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Cra. 9 Nº. 73-44 – PBX: 326 8000 – Fax: 326 8010Bogotá – Colombia

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL DE EEB 201

VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN

Fax: 326 8010

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL DE EEB 201 2-2017

VICEPRESIDENCIA DE TRANSMISIÓN

Bogotá, Marzo 2012

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE 7

Cra. 9 Nº. 73-44 – PBX: 326 8000 – Fax: 326 8010 Bogotá – Colombia

CONTENIDO

1. OBJETIVO ...................................................................................................................... 7

2. INFORMACIÓN UTILIZADA ...................................................................................... 7

2.1. Proyección de Demanda .......................................................................................... 7

2.2. Factores de distribución utilizados. ......................................................................... 7

2.3. Expansión en generación. ........................................................................................ 8

3. CRITERIOS Y METODOLOGÍA .................................................................................. 8

3.1. Criterios ................................................................................................................... 8

3.2. Metodología ............................................................................................................. 8

4. DIAGNÓSTICO PAÍS REGIÓN .................................................................................... 9

5. DIAGNÓSTICO ÁREA ORIENTAL ........................................................................... 14

5.1. Área Oriental año Año 2016 sin proyectos ............................................................ 14

5.2. Área Oriental año 2025 Sin Proyectos ................................................................... 15

6. IDENTIFICACIÓN DE NECESIDADES DE EXPANSIÓN ...................................... 16

6.1. Conexión de Demanda de Suria y Rubiales ........................................................... 16

6.2. Expansión Base para el Proyecto Ituango .............................................................. 17

6.3. Revisión de las actuales subestaciones en el área de influencia de Bogotá como alternativa para una ampliación a 500 kV. ....................................................................... 18

6.4. Consumo de Energía Eléctrica Cundinamarca ..................................................... 18

6.5. Población por Localidades Bogotá Año 2011 ....................................................... 19

6.6. Población por Localidades Bogotá Año 2015 ....................................................... 19

6.7. Crecimiento de la Industria Años 2004 – 2009 Bogotá ......................................... 20

7. REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN AÑO 2025 ................................................... 20

7.1. Comportamiento de la demanda ............................................................................ 20

7.2. Pérdidas año 2025 .................................................................................................. 21

7.3. Requerimientos de potencia reactiva SVCs año 2025 ........................................... 21

7.4. Requerimientos de Transformación STN independiente de las alternativas analizadas año 2025 .......................................................................................................... 22

7.5. Alternativas de Conectividad a 500 kV año 2025 ................................................. 22


7.6. Cantidad de conexiones a 500 kV año 2025. ......................................................... 23

7.7. Alternativa 1: Norte 500 kV – Año 2025............................................................... 24

7.7.1. Generación considerada ..................................................................................... 25

7.7.2. Resultados .......................................................................................................... 25

7.8. Alternativa 2: Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025 ........................................... 27

7.8.1. Conexiones para la alternativa Mosquera-Norte 500 kV año 2025 ................... 28

7.8.2. Expansión mínima requerida en 230 kV ............................................................ 28

7.8.3. Generación considerada ..................................................................................... 28

7.8.4. Resultados .......................................................................................................... 29

7.9. Evaluación de alternativas año 2025...................................................................... 30

8. REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN AÑO 2016 ................................................... 31

8.1. Comportamiento de la demanda ............................................................................ 31

8.2. Pérdidas año 2016 .................................................................................................. 32

8.3. Requerimientos de potencia reactiva SVC año 2016 ............................................. 32

8.4. Requerimientos de Transformación STN independiente de las alternativas analizadas año 2016/2017 ................................................................................................. 33

8.5. Cantidad de conexiones a 500 kV años 2016/2017. .............................................. 33

8.6. Alternativa 1: Mosquera 230 - Año 2016 (Fase 1) ................................................ 35

8.6.1. Expansión requerida en 230 kV ......................................................................... 35

8.6.2. Generación considerada: .................................................................................... 35

8.6.3. Resultados .......................................................................................................... 36

8.6.4. Sensibilización ante despachos de Generación de verano para el caso Mosquera 230 KV año 2016: ............................................................................................................ 36

8.6.5. Resultados .......................................................................................................... 36

8.7. Alternativa 1: Mosquera 500/230 – Año 2017 (Fase 2) ........................................ 37

8.7.1. Expansión requerida en 500 kV Mosquera 500/230 – Año 2017 ...................... 37

8.7.2. Expansión requerida en 230 kV Mosquera 500/230 – Año 2017 ...................... 37


8.7.4. Resultados: ......................................................................................................... 38

8.7.5. Sensibilización ante despachos de Generación de verano para el caso Mosquera 500kV y Mosquera 230 kV año 2017:.............................................................................. 38



8.7.7. Resultados: ......................................................................................................... 39

8.8. Alternativa 2: Norte 500 - Año 2017 ..................................................................... 40

8.8.1. Alternativa Norte, expansión requerida en 500 kV ............................................ 40


8.8.3. Resultados: ......................................................................................................... 41

8.8.4. Sensibilización ante despachos de generación de verano para el caso Norte 500kV año 2017: .............................................................................................................. 41


8.8.6. Resultados: ......................................................................................................... 42

8.8.7. Alternativa 3: Norte 500 + Esperanza - Año 2017 ............................................. 42

8.8.8. Expansión requerida en 500 kV Norte 500 + Esperanza - Año 2017 ................ 43


8.8.10. Resultados: ..................................................................................................... 43

8.8.11. Sensibilización ante despachos de generación de verano para el caso Norte 500kV+ línea Norte-Nueva Esperanza año 2017: ............................................................ 44

8.8.12. Generación considerada:................................................................................. 44

8.8.13. Resultados: ..................................................................................................... 44

