CELEC S.A.
CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADORTRANSELECTRIC
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PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN
PERÍODO 2013-2022
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PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN
PERÍODO 2013-2022
INDICE 1. GLOSARIO DE TÉRMINOS ... 1 2. ANTECEDENTES ... 2 3. RESUMEN EJECUTIVO ... 2 4. OBJETIVOS ... 6 5. INFORMACIÓN UTILIZADA ... 6 6. CRITERIOS Y METODOLOGÍA ... 67. EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD 8 7.1 Estado Estacionario ... 8
7.2 Estado Transitorio ... 10
7.3 Estado Dinámico ... 11
7.4 Criterios Básicos de Confiabilidad ... 12
7.5 Incumplimiento de las normas de calidad ... 12
8. LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ... 12
9. DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ... 13
9.1 Componentes del SNT ... 14
9.2 Perfiles de voltaje ... 17
9.3 Cargabilidad de líneas de transmisión y transformadores de subestaciones del SNT 21 9.4 Restricciones Operativas del SNT... 24
10. INFORMACIÓN UTILIZADA ... 30
10.1 Proyección de Demanda y de Generación. ... 30
10.2 Información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras ... 32
11. COORDINACIÓN CON EL CENACE ... 32
12. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN MARCHA ... 33
12.1 Financiamiento proveniente del Mandato No. 9 ... 39
12.2 Financiamiento proveniente del Mandato No. 15 ... 40
12.2.1 Proyectos Zona Norte ... 42
12.2.2 Proyectos Zona Nororiental ... 44
12.2.3 Proyectos Zona Noroccidental ... 44
12.2.4 Proyectos Zona Sur ... 46
12.2.5 Proyectos Zona Suroccidental ... 49
12.2.6 Proyectos Global SNT ... 50
13. PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO ... 51
13.1 Proyectos para la Zona Norte ... 63
13.1.1 Ampliación de la subestación Pomasqui. ... 63
13.1.2 Ampliación de la subestación Santa Rosa 138 kV ... 63
13.1.3 Ampliación de la subestación Totoras 230/138 kV ... 63
13.1.4 Subestación Tabacundo 230/138 kV ... 64
13.1.5 Subestación Tabacundo ampliación 230/69 kV ... 64
13.2 Proyectos para la Zona Nororiental ... 65
13.2.1 Sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos, 230 kV... 65
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13.3.3 Sistema de transmisión San Gregorio – San Juan de Manta, 230 kV. ... 67
13.3.4 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino 138 kV ... 68
13.4 Proyectos para la Zona Sur ... 68
13.4.1 Subestación Yanacocha, ampliación 138/69 kV. ... 68
13.4.2 Subestación La Troncal, 230/69 kV. ... 69
13.4.3 Sistema de transmisión Milagro – Babahoyo, 138 kV. ... 69
13.4.4 Sistema de transmisión Milagro – Machala 230 kV, II etapa ... 70
13.4.5 Modernización de Molino ... 70
13.5 Proyectos para la Zona Suroccidental ... 71
13.5.1 Subestación Las Esclusas, ampliación 230/69 kV. ... 71
13.5.2 Subestación Posorja, ampliación 138/69 kV. ... 71
13.5.3 Subestación Nueva Salitral, 230/69 kV. ... 71
13.5.4 Sistema de transmisión Pascuales – Las Orquídeas, 230 kV. ... 72
13.5.5 Subestación Durán, 230/69 kV. ... 73
13.5.6 Sistema Daule – Lago de Chongón 230 kV ... 74
13.5.7 Sistema Lago de Chongón – Posorja 138 kV ... 74
13.5.8 Subestación San Idelfonso, ampliación 230/138 kV ... 75
13.6 Proyectos Globales del SNT ... 75
13.6.1 Reserva de subestaciones... 75
13.6.2 Compensación Capacitiva. ... 76
13.6.3 Sistema de Transmisión Central – Quevedo, 230 kV. ... 77
13.7 Proyectos requeridos por la Expansión de la Generación ... 78
13.7.1 Sistema de transmisión Esmeraldas - Santo Domingo, 230 kV... 78
13.7.2 Sistema de transmisión Sopladora – Taday - Milagro, 230 kV... 79
13.8 Sistema de Transmisión de 500 kV. ... 79
14. PRESUPUESTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS OBRAS ... 84
15. ASPECTOS COMPLEMENTARIOS ... 89
16. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 89
LISTADO DE CUADROS
CUADRO No. 1: Subestaciones del SNT – Características Técnicas.
CUADRO No. 2: Líneas de Transmisión del SNT – Características Técnicas.
CUADRO No. 3: Proyección de la Demanda Anual de Potencia (MW).
CUADRO No. 4: Proyección de la Demanda Máxima, Media y Mínima por barras de entrega (MW).
CUADRO No. 5: Proyectos de Generación.
CUADRO No. 6: Presupuesto de Inversiones 2012-2021.
CUADRO No. 7: Flujo de Caja de Inversiones 2012-2021.
CUADRO No. 8: Requerimientos de Capacitores en el SNT.
CUADRO No. 9: Costos por Bahía. Subestaciones nuevas convencionales. CUADRO No. 10: Costos por Bahía. Ampliación subestaciones convencionales. CUADRO No. 11: Costos por Bahía. Subestaciones aisladas en SF6.
CUADRO No. 12: Costos de Transformadores de Potencia. CUADRO No. 13: Costos de Capacitores.
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LISTADO DE GRAFICOS
GRAFICO No. 1: Mapa del Ecuador con el Sistema Nacional de Transmisión a Agosto-2010. GRAFICO No. 2: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2011.
GRAFICO No. 3: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2012. GRAFICO No. 4: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2013. GRAFICO No. 5: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2014.
GRAFICO No. 6: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2015-2016. GRAFICO No. 7: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2017-2018. GRAFICO No. 8: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2019-2020. GRAFICO No. 9: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2011-2020.
LISTADO DE ANEXOS
PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
PERÍODO 2012-2021
1. GLOSARIO DE TÉRMINOS
CELEC EP Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador.
CENACE Centro Nacional de Control de Energía.
CONELEC Consejo Nacional de Electricidad.
COT Centro de Operación de Transmisión.
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia
EEB Empresa de Energía de Bogotá, de Colombia.
CNEL-Manabí Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión es la
provincia de Manabí.
EMELNORTE Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión son las
provincias de Imbabura y Carchi.
CNEL-El Oro Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión es la
provincia de El Oro.
CNEL-Guayas Los Ríos Empresa Eléctrica Distribuidora Guayas – Los Ríos.
ISA Interconexiones Eléctricas S.A., empresa de transmisión en
Colombia.
MEM Mercado Eléctrico Mayorista en el Ecuador.
PET Plan de Expansión de Transmisión.
REP Red de Energía del Perú, empresa de transmisión en Perú.
SNI Sistema Nacional Interconectado.
SNT Sistema Nacional de Transmisión.
TRANSELECTRIC Unidad de Negocio de CELEC EP
UEG Unidad Eléctrica de Guayaquil
ULTC Por sus siglas en inglés, cambiador de tomas bajo carga.
2. ANTECEDENTES
El Art. 33 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Obligaciones del Transmisor, establece: “El transmisor tendrá la obligación de expandir el sistema en base a planes preparados por él y aprobados por el CONELEC”.
El Art. 62 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico señala: “La expansión del sistema de transmisión para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable y para corresponder al Plan Maestro de Electrificación, será planificada obligatoriamente por el transmisor y aprobada por el CONELEC”.
