentes actuales y futuros de la

La RTR incluirá como mínimo las líneas de transmisión que vinculan a los Países Miembros, los tramos en América Central de las interconexiones con países no miembros, las ampliaciones planificadas incluyendo las instalaciones propias de cada país que resulten esenciales para cumplir con los objetivos que se establecen

Especificar los nodos desde los que se pueden presentar ofertas para transacciones de oportunidad en el MER o entre aquellos en los cuales se Identificar los nodos entre los cuales se pueden asignar DT y verificar la vables en las cuales el EOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM;

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2.2 Método de Identificación de las Instalaciones de la RTR

2.2.1 El método de identificación de la RTR contempla cinco (5) p

serán realizados por el EOR, en coordinación con los OS/OM, tal como se describe en el Anexo A:

a) Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y extra

incluyéndose la línea S

b) Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

c) La unión topológica

medio de líneas u otros elementos de transmisión;

d) Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR; e) El EOR en coordinación co

estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los pasos “a

necesarios para cumplir con los CCSD.

3. CONSIDERACIONES

Las consideraciones tomadas en cuenta en la aplicación de la metodología de identificación de la RTR para el año 2012 son las siguientes:

3.1Programas de simulación y bases de datos

La numeración y los nombres para los elementos de la RTR, que se muestran en este documento, han sido tomados de la base de datos regional

aplicables para el escenario generación y demanda hasta

Es importante mencionar que en la base de datos del PSS/E hay líneas que se modelan con el criterio de "Impedancia Cero", estos elementos no son líneas de transmisión, sino que son dispositivos que sirven para unir dos buses en un mismo nivel de voltaje en una misma subestación, por lo que no deben considerarse como líneas de transmisión, ya que son elementos ficticios para propósitos de modelación de esquemas de barras. En el anexo I, se detallan estos elementos.

La metodología para l

que se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las simulaciones. Para la identificación de la RTR p

2.2 Método de Identificación de las Instalaciones de la RTR

2.2.1 El método de identificación de la RTR contempla cinco (5) p

serán realizados por el EOR, en coordinación con los OS/OM, tal como se describe en el Anexo A:

Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y extra-regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la línea SIEPAC cuando ésta entre en servicio;

Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio de líneas u otros elementos de transmisión;

Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR; El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los pasos “a-d” cuando estos se muestren necesarios para cumplir con los CCSD.

CONSIDERACIONESGENERALES

tomadas en cuenta en la aplicación de la metodología de identificación de la RTR para el año 2012 son las siguientes:

Programas de simulación y bases de datos

La numeración y los nombres para los elementos de la RTR, que se muestran en este documento, han sido tomados de la base de datos regional

escenario de invierno del año 2012 con las actualizaciones de generación y demanda hasta diciembre de 2012.

Es importante mencionar que en la base de datos del PSS/E hay líneas que se modelan con el criterio de "Impedancia Cero", estos elementos no son líneas de transmisión, sino que son dispositivos que sirven para unir dos buses en un nivel de voltaje en una misma subestación, por lo que no deben considerarse como líneas de transmisión, ya que son elementos ficticios para propósitos de modelación de esquemas de barras. En el anexo I, se detallan estos

La metodología para la identificación de la RTR, en su cuarto paso, establece que se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las simulaciones. Para la identificación de la RTR para el año 2012

El modelo de planeamiento operativo utilizado es el SDDP

Página 9 2.2.1 El método de identificación de la RTR contempla cinco (5) pasos, que serán realizados por el EOR, en coordinación con los OS/OM, tal como se

Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y de las Ampliaciones Planificadas,

IEPAC cuando ésta entre en servicio; Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos de los elementos identificados en (a) y (b) por Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

n los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos d” cuando estos se muestren

tomadas en cuenta en la aplicación de la metodología de

La numeración y los nombres para los elementos de la RTR, que se muestran en este documento, han sido tomados de la base de datos regional en PSS/E con las actualizaciones de