8.8.14. Evaluación de alternativas año 2016/2017 ..................................................... 45

9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................ 48


TABLAS

Tabla 1 Proyección generación / demanda año 2025 ........................................................... 13 Tabla 2 Generación año 2016 sin proyectos ......................................................................... 14 Tabla 3 Generación año 2015 sin proyectos ......................................................................... 15 Tabla 4 Proyecciones de demanda Nacional/Oriental (2016-2025) ..................................... 16 Tabla 5 Red objetivo proyecto Ituango en el ámbito del CAPT .......................................... 17 Tabla 6 Consumo de Energía Eléctrica Cundinamarca ....................................................... 18 Tabla 7 Comportamiento de la demanda MW/MVAR Área de Bogotá (2025/2012) .. 21 Tabla 8 Comportamiento de la demanda MW/MVAR Área Oriental (2025/2012) ............. 21 Tabla 9 Expansión de transformación 230/115 kV año 2025 .............................................. 22 Tabla 10 Expansión de transformación 500/115 kV año 2025 ............................................ 22 Tabla 11 Costos de líneas de 500 kV ................................................................................... 23 Tabla 12 Generación considerada alternativa Norte 500 kV año 2025 ................................ 25 Tabla 13 Resultados alternativa Norte 500 kV año 2025 ..................................................... 26 Tabla 14 Resumen de contingencias alternativa Norte 500 kV año 2025 ............................ 26 Tabla 15 Generación considerada alternativa 2 Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025 ..... 29 Tabla 16 resultados alternativa 2 Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025 ............................ 29 Tabla 17 Análisis de contingencias alternativa 2 Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025 ... 30 Tabla 18 Resumen de evaluación de beneficios de alternativas año 2025 ........................... 31 Tabla 19 Comportamiento de la demanda MW/MVAR Área Oriental (2025/2012) ........... 32 Tabla 20 Expansión de transformación 230/115 kV año 2016 ............................................ 33 Tabla 21Expansión de transformación 500/115 kV año 2016 ............................................. 33 Tabla 22 Generación considerada alternativa 1 Mosquera 230 - Año 2016 (Fase 1) .......... 36 Tabla 23 Despachos de verano, alternativa 1 Mosquera 230 - Año 2016 (Fase 1) .............. 36 Tabla 24 Generación considerada alternativa 1 Mosquera 500/230 – Año 2017 (Fase 2) ... 38 Tabla 25 Despachos de verano, alternativa 1 Mosquera 500/230 – Año 2017 (Fase 2) ...... 39 Tabla 26 Generación considerada alternativa 2 Norte 500 - Año 2017 ............................... 41 Tabla 27 Despacho de generación de verano alternativa Norte Año 2017 .......................... 41 Tabla 28 Generación considerada alternativa 3 Norte 500 + Esperanza - Año 2017 ........... 43 Tabla 29 Sensibilización ante despachos de verano considerada alternativa Norte 500 y conexión Norte-Nueva Esperaza – Año 2017 ...................................................................... 44 Tabla 30 Resumen de evaluación de beneficios de alternativas años 2016/2017 ................ 46


ILUSTRACIONES

Ilustración 1 Relación de capacidad instalada /Demanda Nacional ..................................... 10 Ilustración 2 Relación capacidad instalada /demanda Área Caribe ...................................... 10 Ilustración 3 Relación capacidad instalada / demanda Área Nordeste ................................. 10 Ilustración 4 Relación capacidad instalada /demanda Área Suroccidente ........................... 11 Ilustración 5 Relación capacidad instalada /demanda Área Antioquia ................................ 11 Ilustración 6 Relación capacidad instalada /demanda Área Oriental ................................... 12 Ilustración 7 Población por Localidades Bogotá Año 2011 ................................................. 19 Ilustración 8Población por Localidades Bogotá Año 2015 .................................................. 19 Ilustración 9 Crecimiento de la Industria Años 2004 – 2009 Bogotá .................................. 20 Ilustración 10 Alternativa 1: Norte 500 kV – Año 2025 ...................................................... 24 Ilustración 11 Alternativa 2: Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025 ................................... 27 Ilustración 12 Alternativa 1: Mosquera 230 - Año 2016 (Fase 1) ........................................ 35 Ilustración 13 Alternativa 1: Mosquera 500/230 – Año 2017 (Fase 2) ................................ 37 Ilustración 14 Alternativa 2: Norte 500 - Año 2017 ............................................................ 40 Ilustración 15 Alternativa 3: Norte 500 + Esperanza - Año 2017 ........................................ 42


ESTUDIO OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN AL SISTEMA DE TRA NSMISIÓN

NACIONAL DE EEB 2012 – 2017

1. OBJETIVO En cumplimiento de la normatividad vigente se presenta a la Unidad de Planeación Minero Energética UPME y demás interesados, este informe que resume los análisis de las áreas de influencia en donde EEB tiene activos de transmisión, tendientes a identificar oportunidades disponibles para conectarse y usar el Sistema de Transmisión Nacional (STN) en el horizonte 2012 – 2017.

2. INFORMACIÓN UTILIZADA Para la realización de los estudios de expansión de la transmisión que presentamos en este informe, nos basamos en la información contenida en el Plan de Expansión de Referencia Generación – Transmisión 2011-2025 elaborado por la UPME y la información recibida por EEB de planes de expansión de los OR conectados al STN de su propiedad.

2.1. Proyección de Demanda Este estudio considera para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), los valores de demanda de potencia del escenario alto de crecimiento, incluido en el Plan de Expansión Generación – Transmisión 2011 – 2025 elaborado por la UPME.

2.2. Factores de distribución utilizados. Los factores de distribución de la demanda en barras del STN y de los Sistemas de Transmisión Regional (STR) se obtienen con base en los valores típicos actuales que se encuentran en el servidor de internet de XM, en donde se obtiene también los factores de potencia en cada uno de los nodos. Para las simulaciones se aplicó un crecimiento proporcional tanto en la demanda activa como reactiva, suponiendo que en el futuro se mantienen esos mismos factores de distribución y de potencia en la demanda en todos nodos del SIN.


2.3. Expansión en generación. Los supuestos de expansión de la generación utilizados en el estudio, están acordes con la versión del Plan de Expansión Generación Transmisión 2012-2025 de la UPME, con los análisis propios de la UPME, con su registro de proyectos, con los resultados en cumplimiento de lo establecido en la Regulación vigente de energía firme para los años 2015-2016 de acuerdo con la subasta del 27 y 28 de diciembre de 2011 y el cubrimiento de energía firme para los años 2017-2022 de acuerdo con la subasta realizada el 27 de enero de 2012.

3. CRITERIOS Y METODOLOGÍA

3.1. Criterios Nos basamos en los criterios para la planeación de la expansión del STN, que de acuerdo con el Código de Redes determina los valores máximos y mínimos para las tensiones en barras del STN, no se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores en operación normal o en caso de contingencia N-1. Se utiliza para confiabilidad el criterio N-1, según el cual, el STN debe ser capaz de transportar la energía desde los centros de generación hasta las subestaciones en operación normal y ante contingencia N-1 de un circuito de transmisión ó un transformador del STN ó de conexión.