3. RESUMEN EJECUTIVO
En el Ecuador, la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, a través de la Unidad de Negocio TRANSELECTRIC, realiza la expansión del Sistema Nacional de Transmisión, para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable, en base a estudios técnico – económicos, que son aprobados por el CONELEC, los mismos que establecen el plan de equipamiento, Plan de Expansión de Transmisión, requerido por el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) para los próximos diez años, de tal manera de garantizar la operación de la red eléctrica dentro de los límites exigidos por la normativa en vigencia, garantizando el suministro de energía eléctrica a la demanda, empresas distribuidoras y grandes consumidores, y la incorporación de nuevos proyectos de generación al Sistema Nacional Interconectado (SNI).
La elaboración del Plan de Expansión de Transmisión, requiere información del Sistema Nacional Interconectado, la misma que es proporcionada por el CONELEC, las empresas distribuidoras y CENACE, como:
- Proyección decenal de la demanda anual no coincidente de potencia y energía. - Exigencias regulatorias referentes a calidad, seguridad y confiabilidad.
- Plan de Expansión de Generación.
- Plan de Expansión de cada una de las Empresas Distribuidoras.
- Estadística de operación del SNI, disponible en el CENACE y en el Centro de Operaciones de Transmisión – COT.
La formulación del Plan de Expansión de Transmisión, considera el análisis de diferentes alternativas de equipamiento, que sean técnicamente realizables y económicamente viables, mediante la ejecución de estudios eléctricos en condiciones de demanda máxima, media y mínima, para los escenarios de alta y baja hidrología del SNI y la evaluación económica de las alternativas, considerando costos de inversión, operación, mantenimiento, restricciones, energía no suministrada, pérdidas de potencia y energía, con una tasa de descuento referencial del 12% definida por SENPLADES y una vida útil de 30 años para subestaciones y 45 años para líneas de transmisión; la alternativa incluida en el Plan de Expansión es aquella que cumpla los criterios de las regulaciones vigentes, y que adicionalmente represente mínimo costo de inversión; una vez definido el plan de
El Plan de Expansión considera además la implementación de obras que permitan levantar restricciones operativas SNT, las mismas que se identifican analizando los registros post – operativos del sistema y en base a lo cual se realiza un Diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, para ello se diferencia el sistema en cinco zonas operativas: Norte, Nororiental, Noroccidental, Sur y Suroccidental; esto con la finalidad de identificar los requerimientos de cada una de las zonas, en función de su propia demanda y generación actual y futura.
Actualmente, el resultado del diagnóstico del SNT refleja un sistema que atraviesa por una situación crítica, ya que, bajo ciertas condiciones operativas y en determinadas zonas, éste opera al límite de los criterios de economía, seguridad, calidad y confiabilidad establecidos en la normativa, tal es el caso, de la existencia de barras con perfiles de voltaje al mínimo y cargabilidad de líneas y transformadores superior al 80%; las instalaciones con estas principales restricciones se resumen a continuación:
Barras con perfiles de voltaje inferiores al mínimo:
En condiciones normales: - Zona Sur: Subestación Loja
- Zona Nororiental: Subestación Francisco de Orellana En caso de indisponibilidad de generación:
- Subestación Loja, debido a la indisponibilidad de la Central Catamayo de la Empresa Eléctrica Regional Sur.
- Subestación Machala, debido a la indisponibilidad de la central Termogas Machala. - Subestación Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de varias unidades de
generación de CNEL Sucumbíos.
- Subestaciones Pascuales y Trinitaria, debido a la indisponibilidad de generación termoeléctrica de la zona de Guayaquil en condiciones de lata hidrología de la cuenca Mazar-Paute.
Instalaciones con cargabilidad superior al 80%:
Líneas de Transmisión: en condiciones de alta y baja hidrología de la cadena Mazar-Paute y Agoyán- San Francisco:
- Líneas de transmisión Ambato – Pucará y Pucará – Mulaló de 138 kV, simple circuito, en los casos en que no se cuenta con la operación de la central hidroeléctrica Pucará. - Línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, doble circuito, en condiciones de
despacho con una elevada generación en las zonas de Salitral y Trinitaria (periodo de estiaje de cadena Mazar- Paute) que incluye: 2 unidades a vapor de la central Gonzalo Zevallos, centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y U2 de central Electroquil, centrales Trinitaria y Victoria II.
- Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA. - Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA. - Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA. - Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA. - Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA.
- Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada en la zona de Manta. - Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.
Los autotransformadores 230/138 kV que superan niveles de carga superiores al 80 % de su capacidad nominal son: Pomasqui de 300 MVA debido al crecimiento de la demanda de la zona norte; Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponbibilidad de la central térmica Esmeraldas; y, Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad de la central Pucará.
Como parte del diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, se identifica las instalaciones que conforman el sistema, al momento:
Líneas de transmisión, a nivel de 230 kV, instaladas 1.285 km en doble circuito y 556 km simple circuito; gran parte de ellas, formando un anillo entre las subestaciones Molino, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa (Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vinculando así el principal centro de generación del país, la central hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de consumo Guayaquil y Quito. A nivel de 138 kV existen 625 km de líneas doble circuito y 1.093 km simple circuito, las que se conectan de manera radial partiendo desde el anillo de 230 kV.
Como parte de las instalaciones en operación del SNT, existen líneas de interconexión internacionales a nivel de 230 kV, con Colombia dos líneas de transmisión doble circuito, con una longitud de 212 km cada una, las mismas que enlazan las subestaciones de Pomasqui en el lado ecuatoriano y Jamondino en el lado colombiano; con Perú una línea de transmisión de 107 km de longitud que conecta a las subestaciones Machala por el lado ecuatoriano y Zorritos por el lado peruano.
En cuanto a la capacidad de transmisión instalada, se cuenta con 39 subestaciones, distribuidas de la siguiente manera: 15 con una relación de transformación 230/138/69 kV, 20 a 138/69 kV, 1 subestación de seccionamiento a 230 kV, 1 subestación de seccionamiento a 138 kV; y 2 subestaciones móviles, una 138/69 kV y otra 69/13.8 kV. Además se cuenta con equipos de compensación capacitiva instalados en varias
subestaciones del SNT, por un total de 306 MVAR; mientras que la compensación inductiva instalada es de 100 MVAR.
De las obras descritas en el Plan de Expansión de Transmisión, se han diferenciado las que CELEC EP – TRANSELECTRIC se encuentra ejecutando, que para su culminación se requiere la asignación de los recursos económicos provenientes de la aplicación de los Mandatos Constituyentes No. 9 y 15, de aquellas que corresponden a los proyectos que
El presente Plan de Expansión, determina la necesidad de ejecutar varios proyectos de transmisión, incluyendo aquellos que se encuentran en etapa de construcción, con la implementación de 2.065 km de líneas de transmisión de simple y doble circuito, la instalación de 7.645 MVA de transformación y la incorporación de 390 MVAr de compensación capacitiva; para la entrada en operación de los proyectos es indispensable que CELEC EP - TRANSELECTRIC disponga oportunamente de los recursos económicos requeridos para la ejecución de las obras, conforme el presupuesto señalado en el Cuadro No. 6.