Es importante mencionar que en la base de datos del PSS/E hay líneas que se modelan con el criterio de "Impedancia Cero", estos elementos no son líneas de transmisión, sino que son dispositivos que sirven para unir dos buses en un nivel de voltaje en una misma subestación, por lo que no deben considerarse como líneas de transmisión, ya que son elementos ficticios para propósitos de modelación de esquemas de barras. En el anexo I, se detallan estos

a identificación de la RTR, en su cuarto paso, establece que se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las ara el año 2012, se consideró lo

(10)

ENTE OPERADOR REGIONAL c) La Base de Datos en

las redes de transmisión nacionales y los datos de generación y demanda informadas por los OS/OM.

d) Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los resultantes del Estudio Anual Indicativo Segu

actualmente vigentes.

3.2Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC)

En la identificación de

bases de datos los tramos y subestaciones de la línea

cronograma disponible de puesta en servicio, informado oficialmente por la Empresa Propietaria de la Red (EPR

3.3Enlace Extraregional con México

Se ha considerado la Interconexión extra

y México por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma parte de la RTR básica para el año 2012

4. ELEMENTOSDE

4.1Primer Paso. RTR Básica

Los nodos a incluir en la RTR básica son los nodos y líneas que forman parte d las interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV y los tramos de la línea SIEPAC que se encuentran en servicio y los

operación para el transmisión que forman nacional de la región.

Tabla 1. Nodos pertenecientes a la RTR Básica

País

Guatemala

6_{Se aclara que físicamente existe un único nodo que corresp}

por motivos de modelación en la base de datos se han creado tres nodos 1126 (MOY 231), y el 1129 (MOY-232).

La Base de Datos en SDDP mencionada, contiene el detalle completo de las redes de transmisión nacionales y los datos de generación y demanda informadas por los OS/OM.

Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los resultantes del Estudio Anual Indicativo Segundo Semestre 2010, actualmente vigentes.

En la identificación de la RTR para el año 2012, se incluyeron en los análisis y bases de datos los tramos y subestaciones de la línea SIEPAC, en base al último cronograma disponible de puesta en servicio, informado oficialmente por la Empresa Propietaria de la Red (EPR).

regional con México

Se ha considerado la Interconexión extra-regional entre los países de Guatemala México por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma

e la RTR básica para el año 2012.

DELARTRPARAELAÑO2012

. RTR Básica

os nodos a incluir en la RTR básica son los nodos y líneas que forman parte d las interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV y los

de la línea SIEPAC que se encuentran en servicio y los

año 2012. A continuación se listan los elementos transmisión que forman parte de la RTR básica, para cada sistema eléctrico nacional de la región.

Tabla 1. Nodos pertenecientes a la RTR Básica

Nodo Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E) Los Brillantes 400 9113 Moyuta6 230 1125 Aguacapa 230 1101 Guatemala Norte 230 1108 Panaluya 230 1710

Se aclara que físicamente existe un único nodo que corresponde a la Subestación Moyuta; sin embargo por motivos de modelación en la base de datos se han creado tres nodos 1126 (MOY

Página 10 SDDP mencionada, contiene el detalle completo de las redes de transmisión nacionales y los datos de generación y demanda

Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los ndo Semestre 2010,

, se incluyeron en los análisis y SIEPAC, en base al último cronograma disponible de puesta en servicio, informado oficialmente por la

regional entre los países de Guatemala México por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma

os nodos a incluir en la RTR básica son los nodos y líneas que forman parte de las interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV y los que entrarán en . A continuación se listan los elementos de e la RTR básica, para cada sistema eléctrico

Nombre (PSS/E) LBR-400 MOY-231 AGU-230 GNO-231 PAN-230

onde a la Subestación Moyuta; sin embargo -230), 1125

(11)

ENTE OPERADOR REGIONAL País El Salvador Honduras San Buenaventura Nicaragua Costa Rica Panamá

7_{La línea SIEPAC parte a la línea Cajón} 8

La línea SIEPAC parte a la línea Cajón

9_{En la Base de Datos del PSS/E para}

un nodo ficticio que representa la fronte

10_{En la Base de Datos del PSS/E para}

un nodo ficticio que representa la fronte

Sandino

12_{De acuerdo a lo informado por el OS/OM de CRI el nombre de la subestación es}

Norte

13_{En la Base de Datos del PSS/E para PAN, el n}

es un nodo ficticio que representa la fronte

14_{En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6500 (FRONTVEL}

pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es considerado.