3.2. Metodología Con el fin de encontrar la optimización de los beneficios de obras de expansión que se proyecten en el corto plazo, se identifican alternativas de expansión de la infraestructura de transporte, que permitan atender la demanda futura año 2025 cumpliendo unos requisitos básicos de calidad de la potencia, seguridad y confiabilidad con un mínimo costo operativo y de inversión. Una vez definidas estas obras para el 2025, retornamos al corto plazo, evaluamos la precedencias de de los proyectos con el cronología de entrada de los proyectos asociados, tal es el caso, de los proyectos de infraestructura de generación adjudicados mediante las diferentes subastas, luego clasificamos los beneficios de cada una


de estas obras en el corto plazo y proponemos la mejor alternativa a realizarse en el corto plazo. El análisis técnico se soporta en las simulaciones de flujo de carga en operación normal y contingencia N-1 y estudios de cortocircuito. Con las diferentes simulaciones se revisa que se cumpla con los criterios planteados en el Código de Planeamiento del Código de Redes. Las simulaciones se efectuaron utilizando el programa PSS/E de Siemens Power Transmission & Distribution, Inc. Power Technologies International. A través de simulaciones de flujo de carga para períodos de demanda máxima, con diferentes escenarios de despacho de generación, se determina si se presentan sobrecargas en líneas y transformadores del sistema y/o voltajes fuera de rango en la barras del sistema. En caso de incumplirse alguno de los criterios de planeamiento, se identificarán las obras necesarias requeridas y se harán las simulaciones y evaluaciones correspondientes.

4. DIAGNÓSTICO PAÍS REGIÓN

De acuerdo el Plan de Expansión 2011-2025 de la UPME, la capacidad de generación instalada del país para el año 2010 fue de 14,423 MW.

Siguiendo el escenario alto de proyección de la demanda de la UPME se obtiene la siguiente relación de Capacidad Instalada y Demanda para el País, con un margen de reserva de capacidad de generación instalada para el año 2025 de 3473 MW (16.8 %). En la ilustración 1 se presenta una relación de capacidad instalada /Demanda Nacional en el horizonte 2010-2025.


Ilustración 1 Relación de capacidad instalada /Demanda Nacional

De manera particular para cada área operativa se calculan las relaciones de Capacidad Instalada y Demanda y estas se presentan en las siguientes ilustraciones.

Ilustración 2 Relación capacidad instalada

/demanda Área Caribe Ilustración 3 Relación capacidad instalada /

demanda Área Nordeste


Ilustración 4 Relación capacidad instalada

/demanda Área Suroccidente Ilustración 5 Relación capacidad instalada

/demanda Área Antioquia

Haciendo foco en el Área Oriental y siguiendo el escenario alto de proyección de la demanda de la UPME, se obtiene la siguiente relación de Capacidad Instalada y Demanda que se muestra en la ilustración 6, en la cual únicamente para el Área Oriental se considera la entrada de un proyecto de generación, la planta Cucuana, con una capacidad de 60 MW que de acuerdo con la CREG entraría en operación a finales del año 2013. Considerando el escenario alto de crecimiento de la demanda y la totalidad de la capacidad de generación instalada, incluyendo las plantas menores y la generación de Termozipa, a partir del año 2015 se alcanza el límite entre la capacidad instalada y la demanda máxima del área. Sin considerar el despacho de las plantas menores y sin despachar Termozipa dado su alto costo de generación, el límite se alcanza desde el año 2012.


Ilustración 6 Relación capacidad instalada /demanda Área Oriental

El Área Oriental presenta una marcada diferencia generación-demanda, que la convierte en la mayor importadora de energía, volviéndose prioritario la expansión de proyectos de transporte desde otras áreas con excedentes de generación. En la siguiente tabla se presenta un cuadro resumen de la relación generación demanda hasta el año 2025.


Tabla 1 Proyección generación / demanda año 2025

Nota * Disponibilidad de generación más baja durante un escenario de máxima demanda. (Considerada como la más cercana al despacho ideal) (Información Neón XM)

Nota** Disponibilidad real diaria para el día 25 de Noviembre de 2010, con disponibilidad =0 en Guavio, fuente (Información Neón XM) Actualmente el área cuenta con los siguientes enlaces: Enlaces a 500 kV:

• Primavera – Bacatá Enlaces a 230 kV:

• Mirolindo – La Mesa • San Felipe – La Mesa


• Purnio – Noroeste • Sochagota - Chivor

Los enlaces San Felipe – La Mesa, La Mesa – Mirolindo y Chivor – Sochagota operan normalmente como enlaces de transito y varían la dirección del flujo de acuerdo con los despachos de la zona. Dada la necesidad de importación de energía para el área que oscilaría entre 1,058 y 2134 MW, sin tener en cuenta el escenario más bajo presentado en el 2010, año con marcada condición de verano y que además el despacho coincidió con un escenario de baja probabilidad en el cual la disponibilidad de Guavio fue = 0 (este caso particular lo analizaremos una vez definidas las obras, como un análisis de sensibilidad) y considerando para el caso particular de Bogotá, que un circuito de 500 kV podría transmitir hasta 600 MW (SIL, longitud de la línea, estabilidad), el Área Oriental requeriría entre 3 y 4 nuevos enlaces de 500 kV.