Uno de los proyectos de transmisión más relevante, que entrará en operación en el país, es el Sistema de Transmisión a 500 kV, el mismo que surge de la necesidad de integrar al SNI la producción de grandes proyectos de generación hidroeléctrica, especialmente de Coca Codo Sinclair de 1500 MW de capacidad, previsto para el año 2016 y Sopladora de 487 MW para el año 2015; con lo cual se desplazaría la utilización de generación térmica, principalmente la existente en la ciudad de Guayaquil.
Para evacuar esas altas potencias hacia el SNI, se requiere contar con un sistema de transmisión de gran capacidad, por lo que, conforme los estudios y análisis realizados, se estableció como la mejor alternativa, para evacuar la generación de los proyectos Coca Codo Sinclair hacia el SNI, la implementación de un sistema de transmisión de 500 kV, que además de unir los principales centros de carga de Quito (S/E El Inga) y Guayaquil (S/E Daule), permita la implementación de sistemas radiales de 500 kV desde el sector de El Inga hacia Coca Codo Sinclair. Para la ubicación de la subestación a la cual se conectará la central Sopladora se consideró la necesidad de contar con un sitio estratégico que tome en cuenta la futura conexión del proyecto de generación Cardenillo, determinándose así que el lugar idóneo para la construcción de la subestación es en el sector de Taday.
Es importante señalar que debido a la falta de experiencia, que se tiene en el país, respecto al diseño, construcción y operación de instalaciones a nivel de 500 kV, CELEC EP - TRANSELECTRIC con el aporte del BID, a través de una cooperación técnica no reembolsable, contrató la consultoría de la firma Consorcio CESI-EFFICACITAS, cuyo objetivo fue definir la configuración del sistema de transmisión de Extra Alta Tensión del Ecuador, que se adapte de mejor manera a las necesidades energéticas de mediano y largo plazo del país.
Finalmente, se presenta el presupuesto requerido para la ejecución del Plan de Expansión de Transmisión, para el período 2012-2021, por un monto de 838.24 millones de dólares, de los cuales 30.51 millones de dólares serán financiados con recursos del Fondo de Solidaridad conforme el Mandato No.9; mientras que los restantes 519.59 millones de dólares con recursos del estado ecuatoriano conforme lo establecido en el Mandato No.15, en cuyo monto se incluyen 288.14 millones de dólares que corresponden al presupuesto del sistema de transmisión de 500 kV asociado a los proyectos de generación Coca Codo Sinclair.
4. OBJETIVOS
El objetivo del presente documento es establecer el plan de equipamiento de obras requerido por el Sistema Nacional de Transmisión para los próximos diez años, por lo que el período de planeamiento es 2013-2022. El plan de obras propuesto considera el equipamiento necesario para permitir la operación de la red de transmisión en función de las exigencias establecidas en las regulaciones vigentes, a fin de garantizar el suministro de energía eléctrica a los centros de distribución, permitir la incorporación de los proyectos de generación al Sistema Nacional Interconectado.
5. INFORMACIÓN UTILIZADA
La información básica que se utiliza para la elaboración del Plan de Expansión de Transmisión proviene de:
Información disponible en el CONELEC:
- Proyección decenal de la demanda anual no coincidente de potencia y energía; - Bandas de variación para los distintos niveles de voltaje de las barras del SNT. - Límites para el factor de potencia que deben presentar las Distribuidoras en los
puntos de entrega;
- Plan de Expansión de Generación (fechas de ingreso en operación, capacidad, energía media anual y factor de planta de cada proyecto).
Información proporcionada por las Distribuidoras relacionada con los planes de
expansión.
Regulaciones vigentes del sector eléctrico ecuatoriano.
Información estadística de operación disponible en el CENACE y Centro de
Operaciones de Transmisión – COT.
Información sobre los proyectos de expansión del SNT que se encuentran en
construcción y aquellos proyectos que prevén iniciar su ejecución en el corto plazo.
Costos de inversión de suministros y construcción de los proyectos ejecutados por
CELEC EP – TRANSELECTRIC, actualizados con los últimos procesos de contratación.
6. CRITERIOS Y METODOLOGÍA
El Plan de Expansión del SNT tiene como finalidad determinar la red de transmisión que se debe implementar, para atender los requerimientos del crecimiento de la demanda y
servicio de transporte de energía eléctrica hacia los diferentes centros de distribución del sistema eléctrico ecuatoriano.
La formulación del Plan de Expansión de Transmisión, se la realiza luego del análisis de diferentes alternativas de equipamiento que sean técnicamente realizables y económicamente viables, para cada uno de los años del período de planificación, mediante la ejecución de estudios eléctricos para condiciones de demanda máxima, media y mínima, para los escenarios de alta y baja hidrología del S.N.I.
Para el planteamiento de las alternativas de expansión del SNT, se consideran los siguientes criterios:
Los despachos de generación se formulan en función de los resultados de las simulaciones energéticas del S.N.I entregadas por el CONELEC y de los costos variables de producción de cada una de las unidades de generación del sistema, publicados por el CENACE.
Los análisis eléctricos se realizan considerando la demanda máxima no coincidente del sistema, la misma que es desagregada para los puntos de entrega del S.N.I de acuerdo con las estadísticas de operación disponibles.
La ampliación de la capacidad de transformación de una subestación, se considera una vez que se alcanza la capacidad FA (Primera etapa de enfriamiento / 80% de la capacidad máxima).
En caso de una nueva subestación, a la fecha de entrada en operación, el equipo de transformación se trata que inicie con un nivel de carga del orden del 40% de su capacidad máxima.
Para el caso de líneas de transmisión, en condiciones normales de operación, no se debe superar el 100% de su capacidad de transporte.
Cumplimiento de la normativa vigente, principalmente lo indicado en las regulaciones: “Procedimientos de Despacho y Operación (No 006/00)”’, “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM (No 004/02)” y “Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de Conexión en el S.N.I (No 003/08)”, mediante las cuales se establecen los parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad que deben ser observados por el Transmisor y los demás agentes del MEM.
Las alternativas son analizadas mediante criterios económicos (considerando los costos de inversión, operación, mantenimiento, restricciones, energía no suministrada y, pérdidas de potencia y energía), con una tasa de descuento referencial del 12% definida por SENPLADES y una vida útil de 30 años para subestaciones y de 45 años para líneas de transmisión.
Para la valoración de la energía no suministrada, se considera un costo de 1,533 US$/MWh, de acuerdo con lo establecido por el CONELEC, durante el proceso de
La alternativa de expansión seleccionada es aquella que técnicamente cumpla con los criterios antes indicados y las regulaciones vigentes, y que adicionalmente sea la de mínimo costo.
El Plan de Expansión de Transmisión es remitido al CONELEC para su revisión y aprobación, posterior de lo cual será de aplicación obligatoria.
La determinación del plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisión, toma como base los proyectos de expansión que se encuentran en construcción y aquellos proyectos que se prevén iniciar su ejecución en el año 2011.
7. EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD Y
CONFIABILIDAD
Los estudios eléctricos y análisis de alternativas, que permiten establecer el plan de obras del SNT, consideran las exigencias establecidas en la normativa vigente, principalmente lo indicado en las regulaciones: ‘Procedimientos de Despacho y Operación (No 006/00)’, ‘Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM (No 004/02)’ y ‘Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de Conexión en el SNI (No 003/08)'.
En estas regulaciones se establecen los parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad que deben ser observados por el Transmisor y los demás agentes del MEM. Los aspectos relevantes son los siguientes:
7.1 Estado Estacionario
Voltaje.- Es responsabilidad del Transmisor (numeral 2.2 de la Reg. No. 004/02):
Declarar al CENACE los equipos para control de voltaje y suministro de potencia
reactiva que pone a disposición del MEM.
Mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones, con variaciones
no mayores a los límites establecidos por el CONELEC sobre la base de los estudios presentados por el CENACE. Los estudios lo efectuarán conjuntamente el CENACE y el Transmisor tomando como referencia el Plan de Expansión del Transmisor y el Plan de Operación del MEM. Como uno de los resultados de dichos estudios, se obtendrá el listado de nodos del S. N. I. y períodos donde no se pueda cumplir con el control de voltaje y potencia reactiva.
Ubicar los “taps” de los transformadores de reducción en la posición que lo solicite
el CENACE, con la finalidad de aprovechar al máximo la producción de potencia reactiva.
Corregir o levantar las restricciones en los nodos en donde no se pueda cumplir con
El cambio de tensión al conectar o desconectar bancos de condensadores o reactores, deberá ser inferior al 5 % de la tensión nominal de la barra donde se ubica la compensación.
La tensión máxima permitida en el extremo abierto de las líneas (Efecto Ferranti) será de 1.15 pu.
Generación de Potencia Reactiva.-
De acuerdo con el Artículo 28 del Reglamento para el funcionamiento del MEM “Todos los agentes del M.E.M. son responsables por el control del flujo de potencia reactiva en sus puntos de intercambio con el M.E.M. en función de las regulaciones que emita el CONELEC sobre la materia”.
Según la Regulación No. CONELEC 005/00, es responsabilidad de los generadores “Entregar reactivos hasta el 95 % del límite de potencia reactiva (inductiva o capacitiva), en cualquier punto de operación que esté dentro de las características técnicas de las máquinas, de acuerdo a lo solicitado por el CENACE”.
Los Distribuidores y Grandes Consumidores entre otros aspectos son responsables de:
“Comprometer en cada uno de los nodos (barras) de interconexión con el
transportista u otros agentes del M.E.M., un factor de potencia, que será determinado por el CONELEC sobre la base de un estudio conjunto CENACE-Distribuidor y tomando como referencia el Plan de Expansión presentado como respaldo al cálculo del VAD. Los valores límites del factor de potencia serán calculados para demanda: mínima, media y máxima. El factor de potencia se lo determinará sin tomar en cuenta el efecto de cualquier generación insertada en la red del Distribuidor”.
“El CENACE deberá presentar al CONELEC, el estudio conjunto con los agentes del
MEM, a efectos de fijar los niveles de voltaje en cada barra del SNT y los valores del factor de potencia que deben presentar los Distribuidores y Grandes Consumidores en sus puntos de conexión con el Transmisor o Distribuidor, según corresponda.
El estudio deberá ser actualizado por el CENACE por lo menos una vez al año o
cuando se produzcan cambios importantes en la topología del sistema o por la incorporación de nuevas unidades de generación al mercado.
El CONELEC mediante Oficio No. DE-08-0557 del 26 de marzo de 2008 remitió la información correspondiente a los niveles de voltaje que debe mantener el transmisor y el factor de potencia que deben presentar las Empresas Eléctricas Distribuidoras. El CONELEC establece:
1. Niveles de Voltaje:
El transmisor deberá mantener los niveles de voltaje en las barras de 230 kV dentro de la banda de +7% / -5% del voltaje nominal; en las barras de 138 kV dentro de la banda de +5% / -7% del voltaje nominal; y, para el caso de barras de 69, 46 y 34.5 kV, el transmisor deberá mantener los niveles de voltaje dentro de la banda de +3% / -3% del
Corresponderá al CENACE, en conjunto con el transmisor, realizar la actualización del presente estudio, de acuerdo a los criterios establecidos en la Regulación antes indicada, y adicionalmente, deberá comunicar los resultados al CONELEC.
2. Factor de Potencia en puntos de entrega:
Los Distribuidores y Grandes Consumidores, conectados directamente al Sistema Nacional de Transmisión, deben comprometer, en cada uno de sus puntos de conexión, un factor de potencia dentro de los siguientes límites:
0.96 ó superior inductivo para demandas media y punta.
entre 0.96 y 0.99 ó menor inductivo para demanda base.
Para el caso de los grandes consumidores inmersos en la red de distribución y hasta tanto se completen los estudios por parte de los distribuidores, en conjunto con el CENACE, señalado en el numeral 2.3 de la Regulación No. CONELEC - 004/02, se adoptarán un factor de potencia dentro de los siguientes límites:
0.95 ó superior inductivo para demandas media y punta.
1.0 ó menor inductivo para demanda base.
Cargabilidad.-
En condiciones de operación normal, las líneas de transmisión no deberán operarse a más del 100 % de su capacidad de transporte, conforme su diseño para la operación normal del sistema.
En el largo y mediano plazo no se permiten sobrecargas permanentes; en el corto y muy corto plazo se pueden fijar límites de sobrecarga de acuerdo a la duración de la misma, sin sobrepasar las temperaturas máximas permisibles de los equipos y sin disminuir la vida útil de los mismos.
Para la ampliación de capacidad de transformación, se utiliza como criterio que: una vez que se alcance la capacidad FA (80% de la capacidad máxima) se equipa con un nuevo transformador en paralelo o se reemplaza al existente por uno de mayor capacidad.
En el análisis de estado estacionario se consideran solo simples contingencias en las líneas de transmisión y en los bancos de transformadores 230/138 kV o 230/69 kV.
7.2 Estado Transitorio
El voltaje máximo transitorio permitido en el sistema durante un rechazo de carga será de 1.3 pu.
7.3 Estado Dinámico
El numeral 4.2.3.3 de los Procedimientos de Despacho y Operación expresa:
“El planeamiento de la operación eléctrica se lo ejecutará considerando los siguientes criterios generales:
El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifásica a tierra en uno de los circuitos
de 230 kV, 138 kV o en uno de los transformadores 230/138 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal y con la pérdida definitiva del circuito en falla, es decir no se debe considerar la operación del recierre automático en la etapa de planificación.
El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifásica a tierra en los dos circuitos a
230 kV o 138 kV, cuando los dos circuitos van instalados en la misma torre, con despeje de la falla por operación normal de la protección principal y con la pérdida definitiva de los circuitos en falla, es decir no se debe considerar la operación del recierre automático de ninguno de los circuitos en la etapa de planificación.
En las barras principales del sistema de transmisión la tensión transitoria no debe
estar por debajo de 0.8 pu durante más de 500 ms.
Una vez despejada la falla y eliminado el circuito o los circuitos del sistema, según el
caso, la tensión no debe permanecer por debajo de 0.8 pu por más de 700 ms en el proceso de simulación de estabilidad dinámica.
Durante la etapa de planificación no se permitirán sobrecargas en los
transformadores de potencia 230/138 kV en el nuevo punto de equilibrio que se alcanzaría después de la simulación de la contingencia.
En la simulación de contingencias se permitirán sobrecargas en líneas de 230 kV o
138 kV hasta el 10 % cuando se alcance el nuevo punto de equilibrio del sistema.
Después de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio, los voltajes en las barras
de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 pu.
Durante el proceso oscilatorio y en el nuevo punto de equilibrio la frecuencia del
sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 63 Hz para frecuencias inferiores a 59.5 Hz se debe implementar un esquema de alivio de carga.