15_{En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6400 (FRONTCHA);}

pero este es un nodo ficticio que rep considerado.

Nodo Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E) Ahuachapán 230 28161 15 de Septiembre 230 28181 Nejapa 230 28371 Agua Caliente 230 3301 Prados 230 3310 Amarateca7 230 3429 Cajón8 230 3032 San Buenaventura 230 3300 León I9 230 4403 Amayo10 230 4750 Sandino11 230 4402 Ticuantepe 230 4406 Liberia 230 50000 Río Claro 230 56050 56052 Cahuita 230 58350 Cañas 230 50050 50052 Parrita 230 54000 Palmar12 230 56100 56102 Progreso13 230 6014 Veladero14 230 6182 Changuinola15 230 6260

La línea SIEPAC parte a la línea Cajón – Amarateca circuito 2 a la altura de la Torre “T La línea SIEPAC parte a la línea Cajón – Amarateca circuito 2 a la altura de la Torre “T”

/E para NIC, el nodo de interconexión es el 4407 (FNH

un nodo ficticio que representa la frontera física entre HON y NIC, razón por la cual no es considerado. /E para NIC, el nodo de interconexión es el 4408 (FNC

un nodo ficticio que representa la frontera física entre NIC y CRI, razón por la cual no es considerado. De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta

De acuerdo a lo informado por el OS/OM de CRI el nombre de la subestación es Palmar y no Palmar

E para PAN, el nodo de interconexión es el 6000 (FRONTER); pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es considerado.

En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6500 (FRONTVEL pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es

En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6400 (FRONTCHA); pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es

Página 11 Nombre (PSS/E) AHUA-230 15SE-230 NEJA-230 AGC B624 PRD B618 AMT B605 CJN B601 SBV-230 LNI-230 AMY-230 SND-230 TCP-230 LIB230A RCL230A RCL230B CAH230 CAS230A CAS230B PAR230 PAL230A PAL230B PRO230 VEL230 CHA230

Amarateca circuito 2 a la altura de la Torre “T” Amarateca circuito 2 a la altura de la Torre “T”

NH-230); pero este es HON y NIC, razón por la cual no es considerado.

NC-230); pero este es ra física entre NIC y CRI, razón por la cual no es considerado. De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta

Palmar y no Palmar

odo de interconexión es el 6000 (FRONTER); pero este ra física entre CRI y PAN, razón por la cual no es considerado. En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6500 (FRONTVEL); pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es

En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6400 (FRONTCHA); resenta la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es

(12)

ENTE OPERADOR REGIONAL Guatemala/México16 Moyuta – Ahuachapán 15 de Septiembre – Agua Caliente circuito 1 Prados – León I Amayo – Liberia Río Claro – Progreso Cahuita – Changuinola

Tabla 3. Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica

Tramo Línea SIEPAC Aguacapa – Ahuachapán Guatemala Norte – Panaluya Panaluya – San Buenaventura Ahuachapán – Nejapa circuito

15 de Septiembre – Nejapa circuito 02

15 de Septiembre - Agua Caliente circuito 02

Cajón – San Buenaventura Amarateca – San Buenaventura

Agua Caliente – Sandino Sandino – Ticuantepe

Ticuantepe – Cañas Cañas – Parrita Parrita - Palmar Río Claro – Palmar Río Claro – Veladero

16

El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala Nombre en la BDD del PSS/E son 14

forma parte de la RTR

17_{Comprende el tramo: Torre “T”} 18

Comprende el tramo: Torre “T”

Sandino

ENTE OPERADOR REGIONAL 400 México Ahuachapán 230 Guatemala Agua 230 El Salvador 230 Honduras 230 Nicaragua 230 Costa Rica

Changuinola 230 Costa Rica

Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica.

Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países

Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala

Panaluya 230 Guatemala

Buenaventura 230 Interconexión Guatemala

Nejapa circuito 02 230 El Salvador

Nejapa

230 El Salvador

Agua Caliente

230 Interconexión Honduras

Buenaventura17 230 Honduras

Sandino19 230 Interconexión Honduras

Ticuantepe20 230 Nicaragua

230 Interconexión Nicaragua

230 Costa Rica

Veladero 230 Interconexión Costa Rica

El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula, cuyos No. de Bus y Nombre en la BDD del PSS/E son 14319 y MX 400 respectivamente. El tramo en México de la línea no

Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 1. Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 2.

Página 12 México

Guatemala – El Salvador El Salvador - Honduras

Honduras - Nicaragua Nicaragua – Costa Rica

Costa Rica - Panamá Costa Rica - Panamá

Países

Interconexión Guatemala –El Salvador Guatemala

Interconexión Guatemala - Honduras El Salvador

El Salvador

Interconexión Honduras – El Salvador Honduras

Honduras

Interconexión Honduras - Nicaragua Nicaragua

Interconexión Nicaragua – Costa Rica Costa Rica

Costa Rica Costa Rica

Interconexión Costa Rica - Panamá

México es Tapachula, cuyos No. de Bus y México de la línea no

(13)

4.2Segundo Paso. Nodos de Control

El paso 2 de la metodología “Identificación de los nodos de control”,

“Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la inyección/retiro de energía en forma independiente de otros nodos.

Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial al sistema mallado. Cuando existan grandes

comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al sistema mallado se pueden también incorporar a esta definición.

Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más altos en cada país (ejemplo: 230 y 138kV, ó 230 y 115kV).

La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de ene

A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema eléctrico nacional de la región.

. Nodos de Control

El paso 2 de la metodología “Identificación de los nodos de control”,

“Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la

o de energía en forma independiente de otros nodos.

Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial al sistema mallado. Cuando existan grandes usuarios con una capacidad comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al sistema mallado se pueden también incorporar a esta definición.

Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más altos en (ejemplo: 230 y 138kV, ó 230 y 115kV).

La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de ene

A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema eléctrico nacional de la región.

Página 13 El paso 2 de la metodología “Identificación de los nodos de control”, establece: “Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la

o de energía en forma independiente de otros nodos.

Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial usuarios con una capacidad comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al

Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más altos en

La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de energía”.

(14)

ENTE OPERADOR REGIONAL País Nombre Voltaje (kV) GUA Alborada 230 GUA Escuintla 230 GUA La Esperanza 230 GUA San Joaquín 230 GUA Siquinalá 230

GUA Tac Tic 230

Observaciones

Voltaje No. Bus

(PSS/E)

Nombre (PSS/E)

1102 ALB-230 Recibe generación de forma radial de las plantas Enron, Sidegua, San José y Tampa.

1106 ESC-231

Es el nodo de control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión Moyuta 230 kV y Panaluya 230kV y recibe generación de

radial de las plantas Escuintla y La Palma

1119 ESP-230

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de Xacbal

1120 SJQ-230

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Aguacapa 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Arizona

1132 SIQ-230

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de Magdalena 230 kV

1444 TIC-231 Recibe generación de forma radial de la planta

Chixoy

1448 TIC-232

Página 14

Recibe generación de forma radial de las plantas Enron, Sidegua, San José y Tampa.