5. DIAGNÓSTICO ÁREA ORIENTAL

5.1. Área Oriental año Año 2016 sin proyectos Generación Requerida:

Central Unidades Utilizadas MW Guavio 5 1200 Chivor 8 1000 Pagua 3 Grupos 600 Termozipa 2 126

Total Generación 2926

Tabla 2 Generación año 2016 sin proyectos

Demanda a atendida = 3460 MW Importación Total desde 500 kV (1 Enlace) = 286 MW. Transferencias de Potencia 500/230 kV (2 Trafos) = 186 MW (Flujo De 230 KV a 500 KV) Transferencias de Potencia 500/115 kV (2 Trafos) = 472 MW Contingencias con Alto Impacto:


• Salida Transformación 500/115 kV Bacatá • Salida Transformación 500/115 kV Nueva Esperanza • Salida Circuito Primavera – Bacatá 500 kV • Salida Circuito Guavio – Suria 230 kV

5.2. Área Oriental año 2025 Sin Proyectos Generación considerada:



Tabla 3 Generación año 2015 sin proyectos

Agotamiento de todos los recursos de generación disponibles en el área, bajo este escenario setiene lo siguiente: Demanda Atendida = 3580 MW (Racionamiento de 1390 MW) Importación Total desde 500 kV (1 Enlace) = 521 MW Transferencias de Potencia 500/230 kV (2 Trafos)= 28 MW (Flujo de 230 kV a 500 kV) Transferencias de Potencia 500/115 kV (2 Trafos)= 544 MW Contingencias con Alto Impacto:

• Salida Transformación 500/115 kV Bacatá • Salida Transformación 500/115 kV Nueva Esperanza • Salida Circuito Primavera – Bacatá 500 kV • Salida Circuito Guavio – Suria 230 kV


6. IDENTIFICACIÓN DE NECESIDADES DE EXPANSIÓN El presente estudio identifica las oportunidades indicativas para conectarse y usar el STN en áreas de influencia en donde la EEB posee activos. Las necesidades de expansión en niveles inferiores de tensión (<220 kV), las dejamos advertidas como sobrecargas en elementos de red y serán competencia del Operador de Red en acometer soluciones que las mitiguen y no harán parte de análisis en este informe. Dada la necesidad de nuevos enlaces de importación para el área oriental, el objetivo de los análisis es identificar y plantear un conjunto completo de obras de expansión de mediano y largo plazo que permitan asegurar la confiabilidad y el abastecimiento del área. Horizonte de Análisis: Iniciando por la red objetivo para el año 2025, para luego identificar las obras necesarias en el 2016/2017 Demanda utilizada: Se utiliza el escenario de crecimiento alto de demanda de la UPME:

Proyección de la Demanda 2016

[MW]

2025

[MW]

Nacional 11773 17198

Área Oriental 3338 4970

Solo Bogotá 2975 4346

Tabla 4 Proyecciones de demanda Nacional/Oriental (2016-2025)

La expansión de la Generación que utilizamos en los análisis está de acuerdo con los proyectos definidos con Obligaciones de Energía en Firme de la CREG hasta el año 2022. En los estudios eléctricos preliminares, que hacen parte de este documento, en el horizonte de análisis, se ha considerando solo escenarios de demanda máxima.

6.1. Conexión de Demanda de Suria y Rubiales

• Demanda de Suria: 100 MW, para efecto de los análisis se consideró como una carga petrolera que se mantiene constante en el horizonte de análisis (2016-2025).


• Demanda Rubiales: 160 MW, para efecto de los análisis se consideró como

una carga petrolera que se mantiene constante en el horizonte de análisis (2016-2025).

• Dado que el área del Meta es deficitario de potencia reactiva, las conexiones nuevas en 230 kV y las asociadas con tensiones inferiores se realizan a longitudes considerablemente lejanas con los centros de generación y son relativamente radiales, estos dos cargas asociadas al Meta se han considerado con un f.d.p. > 0.95, y por lo anterior requieren compensación en 115 kV/o tensiones inferiores.

6.2. Expansión Base para el Proyecto Ituango La entrada en operación del proyecto Ituango está contemplada en 2 fases de 1200 MW cada una, la primera fase, entraría en operación en junio de 2017, la segunda fase, está programada para entrar en operación a finales del 2021. Las obras de 500 kV que han sido definidas hasta el momento como red objetivo recomendada por el CAPT, se presentan en el siguiente cuadro.

Cronograma Fecha Factible Conexión Ituango 1200 MW. 2 Líneas 500 kV Ituango Cerromatoso. Una línea 500 kV Ituango Primavera

Finales de 2017 comienzos de 2018

Conexión Caribe 500 kV Bolívar-Sabana + SVC Ó Cerro Copey

2016

2017 Conexión 500 kV con Suroccidente Línea Virginia- Alférez Línea Alférez-San Marcos Por definir por parte de EPSA 2 Transformadores de 300 MVA o 2 de 450 MVA en Alférez.

2017

Conexión Antióquia 500 kV Línea Ituango - Medellín Por definir: Subestación Occidente, Oriente (EPM-UPME) y cantidad de transformadores y MVA a instalar.

2017 Comienzos 2018

Tabla 5 Red objetivo proyecto Ituango en el ámbito del CAPT


6.3. Revisión de las actuales subestaciones en el área de influencia de Bogotá como alternativa para una ampliación a 500 kV.

Las actuales subestaciones Circo y Torca ambas a 230 kV presentan dificultades para ampliación a 500 kV debido a su cercanía con el corredor ambiental del oriente de Bogotá. Las subestaciones Torca y Nordeste se encuentran dentro del área de influencia de la subestación Bacatá que ya tiene una llegada de 500 kV Las subestaciones San Mateo y Tunal se encuentran dentro del área de influencia de la futura subestación Nueva Esperanza que tiene conexión con 500 kV. Las subestaciones de 115 kV que se encuentran dentro del centro urbano, (ej. Salitre, Fontibón, etc.) no tiene espacio para realizar ampliaciones de 500/230/115 kV, adicionalmente, su ubicación dificulta la llegada de circuitos de 500 kV. La subestación Balsillas no tiene espacio disponible para ampliaciones a 500 kV

6.4. Consumo de Energía Eléctrica Cundinamarca De acuerdo con el documento “Estadísticas de Cundinamarca 2010” de la Gobernación de Cundinamarca, los municipios con el mayor consumo de energía eléctrica para el año 2008 con relación al consumo total del departamento sin incluir a Bogotá son los siguientes:

Municipio Relación Demanda Departamento/Municipio

Tocancipá 7.9 % Zipaquira 5.5 % Cajicá 7.0 % Chía 4.9 % Sopó 3.3 %

TOTAL NORTE 28.6 % Soacha 11.9 % Madrid 5.4 % Mosquera 4.7 % Facatativá 4.5 % Funza 4.3 %

TOTAL OCCIDENTE 30.8 %

Tabla 6 Consumo de Energía Eléctrica Cundinamarca


6.5. Población por Localidades Bogotá Año 2011

Ilustración 7 Población por Localidades Bogotá Año 2011

6.6. Población por Localidades Bogotá Año 20151

Ilustración 8Población por Localidades Bogotá Año 2015

1 Documento de bases del plan de desarrollo económico y social y de obras públicas para Bogotá distrito capital 2012‐2016 DANE – SPD: Proyecciones de población 2005-2015 BOGOTÁ D.C.