El sistema estará diseñado y operado para soportar sin consecuencias graves ante
una simple contingencia (n-1). Se entiende por consecuencia grave si ante la salida de un generador, transformador o línea de transmisión resultara:
- Inestabilidad del SNI.
Para este criterio se permite la separación del sistema en islas eléctricas, la desconexión de carga o desconexión de generación por disparos de líneas.
7.4 Criterios Básicos de Confiabilidad
Para una operación confiable el SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la contingencia de uno de los circuitos a 230 kV.
El SNI también debe permanecer estable ante la contingencia de los circuitos de una línea de transmisión que ocupen la misma torre. Para este caso el CENACE podrá implementar esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia con el objeto de preservar la estabilidad.
El SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la salida de la unidad de mayor capacidad que tenga el SNI
7.5 Incumplimiento de las normas de calidad
Las sanciones y compensaciones económicas a los Agentes del MEM por incumplimientos de las normas de calidad, continuidad y confiabilidad, así como el objeto y destino de las mismas, se establecerán de acuerdo a lo indicado en el Reglamento de Despacho y Operación del SNI y el Reglamento de Suministro de Servicio de Electricidad.
El pago de sanciones y compensaciones no exime al Transmisor o Agente, de las obligaciones de solucionar las causas que las originan.
8. LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
El 2 de julio de 2001 se promulgó el “Reglamento para el Libre Acceso a los Sistemas de Transmisión y Distribución”.
El artículo 17 del Reglamento mencionado establece: “El usuario es responsable de solicitar, en forma oportuna al transmisor, las expansiones o adecuaciones del SNT que sean necesarias para mejorar su vinculación con el MEM, en los términos del presente reglamento, a fin de que se incorporen, si cumple con los requisitos señalados en la Sección Tercera del Capítulo II de este reglamento, en el Plan de Expansión preparado por el transmisor y aprobado por el CONELEC. En caso contrario el solicitante podrá ejecutar las obras requeridas, a su costo, de acuerdo con el artículo 35 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico”.
En el Artículo 36, se señala: “Para efectos de considerar o no el requerimiento de expansión solicitado, dentro del Plan de Expansión del SNT, el agente deberá demostrar la conveniencia de desarrollar las obras dentro del plazo de cinco (5) años contados desde
presentar los estudios técnicos y económicos que permitan evaluar su conveniencia y necesidad”.
El Artículo 37, especifica: “En los términos del artículo inmediato anterior, el transmisor, con la asistencia del CENACE, evaluará la inclusión de las obras solicitadas en el Plan de Expansión tomando como criterio que el valor presente del total de costos de inversión, operación y mantenimiento del sistema eléctrico en su conjunto, con todas las modificaciones que se deriven de la expansión solicitada, resulte inferior o igual al valor presente del costo total de operación y mantenimiento de dicho sistema sin tal expansión, incluyendo dentro de los costos de operación mencionados precedentemente el valor de la energía no suministrada al MEM. La aplicación de este criterio se hará tomando como costo de inversión, operación y mantenimiento de la expansión el previsto para obras similares en el Plan de Expansión aprobado”
Cabe indicar que, en ciertos casos, en los estudios eléctricos efectuados para determinar el equipamiento requerido por el Sistema de Transmisión, se ha utilizado un esquema de transmisión preliminar asociado a los proyectos de generación futuros y/o a la incorporación de nuevas cargas en el S.N.I.; sin embargo, los sistemas de transmisión definitivos serán establecidos en cumplimiento al Reglamento de Libre Acceso al SNT.
9. DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
Las instalaciones que conforman el Sistema Nacional de Transmisión, atraviesan una delicada situación, como se puede observar a partir de los análisis eléctricos de estado estacionario de los registros post-operativos, identificándose restricciones operativas en las instalaciones del SNT asociadas especialmente con la operación del sistema en demanda máxima, con consecuencias como: bajos perfiles de voltaje a nivel de 138 kV y 69 kV; y, cargabilidad superior al 80% en ciertos transformadores, situación que hace que el SNT en determinadas zonas se encuentre operando al límite de los criterios de seguridad, calidad y confiabilidad, debido principalmente a la falta de asignación de recursos económicos, suficientes y oportunos, para la ejecución de las obras de expansión, por parte del Ministerio de Finanzas, tal como lo establece el Mandato Constituyente No 15.
Dado que el sostenido incremento de la demanda de potencia no solamente implica desarrollar nuevos proyectos de generación para abastecerla, sino además reforzar el equipamiento de transmisión, con el objetivo de mejorar las condiciones de suministro de energía eléctrica a los centros de distribución cumpliendo los criterios de calidad, seguridad y confiabilidad establecidos en la normativa vigente.
Para presentar el diagnóstico de las instalaciones del SNT se considera una agrupación de las instalaciones del sistema por zonas operativas, de acuerdo al esquema del Gráfico 6.1. La descripción del estado del Sistema Nacional de Transmisión, se realiza considerando la topología disponible hasta el mes de diciembre de 2011.
Gráfico 1
Zonas Operativas del SNT
9.1 Componentes del SNT
El Sistema Nacional de Transmisión al mes de marzo de 2011 está conformado por los siguientes componentes:
a. Líneas de Transmisión:
En la Tabla 1, se muestra la longitud total de las líneas de alta tensión instaladas en el SNT:
Tabla 1
Líneas de transmisión del SNT (km)
Doble Circuito Simple
Circuito
230 kV 1285 556
138 kV 625 1093
(Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vincula el principal centro de generación del país, la central hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de consumo: Guayaquil y Quito.
Una línea de 230 kV, doble circuito, entre: Molino, Pascuales y Trinitaria (Guayaquil), que junto con el anillo principal, permiten evacuar sin restricciones de capacidad, la generación disponible en la central hidroeléctrica Paute hacia la zona de Guayaquil. Líneas radiales de 138 kV, que se derivan del anillo troncal de transmisión de 230 kV
y permiten enlazar los centros de generación de energía con los de consumo.
Para atender los requerimientos adicionales de energía de las empresas eléctricas Sur y Centro-Sur, se dispone de dos líneas de transmisión, Loja – Cumbaratza de 54.1 km y Cuenca – Limón de 60.77 km, cuyo voltaje de diseño es de 138 kV, pero operan energizadas a nivel de 69 kV integrándose de manera temporal al régimen de subtransmisión de cada una de las empresas eléctricas, respectivamente.
Líneas de interconexión internacionales, considerando que la seguridad de abastecimiento de energía eléctrica es fundamental para el desarrollo y la economía del país, el Ecuador emprendió proyectos de interconexión internacionales con los países vecinos de Colombia y Perú, así:
En el año 2003, el ingreso en operación de la Interconexión con Colombia, a través de la construcción de una línea de transmisión de 212 km de longitud a 230 kV, en doble circuito Pomasqui – Frontera (137.2 km), en lado colombiano Frontera - Jamondino en Pasto, permitiendo la transferencia de 250 MW.
En el año 2008 se registró el ingreso en operación de una segunda línea de interconexión de doble circuito, permitiendo una transferencia total de hasta 500 MW. La oferta de energía colombiana permitió en el mercado eléctrico ecuatoriano la reducción del precio marginal de la energía, desplazando la operación de generación térmica poco eficiente y de alto costo.