Es el nodo de control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión Moyuta 230 kV y Panaluya 230kV y recibe generación de forma radial de las plantas Escuintla y La Palma

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Aguacapa 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de Recibe generación de forma radial de la planta

(15)

Tabla 5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador

País Nodo Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E) SAL 5 de Noviembre 115 27101 SAL Acajutla 115 27131 27132 SAL Ahuachapán 115 27161 SAL Cerrón Grande 115 27171 SAL 15 de Septiembre 115 27181 SAL Berlín 115 27211 SAL Soyapango 115 27301

SAL Santa Ana 115 27351

SAL Nejapa 115 27371

SAL Sonsonate 115 27411

SAL Talnique 115 27481

Tabla 5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador

Observaciones

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

27101 5NOV-115 Recibe generación en forma radial de la planta 5 de Noviembre

27131 ACAJ-115 Recibe generación en forma radial de la planta Duke

también se alimenta demanda desde este nodo.

27132 DUKE-115

27161 AHUA-115

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán; también se alimenta demanda de este nodo

27171 CGRA-115 Recibe Generación de la planta Cerrón Grande, también se alimenta

demanda desde este nodo.

27181 15SE-115

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión 15 de septiembre 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta 15 de septiembre, también se alimenta demanda desde este nodo.

27211 BERL-115 Recibe generación de la planta Berlín

27301 SOYA-115 Nodo que tiene demanda asociada y recibe

Soyapango

27351 SANA-115 Recibe generación en forma radial de la planta Guajoyo y Planta HOLCIM. También se alimenta demanda desde este nodo

27371 NEJA-115 Recibe generación de las plantas Nejapa

También se alimenta demanda en este nodo

27411 SONS-115 Recibe generación de la planta CASSA, y tiene demanda asociada

27481 TALN-115 Recibe generación de la planta Talnique

Página 15

Observaciones

Recibe generación en forma radial de la planta 5 de Noviembre Recibe generación en forma radial de la planta Duke-Acajutla, también se alimenta demanda desde este nodo.

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán; también se alimenta demanda de este Recibe Generación de la planta Cerrón Grande, también se alimenta Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión 15 generación de forma radial de la planta 15 de septiembre, también se alimenta demanda desde este

Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la planta Recibe generación en forma radial de la planta Guajoyo y Planta

. También se alimenta demanda desde este nodo

Nejapa y Central El Ángel. También se alimenta demanda en este nodo.

Recibe generación de la planta CASSA, y tiene demanda asociada Recibe generación de la planta Talnique

(16)

ENTE OPERADOR REGIONAL País Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E) HON Pavana 230 3034 HON LUFUSSA 230 3355 HON Cerro de Hula 230 3544 HON Cañaveral 138 3029 HON Progreso 138 3038 HON Choloma 138 3049 HON Comayagua 138 3060 HON La Puerta 138 3078 HON Masca 138 3082 No. Bus (PSS/E) Nombre (PSS/E) 3034 PAV B620

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Prados, 230 kV y recibe

de las plantas LUFUSSA Valle y LUFUSSA San Lorenzo

3355 LUT B622

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Agua Caliente, 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta LUFUSSA 3

3544 CDH B629 Nodo que tiene asociado generación y retiro, se conecta radialmente

la planta Cerro de Hula

3029 CRL B501

Nodo que tiene asociado generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación

Níspero, AMPAC y Río Blanco.

3038 PGR B509

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación de las plantas Ceiba Térmica, NACIONAL DE INGENIEROS, ECOPALSA, Las

Cuyagualo, CAHSA, Coyoles Central.