6.7. Crecimiento de la Industria Años 2004 – 2009 Bogotá2

Ilustración 9 Crecimiento de la Industria Años 2004 – 2009 Bogotá

7. REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN AÑO 2025

7.1. Comportamiento de la demanda El País se estima crecerá en demanda cerca del 80% entre el año 2012 y el año 2025, este incremento se aplicó linealmente tanto para la potencia activa como para la potencia reactiva en todas las barras del STN, incluyendo Bogotá. El crecimiento de la potencia reactiva en barras en Bogotá, para el año 2025 se estima en 731 MVAr, este aumento de MVAr en la demanda ocasiona un incremento en las pérdidas de potencia reactiva de 317 MVAr, que principalmente están asociados con transformación.

2 Fuente: Expediente Distrital de la Secretaria Distrital de Planeación - Segunda revisión del POT (2010)


7.2. Pérdidas año 2025 En los siguientes cuadros se muestran las pérdidas de potencia activa y reactiva en transformadores STN/STR para Bogotá y para el área oriental, en los años 2012 y 2025 según estimaciones de flujo de carga, previo algunos supuestos mínimos de conectividad en 500 kV y en un escenario de despacho de generación de verano.

Área Bogotá

Año Magnitud Generación 115 kV Demanda Pérdidas

2025 MW 126 4346 83.9

MVAR 60 1639 1119.5

2012 MW 0 2407.4 59.3

MVAR 0 907.6 802.7

Tabla 7 Comportamiento de la demanda MW/MVAR Área de Bogotá (2025/2012)

Área Oriental (incluida Bogotá)

Año Magnitud Generación Demanda Pérdidas

2025 MW 2546 4970 109.5

MVAR 1120 1882 1793

2012 MW 2490 2836 72.3

MVAR 954 1109 1167.3

Tabla 8 Comportamiento de la demanda MW/MVAR Área Oriental (2025/2012)

7.3. Requerimientos de potencia reactiva SVCs año 2025 Debido al agotamiento de los recursos de generación en el área oriental y ante el crecimiento vegetativo de la potencia reactiva para el año 2025 (numeral 7.1) independiente de la alternativa que se seleccione, se propone preliminarmente dos compensaciones de +400 MVAr para cubrir el crecimiento vegetativo y las pérdidas que en su mayor parte están asociadas con transformación. La ubicación precisión de dimensionamiento definitivo, intervalo de compensación (-/+ MVAR) requiere de un mejor análisis incluyendo sensibilidades ante la conexión y desconexión de compensaciones en nivel de tensión de 115 kV, escenarios de baja generación en el área, contingencias N-1, condiciones de demanda mínima y otros. Dada la complejidad para el manejo de esta potencia reactiva es recomendable que parcial o totalmente esté integrada en SVC’s siguiendo de manera automática


una tensión objetivo. Para el caso de estudio se localizó un SVC al norte y otro en el noroccidente de la ciudad en el nivel de tensión de 230 kV.

7.4. Requerimientos de Transformación STN independiente de las alternativas analizadas año 2025

En el horizonte de análisis hasta el año 2025, se han considerado las siguientes expansiones de transformación que se han considerado ingresan al sistema según se muestra en las tablas 9 y 10.

• Transformación 230/115 kV,

Subestación Cantidad Capacidad

[MVA]

Tensión

[kV]

Año de

entrada

Balsillas 1 300 230/115 2017

Guaca 1 168 230/115 2018

Circo 1 300 230/115 2020

Tunal 1 300 230/115 2020

Reforma 2 150 230/115 2012/2024

Tabla 9 Expansión de transformación 230/115 kV año 2025


Subestación Cantidad Capacidad [MVA]

Tensión [kV]

Año de entrada

Bacatá 1 450 500/115 2014 Nueva Esperanza 1 450 500/115 2018


7.5. Alternativas de Conectividad a 500 kV año 2025 Se busca que el área oriental se conecte a diferentes puntos de la red de 500 kV del STN, que cuenten con inyecciones importantes de generación, de manera que se asegure la confiabilidad del sistema ante distintos tipos de eventos y condiciones, permitiendo incluso aprovechar las complementariedades de recursos energéticos de las áreas.


Dado que los nuevos proyectos de generación más importantes en Colombia se encuentran a más de 250 km del área de Bogotá, se incluyen dentro de las alternativas líneas con longitudes superiores a 250 km, las cuales deberán tener los esquemas adecuados de compensación reactiva que faciliten su operación. En la siguiente tabla se muestra un resumen de las alternativas de conexión a 500 kV consideradas en los análisis.

RESUMEN LÍNEAS 500 KV CONSIDERADAS EN LOS ANÁLISIS

Circuito Longitud [km]

Norte - Bacatá 48 Norte - Nueva Esperanza 80.4 Primavera - Norte 211 Virginia - Nueva Esperanza 222 Ancón Sur - Nueva Esperanza 269 Ancón Sur - Bacatá 267 Ancón Sur - Mosquera 264 Sogamoso - Norte 290 Sogamoso - Bacatá 360

Tabla 11 Costos de líneas de 500 kV

7.6. Cantidad de conexiones a 500 kV año 2025. De acuerdo con la tabla 8, ante un escenario de generación de verano de 2546 MW y con una demanda del área oriental de 4970 MW, se requiere importar 2424 MW para satisfacer la demanda del área oriental. Si consideramos que la expansión futura para aumentar los límites de importación del área oriental se da por nuevas conexiones a 500 kV, podemos estimar el número de enlaces requeridos de la siguiente manera: El número de enlaces a 500 kV se selecciona según lo siguiente:

�� 1�600� � ≅ �� 600 MVA es el valor que encontramos como límite de transferencia por una línea de 500 kV (SIL).


Nc= Número de conexiones a 500 kV �� 1�correspondeacontingenciasen500kV MaxImp= Máxima importación del área en 500 KV

�5 � 1�600� � $ 2400 ≅ 2424 De acuerdo con lo anterior independiente de la alternativa de expansión que se estudien para el área oriental, el número de enlaces a 500 kV que el área oriental requiere para satisfacer la demanda en el año 2025 corresponde a 5 enlaces a 500 kV.