En el año 2004, ingresó en operación la Interconexión con el Perú, con la construcción de una línea de transmisión de 107 km de longitud a 230 kV Machala – Frontera Ecuador-Perú (55 km) y el tramo Frontera - Subestación Zorritos en Perú. Se instalaron estructuras para doble circuito, realizándose el montaje inicial de un circuito, lo que permite una transferencia de hasta 100 MW, con una operación radial de los dos sistemas nacionales.
b. Subestaciones:
En la Tabla 2, se presenta el número de subestaciones pertenecientes al SNT en función de sus niveles de transformación:
Tabla 2
Número de subestaciones del SNT
Nivel de Transformación [kV] No. de Subestaciones 230/138/69 15 138/69 20 Seccionamiento 230 kV 1 Seccionamiento 138 kV 1 Subestación Móvil 138/69 kV 1 Subestación Móvil 69/13.8 kV 1 Total 39
La configuración predominante en las subestaciones de 230 kV, es la de doble barra principal, a nivel de 138 kV y 69 kV la de barra principal y transferencia; con equipamiento, en su mayoría, de tipo convencional y algunas instalaciones con equipo compacto en SF6.
La capacidad máxima instalada en los transformadores de las subestaciones del SNT es del orden de los 8.521 MVA, de los cuales 917 MVA corresponden a la capacidad de reserva de los transformadores monofásicos de las subestaciones del SNT.
c. Compensación capacitiva e inductiva:
Es el equipamiento utilizado para mantener los perfiles de voltaje en las barras del SNT de acuerdo a las bandas de variación establecidas en la normativa vigente, en las diferentes condiciones de demanda e hidrológicas del S.N.I, tanto en estado estacionario como en condiciones de contingencia.
En cuanto a la compensación capacitiva instalada el SNT existe 306 MVAR distribuidos en las siguientes subestaciones como se indica en la Tabla 3.
Tabla 3
Compensación capacitiva instalada SNT
Subestación Nivel de Tensión [kV] No. Bancos Capacidad Unitaria [MVAR] Capacidad Total [MVAR] Santa Rosa 138 3 27 81 Santa Elena 69 1 12 12 Loja 69 1 12 12 Policentro 13.8 2 6 12 Machala 13.8 2 6 12 Milagro 13.8 1 18 18 Tulcán 13.8 1 3 3 Ibarra 13.8 2 6 12 Portoviejo 69 3 12 36 Pascuales 69 2 12 24 Pascuales 138 2 30 60 Esmeraldas 69 2 12 24 Total 22 156 306
Mientras que para la compensación inductiva instalada en el SNT existe 100 MVAR distribuidos en las subestaciones del sistema de acuerdo a lo presentado en la Tabla 4.
Tabla 4
Compensación inductiva instalada en el SNT
Subestación Nivel de Tensión [kV] No. Bancos Capacidad Unitaria [MVAR] Capacidad Total [MVAR] Pascuales 13.8 2 10 20 Molino 13.8 2 10 20 Santa Rosa 13.8 2 10 20 Quevedo 13.8 1 10 10 Santo Domingo 13.8 1 10 10 Totoras 13.8 1 10 10 Riobamba 13.8 1 10 10 Total 10 70 100
En el Gráfico 2 se presenta el diagrama geográfico del SNT a diciembre de 2011.
9.2 Perfiles de voltaje
De acuerdo a la Regulación No. CONELEC 004/02 “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM”, las bandas de variación de voltaje permitidas en las barras del SNT son las presentadas en la Tabla 5.
Tabla 5
Bandas de variación de voltaje
Barras de 230 kV Barras de 138 kV Puntos de entrega:
69 kV, 46 kV y 34.5 kV Límite mínimo Límite máximo Límite mínimo Límite máximo Límite mínimo Límite máximo 0.95 p.u. 1.07 p.u. 0.93 p.u. 1.05 p.u. 0.97 p.u. 1.03 p.u. 218.5 kV 246.1 kV 128.3 kV 144.9 kV 66.9 kV 71.1 kV
En el Gráfico 3, se muestran los voltajes en las barras del anillo de 230 kV del S.N.I. en demandas mínima, media y máxima, de acuerdo a información estadística del Energy Management System-EMS, para condiciones de hidrología alta en la cadena Mazar- Paute, para condiciones normales de operación registrados en el año 2011.
Se observa que en la zona suroccidental, las subestaciones Pascuales y Trinitaria, presentan bajos perfiles de voltaje en demanda máxima debido a la disminución en el aporte de la generación térmica en la zona.
Mientras que en la zona sur, la subestación Machala, el perfil de voltaje es bajo, en caso de la salida de generación de Termogas Machala por mantenimiento.
Gráfico 2
Diagrama Geográfico del SNT Diciembre 2011
Es importante señalar que, operativamente es indispensable mantener un adecuado perfil de voltaje en el anillo troncal de transmisión de 230 kV dentro de la banda +7%/- 5%, para mejorar las condiciones de seguridad del SNI.
Gráfico 3
Perfiles de voltaje en el anillo de transmisión 230 kV
MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 230 kV DEMANDA MÁXIMA 0.92 0.93 0.94 0.95 0.96 0.97 0.98 0.99 1.00 1.01 M A C H A LA M IL A G RO M O LI N O ZH O RA Y SI N IN C A Y P O M A SQ U I RI O BA M BA SA N TA RO SA TO TO RA S Q U EV ED O SA N G RE G O RI O SA N TO D O M IN G O D O S C ERRI TO S N U EV A P RO SP ERI N A P A SC U A LE S TRI N IT A RI A
En el caso de los voltajes de las barras de 138 kV del SNI, en condiciones de demanda máxima la única subestación que presenta bajos perfiles de voltaje es Francisco de Orellana, en caso de indisponibilidad de la central Jivino por mantenimiento, tal como se presenta en el Gráfico 4.
En los Gráficos 5 y 6, se presentan los voltajes en barras de puntos de entrega a nivel de 69 y 46 kV del S.N.I. Para demanda mínima no se presenta problemas con el perfil de voltaje. A nivel de 69 kV, las subestaciones que presentan bajos perfiles de voltaje son, en la zona nororiental, Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de la central Jivino de CNEL-Sucumbíos.
Una situación muy particular y especial en la operación del SNT se registra durante el periodo de alta hidrología de las cadenas energéticas Mazar-Paute y Agoyán-San Francisco, puesto que para mantener un adecuado perfil de voltaje en las diferentes zonas, principalmente en la zona de Suroccidental, a fin de garantizar la estabilidad permanente del sistema ante contingencias y, evitar problemas de inestabilidad de voltaje se requiere el ingreso de generación forzada.