3049 CHM B539 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se

conecta radialmente la planta EMCE CHOLOMA

3060 CYG B536 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se

conecta radialmente la planta La Esperanza y

3078 LPT B503

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas La Puerta,

FORMOSA y Chumbagua

3082 MAS B544 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se

conecta radialmente las plantas Cuyamel, Cortesito y San Carlos

Página 16

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Prados, 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas LUFUSSA Valle y LUFUSSA San Lorenzo

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Agua Caliente, 230 kV y recibe generación de forma radial de la Nodo que tiene asociado generación y retiro, se conecta radialmente Nodo que tiene asociado generación y retiro. A este nodo se de las plantas Cañaveral, Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación de las plantas Ceiba Térmica, NACIONAL DE INGENIEROS, ECOPALSA, Las Glorias, Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta EMCE CHOLOMA

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta La Esperanza y El Coyolar

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas La Puerta, PARK DALE, ENVASA Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas Cuyamel, Cortesito y San Carlos

(17)

ENTE OPERADOR REGIONAL País Nodo Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E)

HON Río Lindo 138 3098

HON Santa Fe 138 3101

HON Térmica

Sulzer 138 3122

HON Villa Nueva 138 3123

HON Agua Prieta 138 3204

Tabla 7. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua

País Nodo Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E) NIC Planta Nicaragua 230 4405

NIC San Martín 230 4410

NIC Planta Sandino 230 4415 NIC Acahualinca 138 4300 Observaciones No. Bus (PSS/E) Nombre (PSS/E)

3098 RLN B521 Recibe generación en forma radial de la planta Río Lindo

3101 SFE B505 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se

conecta radialmente las plantas Santa Fe

3122 TSZ B526 Nodo que tiene asociados generación y

conecta radialmente la generación de Térmica Sulzer y Elcosa

3123 VNU B520 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se

conecta radialmente la generación de IHSA

3204 AGP B556 Recibe generación en forma radial de la planta Enersa

Tabla 7. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua

Observaciones No. Bus (PSS/E) Nombre (PSS/E) 4405 PNI-230

Es el nodo de control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión León I 230 kV y Subestación Sandino, 230 kV y recibe generación de forma radial de Planta Nicaragua y

4410

SMARTIN-230

Es el nodo de control eléctricamente más

Interconexión Amayo 230 kV y recibe generación de forma radial de la Planta San Martín

4415 PSN-230 Recibe generación de forma radial de la Planta Sandino

4300 ACH-138 Recibe generación de la planta Las Brisas y Hugo Chávez I.

También se alimenta demanda desde este nodo.

Página 17

Observaciones

radial de la planta Río Lindo

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se Santa Fe y Tres Valles

Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de Térmica Sulzer y Elcosa Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de IHSA

Recibe generación en forma radial de la planta Enersa

Observaciones

control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión León I 230 kV y Subestación Sandino, 230 kV y

Planta Nicaragua y AMFELS Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de Interconexión Amayo 230 kV y recibe generación de forma radial

Recibe generación de forma radial de la Planta Sandino

planta Las Brisas y Hugo Chávez I. También se alimenta demanda desde este nodo.

(18)

NIC Benjamín

Zeledón 138 4306

NIC Los Brasiles 138 4315

NIC León I 138 4316

NIC Managua 138 4317

NIC Masaya 138 4319

NIC Planta Santa

Bárbara 138 4329

NIC Sébaco 138 4331

NIC Tipitapa 138 4336

NIC San Jacinto

Tizate 138 4341

4306 BZN-138 Recibe generación de la planta Benjamín Zeledón. También se

alimenta demanda desde este nodo.

4315 LBS-138 Recibe generación de las plantas Momotombo, Hugo Chávez II y

Che Guevara ubicación Nagarote

4316 LNI-138

Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente generación de la Planta Energética Corinto, Planta Mo

ubicación León I

4317 MGA-138

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación de

Che Guevara ubicación Managua

4319 MSY-138

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Amayo, 230 kV, recibe generación de forma radial de las plantas Che Guevara ubicación Masaya y de Generadora Central GESARSA