7.7. Alternativa 1: Norte 500 kV – Año 2025 Esta alternativa considera una nueva subestación Norte 500 kV con transformación 500/230 kV.

Ilustración 10 Alternativa 1: Norte 500 kV – Año 2025

La alternativa Norte 500 kV considera adicional a la línea Primavera-Bacatá a 500 kV para el incremento de los límites de importación del área oriental las siguientes líneas a 500 kV:


• Norte-Sogamoso • Norte-Primavera • Nueva Esperanza-Ancón Sur • Nueva esperanza Virginia.

En los análisis se consideró la actual y futura conexión a 500 kV con las subestaciones Bacatá-Nueva Esperanza. Adicionalmente se requieren para el soporte de tensiones y distribución de flujos en caso de contingencias N-1 en líneas de 500 kV las siguientes conexiones:

• Nueva Esperanza – Norte • Norte – Bacatá

7.7.1. Generación considerada Como supuesto de generación utilizamos la información de la disponibilidad de generación real diaria del 01 de diciembre de 2011, (generación parecida al despacho ideal) con una unidad adicional en Termozipa.



Tabla 12 Generación considerada alternativa Norte 500 kV año 2025

7.7.2. Resultados

• Demanda Atendida = 4970 MW • Importación Total desde 500 kV (5 Enlaces) = 1868 MW • Transferencias de Potencia 500/230 kV (3 Trafos)= 604 MW • Transferencias de Potencia 500/115 kV (4 Trafos)= 1246 MW • Cargabilidades Superiores al 90%:


Elemento Tensión % carga LÍNEA NOROES1 - TMOSQUER 115 KV 96.8 LÍNEA BALSIL1 - FONTIBON 115 KV 97.63 LÍNEA SALITR1 - BACATA 115 KV 105.1 LÍNEA SNMATEO - ESPERANZA 230 KV 100 LÍNEA SUBA - BACATA 115 KV 118.8 LÍNEA TORCA1 - ARANJUE 115 KV 131.9 LÍNEA MUNA - ESPERANZA 115 KV 176.7

Tabla 13 Resultados alternativa Norte 500 kV año 2025

• Respecto de la línea Nueva Esperanza San Mateo, que llega a límites

nominales, consideramos que antes del año 2025 se requiere una nueva conexión en 230 kV, recomendamos un enlace Nueva Esperanza Tunal 230 kV.

• Las sobrecargas en 115 kV requieren obras de expansión por parte del operador de Red.

• Análisis de contingencias.

Tabla 14 Resumen de contingencias alternativa Norte 500 kV año 2025


7.8. Alternativa 2: Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025

Se propone ubicar una nueva subestación en cercanías del Municipio de Mosquera, con tensiones 230 kV y 500 kV. Una nueva subestación en dicha zona daría soporte en la atención de la demanda originada por el crecimiento poblacional de las localidades de Engativá, así como la demanda industrial de Fontibón y Mosquera principalmente con la descongestión en redes de 230 y 115 kV cercanas a estas zonas.

Ilustración 11 Alternativa 2: Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025

Esta alternativa cumple con la visión de largo plazo propuesta en el sentido que el área de Bogotá se conecte a diferentes puntos de la red de 500 kV del STN, con inyecciones importantes de generación, de manera que se asegure la confiabilidad del sistema ante distintos tipos de eventos y condiciones, permitiendo incluso aprovechar las complementariedades de recursos energéticos de las áreas.

Teniendo en cuenta el incremento de la demanda cercana a un 80% Esta alternativa considera expansión en el STN en dos nuevas subestaciones a 500 kV, Mosquera y Norte y una nueva subestación a 230 kV Mosquera.


7.8.1. Conexiones para la alternativa Mosquera-Norte 500 kV año 2025

Actualmente el área de Bogotá cuenta con un solo enlace a 500 kV, la línea Primavera Bacatá. Para la alternativa Mosquera y Norte 500 kV se han considerado las siguientes líneas adicionales a 500 kV para el incremento de los límites de importación:

• Mosquera-Ancón Sur o el proyecto que se defina en Antioquia. • Nueva Esperanza-Ancón Sur o el proyecto que se defina en Antioquia. • Nueva Esperanza-Virginia • Norte-Sogamoso

Para el soporte de tensiones y distribución de flujos en caso de contingencias N-1 en líneas de 500 kV se recomiendan las siguientes conexiones:

• Nueva Esperanza – Norte • Reconfiguración de la línea de 500 kV Bacatá Nueva Esperanza como

Bacatá- Mosquera y Mosquera-Nueva Esperanza.

7.8.2. Expansión mínima requerida en 230 kV

• Nueva subestación Mosquera 230 kV • Reconfiguración de las línea a 230 kV La Mesa - Balsillas en La Mesa-

Mosquera (1) y Mosquea-Balsillas (1) • Reconfiguración de la línea a 230 kV La Mesa – Noroeste en La Mesa

Mosquera (2) y Mosquera - Noroeste (1) • Transformación en Mosquera

o 2 X 300 MVA 500/230 kV o 2 X 300 MVA 230/115 kV

• Transformación en Norte o 2 X 300 MVA 500/230 kV o 2 X 300 MVA 230/115 kV (definida en el Plan de Expansión de

Referencia Generación Transmisión 2012-2025).

7.8.3. Generación considerada




Tabla 15 Generación considerada alternativa 2 Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025

7.8.4. Resultados

• Demanda Atendida = 4970 MW • Importación Total desde 500 kV (5 Enlaces) = 2059 MW • Transferencias de Potencia 500/230 kV (5 Trafos)= 776 MW • Transferencias de Potencia 500/115 kV (4 Trafos)= 1262 MW • Cargabilidades Superiores al 90%:

Elemento Tensión % carga TRANSFORMADOR MOSQUERA 500/230 300 MVA (1) 500/230 94.1 TRANSFORMADOR MOSQUERA 500/230 300 MVA (2) 500/230 94.1 LÍNEA ZIPAQUI - NORTE 115 KV 94.3 LÍNEA MOSQUERA - CHICALA 115 KV 95.2 LÍNEA SALITRE - BACATA 115 KV 95.6 LÍNEA TERMOZIPA - NORTE 115 KV 99.5 LÍNEA SNMATEO - ESPERANZA 230 KV 99.9 LÍNEA BALSILLAS - FONTIBON 115 KV 105.4 LÍNEA SUBA - BACATA 115 KV 109.3 LÍNEA FONTIBON - TMOSQUER 115 KV 114.5 LÍNEA TORCA - ARANJUE 115 KV 124.8 LÍNEA MUNA - ESPERANZA 115 KV 162.8

Tabla 16 resultados alternativa 2 Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025

• Las sobrecargas en 115 kV requieren obras de expansión por parte del

operador de Red. • Análisis de contingencias.