Gráfico 4
Perfiles de voltaje a nivel de 138 kV
MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 138 kV DEMANDA MÁXIMA 0.84 0.86 0.88 0.90 0.92 0.94 0.96 0.98 1.00 BA BA H O YO C U EN C A LO JA M A C H A LA M IL A G RO M O LI N O SA N I D EL FO N SO A M BA TO IBA RRA M U LA LO P O M A SQ U I P U C A RA SA N TA RO SA TO TO RA S TU LC A N V IC EN TI N A C H O N E ES M ERA LD A S P O RT O V IE JO Q U EV ED O SA N G RE G O RI O SA N TO D O M IN G O P A SC U A LE S P O LI C EN TRO P O SO RJ A SA LI TRA L ST A . EL EN A TRI N IT A RI A O RE LL A N A P U YO TE N A Gráfico 5
Perfiles de voltaje a nivel de 69 kV
MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 69 kV DEMANDA MÁXIMA 0.90 0.91 0.92 0.93 0.94 0.95 0.96 0.97 0.98 0.99 1.00 BA BA H O YO C U EN C A LO JA M A C H A LA M IL A G RO SI N IN C A Y A M BA TO IBA RRA M U LA LO TO TO RA S TU LC A N RI O BA M BA C H O N E ES M ERA LD A S P O RT O V IE JO Q U EV ED O SA N TO D O M IN G O D O S C ERRI TO S N U EV A P RO SP ERI N A P A SC U A LE S P O LI C EN TRO P O SO RJ A SA LI TRA L ST A . EL EN A TRI N IT A RI A O RE LL A N A P U YO TE N A
Gráfico 6
Perfiles de voltaje a nivel de 46 kV
MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 46 kV DEMANDA MÁXIMA 46 kV 0.960 0.965 0.970 0.975 0.980 0.985
SANTA ROSA VICENTINA
En resumen las barras con perfiles de voltaje inferiores al mínimo: En condiciones normales:
- Zona Sur: Subestación Loja
- Zona Nororiental: Subestación Francisco de Orellana En caso de indisponibilidad de generación:
- Subestación Loja, debido a la indisponibilidad de la Central Catamayo de la Empresa Eléctrica Regional Sur.
- Subestación Machala, debido a la indisponibilidad de la central Termogas Machala. - Subestación Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de varias unidades de
generación de CNEL Sucumbíos.
- Subestaciones Pascuales y Trinitaria, debido a la indisponibilidad de generación termoeléctrica de la zona de Guayaquil en condiciones de lata hidrología de la cuenca Mazar-Paute.
9.3 Cargabilidad de líneas de transmisión y transformadores de subestaciones del SNT
Los niveles de cargabilidad de los elementos del SNT, para condiciones normales de operación del año 2011, se presentan en el Gráfico 7.
Gráfico 7
Cargabilidad elementos SNT
CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 kV
0% 20% 40% 60% 80% 100% D O S C ERRI TO S-M IL A G RO M IL A G RO -Z H O RA Y M O LI N O -P A SC U A LE S M O LI N O -RI O BA M BA M O LI N O -T O TO RA S P A SC U A LE S-D O S C ERRI TO S P A SC U A LE S-M IL A G RO P A SC U A LE S-N V A .P RO SP ERI N A P O M A SQ U I-C O LO M BI A Q U EV ED O -P A SC U A LE S RI O BA M BA -TO TO RA S SA N TA RO SA -ST O .D O M IN G O SA N TA RO SA -TO TO RA S ST O .D O M IN G O -Q U EV ED O ST O .D O M IN G O -Q U EV ED O TRI N IT A RI A -N V A .P RO SP ERI N A ZH O RA Y-M O LI N O ZH O RA Y-SI N IN C A Y
CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV Parte I 0% 20% 40% 60% 80% 100% A G O YA N -P U YO A G O YA N -T O TO RA S A M BA TO -T O TO RA S C H O N E-D _ P ERI P A C U EN C A -L O JA ES M ERA LD A S-ST O .D O M IN G O ES M ERA LD A S-ST O .D O M IN G O M IL A G RO -BA BA H O YO M IL A G RO -S A N I D EL FO N SO M IL A G RO -S A N I D EL FO N SO M O LI N O -C U EN C A M U LA LO -P U C A RÁ P A SC U A LE S-EQ U IL P O LI C EN TRO -P A SC U A LE S P O LI C EN TRO -P A SC U A LE S P O M A SQ U I-IBA RRA P O M A SQ U I-ST A RO SA P O M A SQ U I-V IC EN TI N A P O RT O V IE JO -D _ P ERI P A P O SO RJ A -E Q U IL P U C A RA -A M BA TO Q U EV ED O -D _ P ERI P A SA LI TRA L-P A SC U A LE S
CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV Parte II 0% 20% 40% 60% 80% 100% SA LI TRA L-TRI N IT A RI A SA N G RE G O RI O -M A N TA SA N G RE G O RI O -P O RT O V IE JO SA N G RE G O RI O -Q U EV ED O SA N I D EL FO N SO -M A C H A LA ST A .E LE N A -P A SC U A LE S SA N TA RO SA -C O N O C O TO TE N A -O RE LL A N A TE N A -P U YO TO TO RA S-A G O YÁ N C 1 TU LC A N -I BA RRA V IC EN TI N A -C O N O C O TO V IC EN TI N A -M U LA LÓ V IC EN TI N A -G U A N G O P O LO V IC EN TI N A -P O M A SQ U I
Líneas de transmisión Ambato – Pucará y Pucará – Mulaló de 138 kV, simple circuito,
en los casos en que no se cuenta con la operación de la central hidroeléctrica Pucará.
Línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, doble circuito, en condiciones de
despacho con una elevada generación térmica en las zonas de Salitral y Trinitaria (periodo de estiaje de cadena Mazar- Paute) que incluye: 2 unidades a vapor de la central Gonzalo Zevallos, centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y U2 de central Electroquil, centrales Trinitaria y Victoria II.
Los autotransformadores con una cargabilidad superior al 80%, debido al crecimiento de la demanda de sus áreas de influencia son los siguientes:
Subestación Babahoyo 138/69 kV, 67 MVA.
Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA.
Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA.
Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA.
Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA.
Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA.
Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada en la zona de Manta.
Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.
Los autotransformadores 230/138 kV que superan niveles de carga superiores al 80 % de su capacidad nominal son: Pomasqui de 300 MVA debido al crecimiento de la demanda de la zona norte; Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponbibilidad de la central térmica Esmeraldas; y, Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad de la central Pucará.
CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DEL SNT 230/138 y 230/69kV 0 20 40 60 80 100 D O S C ERRI TO S M A C H A LA M IL A G RO N U EV A P RO SP ERI N A RI O BA M BA SI N IN C A Y M IL A G RO M O LI N O M O LI N O P A SC U A LE S P A SC U A LE S P O M A SQ U I Q U EV ED O SA N TO D O M IN G O SA N TA RO SA SA N TA RO SA TO TO RA S TRI N IT A RI A SA N G RE G O RI O
CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DEL SNT 138/69, 138/46 y 138/34.5kV 0 20 40 60 80 100 IBA RRA SA N TA RO SA SA N TA RO SA V IC EN TI N A V IC EN TI N A A M BA TO C H O N E C U EN C A ES M ERA LD A S ES M ERA LD A S SA LI TRA L IBA RRA IBA RRA LOJA M A C H A LA M A C H A LA SE M ó vi l (M an ta ) M U LA LO O RE LL A N A P A SC U A LE S P O LI C EN TRO P O RT O V IE JO P O RT O V IE JO P O SO RJ A Q U EV ED O SA LI TRA L SA N TO D O M IN G O SA N TA E LE N A SA N TA E LE N A TE N A TO TO RA S TRI N IT A RI A TU LC A N P U YO BA BA H O YO
9.4 Restricciones Operativas del SNT
A continuación, las Tablas de la 6 a la 10, detallan las restricciones operativas de cada una de las zonas operativas, considerando niveles de cargabilidad superior al 80% y perfiles de voltaje fuera de los rangos establecidos en la normativa vigente. Adicionalmente, se señala la solución de expansión del SNT a ser implementada en el corto plazo, que permite levantar la restricción identificada.