4329 PSB-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente

de la planta Santa Bárbara

4331 SEB-138 Nodo que tiene demanda y recibe generación en forma radial de

Planta Centroamérica, Planta La Reynaga y Pantasma

4336 TPT-138 Recibe generación en forma radial de la

Planta Che Guevara ubicación Tipitapa

4341 SJT-138 Recibe generación en forma radial de la planta San Jacinto Power

Página 18

Recibe generación de la planta Benjamín Zeledón. También se generación de las plantas Momotombo, Hugo Chávez II y Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente generación de la Planta Energética Corinto, Planta Monterrosa y Che Guevara Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se Planta Managua y Planta cercano al nodo de interconexión Amayo, 230 kV, recibe generación de forma radial de las plantas Che Guevara ubicación Masaya y de Generadora Central Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente generación Nodo que tiene demanda y recibe generación en forma radial de Planta Centroamérica, Planta La Reynaga y Pantasma

Recibe generación en forma radial de la Planta Tipitapa Power y

(19)

Tabla 8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica

País Nodo Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E) CRI Cañas 138 50054 CRI Corobicí 230 50100 CRI Arenal 230 50200 CRI 50202 CRI Miravalle 230 50250 CRI 50252 CRI 50253 CRI Mogote 230 50300 CRI Barranca 230 50350 CRI Ciudad Quezada 230 50650 CRI Toro 230 50700 CRI Peñas Blancas 230 50800 CRI Garabito 230 50900 CRI Cariblanco 230 50950 50952

Tabla 8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica

Observaciones No. Bus (PSS/E) Nombre (PSS/E) 50054 CAS138

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Cañas, 230 kV y recibe generación de forma radial El Viejo; también tiene asociado retiro

50100 COR230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe

generación de forma radial de JM Dengo y el Sandillal

50200 ARE230A Recibe generación de las plantas Arenal, Tejona, PESA y

Aeroenergía

50202 ARE230B

50250 MIR230A

Recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los Negros y Canalete

50252 MIR230B

50253 MI3230

50300 MOG230 Recibe generación de forma radial de las planta

50350 BAR230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe

generación de forma radial de la Planta Barranca

50650 CQU230 Nodo que tiene asociados generación y retiro

50700 TOR230 Recibe generación de la planta Toro, también tiene asociado retiro.

50800 PBL230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe

generación de forma radial de la Planta Peñas Blancas

50900 GAB230 Recibe generación de forma radial de la planta Garabito

50950 CAR230A

Recibe generación de la planta Cariblanco

50952 CAR230B

Página 19

Observaciones

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Cañas, 230 kV y recibe generación de forma radial de

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de JM Dengo y el Sandillal

Recibe generación de las plantas Arenal, Tejona, PESA y

Recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los

Recibe generación de forma radial de las planta Mogote

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de la Planta Barranca

Nodo que tiene asociados generación y retiro

Recibe generación de la planta Toro, también tiene asociado retiro. Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de la Planta Peñas Blancas

Recibe generación de forma radial de la planta Garabito Recibe generación de la planta Cariblanco

(20)

ENTE OPERADOR REGIONAL CRI Pailas 230 51150 CRI La Caja 230 53000 CRI 53002 CRI Pirrís 230 54250 CRI Lindora 230 53050 CRI 53052 CRI Venecia 230 50750 CRI La Caja 138 53004 CRI 53006 CRI Colima 138 53654 CRI Concavas 138 53754

CRI Río Macho 138 53854

51150 PAI230

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe radialmente generación de la planta Pailas. También tiene asociada carga.

53000 CAJ230A Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta

radialmente algunas unidades de la planta San Antonio

53002 CAJ230B

54250 PIR230 Nodo que tiene asociados generación. Se conecta radialmente la

generación de la planta Pirrís

53050 LIN230A

Nodo que tiene asociada generación y carga

53052 LIN230B

50750 VEN230 Recibe generación de la planta Toro 3.

53004 CAJ138A Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se

conectan radialmente Garita, Naranjo, Coco, Poa y

53006 CAJ138B

53654 COL138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta

radialmente la generación de la planta Colima

53754 COV138 Nodo que tiene asociados generación y retiro.

53854 RMA138

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Río Claro, 230 kV, recibe generación de forma radial de la planta Río Macho y tiene demanda asociada

Página 20

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe radialmente generación de la planta Pailas.