Tabla 17 Análisis de contingencias alternativa 2 Mosquera y Norte 500 kV - Año 2025

7.9. Evaluación de alternativas año 2025 En el numeral 7.3. se ha establecido requerimientos de potencia reactiva SVCs año 2025 y en el numeral 7.4. Los requerimientos de Transformación STN independiente de las alternativas analizadas año 2025. Para efectos de evaluar las alternativas el cuadro resume únicamente la transformación básica y la expansión de transformación asociada a la alternativa En la siguiente tabla se muestra la comparación de las alternativas vs los beneficios tangibles de cada uno de los proyectos.


Comparación de Alternativas 2025

Base Alternativa 1 Norte 500 kV Alternativa 2 Norte/Mosquera 500/230 kV

Transformación Básica


Expansión Transformación

en 500 kV



en 500 kV

Demanda Atendida [MW] 3580

Racionamiento 1390 MW

4970

NA

4970

NA

Unidades Despachadas

Hidro 13 12 11

Grupos 3 3 3

Térmic. 4 2 0

Despacho de Generación 3022 2801 2560

Circuitos para importación 500 kV 1 5 5

Importación Potencia 500 kV

521 1868 2059

Transformación 500/230 kV 2 Unidades 450 MVA 2 X 450 MVA 1 X 450 MVA 2 X 450 MVA 3 X 300 MVA

Transformación 500/115 kV 4 Unidades 450 MVA

4 Unidades 450 MVA NA 4 Unidades

450 MVA NA

Transformación 230/115 kV NA NA NA NA 2 X 300 MVA

Tabla 18 Resumen de evaluación de beneficios de alternativas año 2025

La alternativa base no permite atender toda la demanda. La alternativa 1 permite atender toda la demanda en un escenario de invierno, pero no es apto para un despacho de generación de verano. La alternativa 2 permite una mayor flexibilidad para los diferentes escenarios de despacho de invierno y verano. Por lo tanto la alternativa 2 cumple con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad.

8. REQUERIMIENTOS DE EXPANSIÓN AÑO 2016

8.1. Comportamiento de la demanda


El País se estima crecerá en demanda cerca del 19% entre el año 2012 y el año 2026, este incremento se aplicó linealmente tanto para la potencia activa como para la potencia reactiva en todas las barras del STN, incluyendo Bogotá. El crecimiento de la potencia reactiva en barras en Bogotá, para el año 216 se incrementa en 206 MVAr, este aumento de MVAr en la demanda ocasiona un incremento en las pérdidas de potencia reactiva de 81 MVAr, que principalmente están asociados con transformación.

8.2. Pérdidas año 2016 En el siguiente cuadro se muestran las pérdidas de potencia activa y reactiva en transformadores STN/STR para el área oriental, en los años 2012 y 2025 según estimaciones de flujo de carga, previo algunos supuestos mínimos de conectividad en 500 kV y en un escenario de despacho de generación de verano.

Área Oriental (incluida Bogotá)

Año Magnitud Generación Demanda Pérdidas

2016 MW 2763 3459 71*

MVAR 1132 1315 1248

2012 MW 2490 2836 72.3

MVAR 954 1109 1167.3

Tabla 19 Comportamiento de la demanda MW/MVAR Área Oriental (2025/2012) Nota* Las pérdidas [MW] en el 2016 son menores que en el 2012 por la entrada de Nueva Esperanza y Norte.

8.3. Requerimientos de potencia reactiva SVC año 2016 Luego de tener la visión de largo plazo (2025) en la cual se definen dos SVCs, uno de ellos debe integrarse al sistema en el área oriental a mas tardar en el año 2016 para compensar el crecimiento vegetativo de la potencia reactiva y las pérdidas que en su mayor parte están asociadas con transformación. Al igual que en el caso propuesto año 2025 la ubicación precisión de dimensionamiento definitivo, intervalo de compensación (-/+ MVAR) requiere de un mejor análisis incluyendo sensibilidades ante la conexión y desconexión de compensaciones en nivel de tensión de 115 kV, escenarios de baja generación en


el área, demanda mínima y otros, es recomendable que esté integrado en un SVC’s siguiendo de manera automática una tensión objetivo. Para el caso de estudio se localizó al norte de la ciudad de Bogotá en el nivel de tensión de 230 kV.

8.4. Requerimientos de Transformación STN independiente de las alternativas analizadas año 2016/2017



[MVA]

Tensión

[kV]

Año de

entrada

Reforma 2 150 230/115 2012

Balsillas 1 300 230/115 2017




[MVA] Tensión

[kV] Año de entrada

Bacatá 1 450 500/115 2014

Tabla 21Expansión de transformación 500/115 kV año 2016

8.5. Cantidad de conexiones a 500 kV años 2016/2017. El incremento de potencia activa entre el 2012 y el 2016 se estima en 623 MW, este incremento comparado con un despacho de generación promedio año 2011 muestra que el área debe importar más 696 MW (estimado según tabla 19).Ante una condición de verano se requieren transferencias aún superiores por el enlace de 500 kV, la pérdida de de este enlace transfiriendo una demanda mayor a 600 MW causa riesgos de colapso para el área. Si consideramos que la expansión en el año 2016 para aumentar los límites de importación del área oriental se da por nuevas conexiones a 500 kV, podemos estimar el número de enlaces requeridos de la siguiente manera: El número de enlaces a 500 kV se selecciona según lo siguiente:


�� 1�600� � ≅ ��

600 MVA es el valor que encontramos como límite de transferencia por una línea de 500 kV (SIL). Nc= Número de conexiones a 500 kV �� 1�correspondeacontingenciasen500kV MaxImp= Máxima importación del área en 500 KV

�2 � 1�600� � $ 600 ≅ 696 De acuerdo con lo anterior independiente de la alternativa de expansión que se estudien para el área oriental, el número de enlaces a 500 kV que el área oriental requiere para satisfacer la demanda en el año 2016 corresponde mínimo a 2. El SVC propuesto para el año 2016 disminuye los requerimientos de potencia reactiva en el área y permite proponer alternativas para desarrollar nuevas conexiones a 230 kV y 500 kV entre el 2016 y 2017.