Tabla 6
Restricciones operativas Zona Norte
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO SUBESTACIONES (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO
Mulaló 138/69 kV, 55 MVA: 87% * Flujo debido a condiciones de demanda máxima en las redes de ELEPCO * Instalación de un autotransformador trifásico de 66 MVA, 138/69 kV con ULTC
Totoras 230/138 kV, 112 MVA: 109% * Altos flujos debido a bajo despacho de la central Agoyán y a la indisponibilidad de la central Pucará * Instalación del segundo transformador de 150 MVA, 230/138 kV
Pomasqui 230/138 kV, 300 MVA: 88%
* Altos flujos debido a requerimeintos de la zona norte y el corredor de 138 kV en condiciones de máxima transferencia de energía desde colombia, mientras que las centrales Agoyán y Pucará están fuera de servicio
* Ingreso del nuevo autotransformador 300 MVA, 230/138 kV
Vicentina 138/69 kV, 100 MVA: 91% * Máxima demanda en el anillo de la EE Quito * Construcción subestación el Inga 230/138 kV, 300 MVA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO
Totoras - Agoyán C2, 165 MVA * Se está usando la bahía del circuito 2 para conectar a la línea Baños - Puyo - Tena -Faco. de Orellana * Normalizar la conexión del segundo circuito de la línea Totoras - Agoyán con la puesta enservicio del patio de 138 kV de la subestación Baños
Mulaló - Pucará, 112 MVA: 88% * Flujo egistrado por alta demanda del corredor 138 kV en condiciones de máximageneración de la central Pucará * Repotenciación de la línea de transmisión Puacrá - Mulaló
Pucará - Ambato, 77 MVA: 83% * Demanda del corredor de 138 kV sin contar con el aporte de la central Pucará * Normalización de la operación de la central Pucará
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Pomasqui 230 kV: 1.05 pu * Voltajes en el límite superior. Requerimiento de apertura de líneas Pomasqui-Jamondino por control de sobrevoltajes. * Ingreso reactor de 25 MVAR en Pomasqui 230 kV
Ambato 138/69 kV, 43 MVA: 89% * Cargabilidad en AT1 debido a condiciones de demanda máxima de ELEPCO y EE Ambato * Instalación de un transforamdor trifásico de 75 MVA, 138/69 kV
Tabla 7
Restricciones operativas Zona Nororiental
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO Orellana 138 kV: 0.90 pu Orellana 69 kV: 0.93 pu
* Voltajes debido a condiciones de despacho de generación y demanda de CNEL Sucumbíos. Indisponibilidad de central Agoyán. Indisponibilidad de central Jivino
* Puesta en servicio de la central termoeléctrica Jivino de 40 MW de capacidad, a nivel de 69 kV en las instalciones de CNEL-Sucumbíos.
Tena 138 kV: 0.95 pu Tena 69 kV: 0.95 pu
* Condiciones de despacho de generación y demanda de la zona. Indisponibles centrales Agoyán y San Francisco
SUBESTACIONES (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
Tabla 8
Restricciones operativas Zona Noroccidental
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO Esmeraldas 138 kV: 0.94 pu Esmeraldas 69 kV: 0.96 pu
* Bajos voltajes registrados por el transformador debido a máxima carga, falta de reactivos en la zona norte del SNI y Central Térmica Esmeraldas fuera de servicio
* S/E Quinindé, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA * Sistema de Transmisión Esmeraldas - Santo Domingo a 230 kV
Portoviejo 138 kV: 0.95 pu
Portoviejo 69 kV: 0.97 pu * Condiciones de demanda y bajo aporte de reactivos de la zona * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
Chone 138 kV: 0.94 pu Chone 69 kV: 0.97 pu
* Voltajes mínimos en 138 kV debido a demanda máxima y falta de reactivos en la zona
noroccidental * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
SUBESTACIONES (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO
S/E Móvil, 32MVA: 86% * Debido a máxima carga registrada por el transformador * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
Chone ATQ, 60 MVA: 82% * Cargabilidad en ATQ debido a condiciones de demanda máxima de CNEL - Manabí * Reemplazo del transformador actual por un autotransformador trifásico de 100 MVA,138/69 kV con ULTC
Portoviejo AA1, 75 MVA: 90% * Máxima demanda en redes de CNEL-Manabí * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
Santo Domingo 230/138 kV, 167MVA: 90% Santo Domingo 138/69 kV, 100 MVA: 80%
* Cargabilidad en 230/138 kV debido a condiciones de demanda máxima en CNEL-Sto. Domingo y CNEL Esmeraldas cuando se encuentra fuera de servicio la Central Termoesmeraldas
* Instalación de un autotransformador trifásico 167 MVA, 138/69 kV en Santo Domingo CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
Tabla 9
Restricciones operativas Zona Sur
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO Machala 230 kV: 0.93 pu Machala 138 kV: 0.94 pu Machala 69 kV: 0.96 pu
* Debido a la salida de generación de Machala Power * Montaje del primer circuito del sistema de transmisión Milagro - Machala a 230 kV
Loja 138 kV: 0.94 pu
Loja 69 kV: 0.95 pu * Condiciones de demanda alta en las redes de la EE Regional Sur * Montaje del segundo circuito de la línea Cuenca - Loja de 138 kV
SUBESTACIONES (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO
Cuenca-Limón-Méndez-Macas operando a 69 kV * Cuenca-Limón-Méndez-Macas operando a 69 kV • Energización a 138 kV la línea Cuenca-Limón-.Méndez-Macas mediante la construcción
de subestaciones 138/13.8 kV (Responsabilidad de Hidroabanico).
Babahoyo ATQ, 66.7 MVA: 93% * La salida de un generador de la Central Sibimbe en demanda máxima provoca la sobrecarga del ATQ * Construcción Nueva subestaciíon Babahoyo 2x67 MVA 138/69 kV
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
Tabla 10
Restricciones operativas Zona Suroccidental
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO Salitral 138 kV: 0.95 pu Salitral 69 kV: 0.98 pu
* Bajos voltajes debido a la salida de generación térmica de la zona (Central Gonzalo Cevallos)
* Despacho de generación de la zona, para evitar posible inestabilidad de voltaje en la zona
Trinitaria 230 kV: 0.94 pu Trinitaria 138 kV: 0.96 pu
* Bajos voltajes debido a la salida de generación térmica de la zona (Central Gonzalo Cevallos)
* Despacho de generación de la zona, para evitar posible inestabilidad de voltaje en la zona
Posorja 138 kV: 0.95 pu * Incremento de la demanda en la zona y falte de reactivos * Sistema de Transmisión Lago de Chongón - Santa Elena
SUBESTACIONES (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO
Policentro ATQ, 150 MVA: 83 * Condiciones de demanda máxima en la zona de Guayaquil *Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de lasubestación Caraguay y efectuar transferencias de carga
Trinitaria ATQ, 150 MVA: 86 % * Máxima demanda de la Empresa Eléctrica Pública de Guayaquil *Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de lasubestación Caraguay y efectuar transferencias de carga
LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga) RESTRICCIONES OPERATIVAS PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO
Pascuales - Santa Elena, 113.5 MVA: 90% * Máxima generación de la central APR Energy 2 y Santa Elena *Construccion del sistema de transmision Lago de Chongon - Santa Elena 138 kV
Pascuales - Salitral, 190 MVA: 91%
* Demanda de la zona en S/E Pascuales y Policentro con máxima generación térmica de las centrales Trinitaria, Victoria y Gonzalo Cevallos, y bajo aporte de la interconexión con Colombia
*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga
Salitral ATQ, 150MVA: 96% * Cargabilidad en ATQ debido a salida de central Gonzalo Cevallos *Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la
subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)