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta radialmente algunas unidades de la planta San Antonio

Nodo que tiene asociados generación. Se conecta radialmente la

generación y carga

Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se conectan radialmente Garita, Naranjo, Coco, Poa y San Antonio Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta radialmente la generación de la planta Colima

Nodo que tiene asociados generación y retiro.

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Río Claro, 230 kV, recibe generación de forma radial de la planta Río Macho y tiene demanda asociada

(21)

ENTE OPERADOR REGIONAL País Nodo Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E) CRI Cachí 138 58004 58006 CRI Angostura 138 58104 58106 CRI Trapiche 138 58154 CRI Moín 138 58304 58305 58306

Tabla 9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.

País Nodo Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E) PAN Panamá II 230 6003 PAN Chorrera 230 6005 PAN Mata de Nance 230 6011 Observaciones No. Bus (PSS/E) Nombre (PSS/E) 58004 CAC138A

Recibe generación de las plantas Cachí y La Joya

58006 CAC138B

58104 ANG138A

Recibe generación de forma radial de las planta Angostura

58106 ANG138B

58154 TRA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se

conectan radialmente Leesville y El General

58304 MOI138A

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se radialmente la planta Moín.

58305 MOI138B

58306 MOI138C

Tabla 9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.

Observaciones No. Bus

(PSS/E)

Nombre (PSS/E)

6003 PANII230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación

de las plantas Bayano, COPESA y Pacora

6005 CHO230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se

conecta radialmente la planta Pan-am

6011 MDN230

Nodo que tiene asociados centros de demanda y generación. Recibe generación de las plantas La Estrella, Los Valles, Mendre, Algarrobos, Paso Ancho, Cochea y Concepción.

Página 21

Observaciones

plantas Cachí y La Joya

Recibe generación de forma radial de las planta Angostura

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se radialmente Leesville y El General

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta

Observaciones

Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación de las plantas Bayano, COPESA y Pacora

asociados generación y demanda. A este nodo se Nodo que tiene asociados centros de demanda y generación. Recibe generación de las plantas La Estrella, Los Valles, Mendre,

(22)

PAN La

Esperanza 230 6263

PAN Baitún 230 6330

PAN Boquerón III 230 6380

PAN Fortuna 230 6096

PAN Guasquitas 230 6179

PAN Panamá 115 6002

PAN Las Minas 1 115 6059

PAN Las Minas 2 115 6060

PAN Cemento

Panamá 115 6170

PAN Cativá 115 6270

PAN Cativá II 115 6290

6263 ESP230

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Changuinola 230 KV y tiene asociados centros de demanda y generación. Recibe generación de la planta Changuinola.

6330 BAI230

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y recibe radialmente generación de la planta Baitún y Bajo de Mina

6380 BOQIII230 Recibe radialmente generación de las plantas Pedregalito y Macano.

6096 FOR230 Recibe radialmente generación de la planta Fortuna

6179 GUA230

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Veladero 230 kV; recibe radialmente

las plantas Estí, Gualaca, Prudencia y Lorena.

6002 PAN115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se

conecta radialmente la generación de Planta Panamá

6059 LM1115 Recibe radialmente generación de la planta Las Minas 1

6060 LM2115 Recibe radialmente generación de la planta Las Minas 2

6170 CPA115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación

de la planta El Giral

6270 CAT 115 Recibe radialmente generación de la planta Cativ

6290 CAT II 11 Recibe radialmente generación de la planta Termo Colón

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Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Changuinola 230 KV y tiene asociados centros de Recibe generación de la planta Changuinola. Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y recibe radialmente generación de las plantas Pedregalito y Macano. Recibe radialmente generación de la planta Fortuna

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Veladero 230 kV; recibe radialmente generación de las plantas Estí, Gualaca, Prudencia y Lorena.

Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de Planta Panamá

generación de la planta Las Minas 1 Recibe radialmente generación de la planta Las Minas 2

Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación Recibe radialmente generación de la planta Cativá