El SVC en conjunto con una nueva subestación al occidente de Bogotá que hemos llamado Mosquera, permite desplazar la alternativa de 500 kV para el año 2017 para que pueda articularse con la entrada del proyecto de generación de Ituango, con la expansión en el área de Antioquia.

De acuerdo con la visión de largo plazo y teniendo en cuenta que la alternativa Mosquera 500 kV, permite tener mayor importación de energía, menor dependencia de las unidades de generación en el área y mayor flexibilidad en la operación al tener otro punto de transformación e importación de grandes bloques de energía, las alternativas para el año 2016/2017 se basan en diferentes configuraciones para dicha subestación.


8.6. Alternativa 1: Mosquera 230 - Año 2016 (Fase 1)

Ilustración 12 Alternativa 1: Mosquera 230 - Año 2016 (Fase 1)

Esta alternativa considera como obra de expansión una nueva subestación Mosquera 230 kV con transformación 2 X 300 MVA 230/115 kV.

8.6.1. Expansión requerida en 230 kV


Mosquera (1) y Mosquea-Balsillas (1) • Reconfiguración de la línea a 230 kV La Mesa – Noroeste en La Mesa

Mosquera (2) y Mosquera - Noroeste (1) • Transformación en Mosquera

o 2 X 300 MVA 230/115 kV

8.6.2. Generación considerada: Para la evaluación de esta alternativa se ha considerado un despacho de generación más probable como el que se muestra en la tabla 22.




Tabla 22 Generación considerada alternativa 1 Mosquera 230 - Año 2016 (Fase 1)

8.6.3. Resultados

Demanda Atendida = 3460 MW

Importación Total desde 500 kV (1 Enlace) = 368 MVA

No se advierten riesgos ante contingencias N-1 en líneas de 500 kV, 230 kV ni transformación STN/STN STN/STR.

8.6.4. Sensibilización ante despachos de Generación de verano para el caso Mosquera 230 KV año 2016:



Tabla 23 Despachos de verano, alternativa 1 Mosquera 230 - Año 2016 (Fase 1)

8.6.5. Resultados

Demanda Atendida = 3460 MW

Importación Total desde 500 kV (1 Enlace) = 442 MVA

No se advierten riesgos ante contingencias N-1 en líneas de 500 kV, 230 kV ni transformación STN/STN STN/STR.


8.7. Alternativa 1: Mosquera 500/230 – Año 2017 (Fase 2)

Ilustración 13 Alternativa 1: Mosquera 500/230 – Año 2017 (Fase 2)

8.7.1. Expansión requerida en 500 kV Mosquera 500/230 – Año 2017 Actualmente el área de Bogotá cuenta con un solo enlace a 500 kV, la línea Primavera Bacatá. La alternativa Mosquera considera las siguientes líneas a 500 kV adicionales para el incremento de los límites de importación:

• Mosquera-Ancón Sur • Reconfiguración de la línea de 500 kV Bacatá Nueva Esperanza como

Bacatá- Mosquera y Mosquera-Nueva Esperanza.

8.7.2. Expansión requerida en 230 kV Mosquera 500/230 – Año 2017


Mosquera (1) y Mosquea-Balsillas (1)


• Reconfiguración de la línea a 230 kV La Mesa – Noroeste en La Mesa Mosquera (2) y Mosquera - Noroeste (1)

• Transformación en Mosquera o 2 X 450 MVA 500/230 kV o 1 X 300 MVA 230/115 kV

8.7.3. Generación considerada:



Tabla 24 Generación considerada alternativa 1 Mosquera 500/230 – Año 2017 (Fase 2)

8.7.4. Resultados:

Demanda Atendida = 3665 MW Importación Total desde 500 kV (2 Enlaces) = 532 MW Transferencias de Potencia 500/230 kV (3 Trafos)= 19 MW Transferencias de Potencia 500/115 kV (2 Trafos)= 511 MW Contingencias con Alto Impacto:

• No se advierten riesgos ante contingencias N-1 en líneas de 500 kV, 230 kV ni transformación STN/STN STN/STR

• La salida de las subestaciones Bacatá o Primavera no ocasiona riesgo de colapso en el área oriental.

8.7.5. Sensibilización ante despachos de Generación de verano para el caso Mosquera 500kV y Mosquera 230 kV año 2017:

Ante una condición de verano se requieren transferencias superiores a 600 MW por el enlace de 500 kV, la pérdida de de este enlace transfiriendo una demanda mayor a 500 MW causa riesgos de colapso para el área. Esta condición define la necesidad de un nuevo enlace a 500 kV para Bogotá.



Central Unidades Utilizadas MW Guavio 3 720

Chivor 7 875 Pagua 2 Grupos 400 Termozipa 0 * 0


Tabla 25 Despachos de verano, alternativa 1 Mosquera 500/230 – Año 2017 (Fase 2) Nota* Aunque se ha considerado un verano, la configuración propuesta puede prescindir de la generación de Termozipa.

8.7.7. Resultados:

Demanda Atendida = 3665 MW Importación Total desde 500 kV (2 Enlaces) = 822 MW Transferencias de Potencia 500/230 kV (3 Trafos)= 19 MW Transferencias de Potencia 500/115 kV (2 Trafos)= 618 MW No se advierten riesgos ante contingencias N-1 en líneas de 500 kV, 230 kV ni transformación STN/STN STN/STR Se realizó sensibilidades considerando un escenario de muy baja probabilidad como la disponibilidad real ocurrida el día 25 de Noviembre de 2010, con disponibilidad =0 en Guavio y en un escenario de verano, fuente (Información Neón XM). Las siguientes fueron las unidades de generación requeridas: 7 unidades de Chivor, 3 Grupos de Pagua, 4 Unidades de Termozipa. Ante este escenario extremo el área opera en condiciones normales de operación no se advierten riesgos en la operación ni en condición normal ni en presencia de contingencias N-1.


8.8. Alternativa 2: Norte 500 - Año 2017

Ilustración 14 Alternativa 2: Norte 500 - Año 2017

8.8.1. Alternativa Norte, expansión requerida en 500 kV

Actualmente el área de Bogotá cuenta con un solo enlace a 500 kV, la línea Primavera Bacatá. La alternativa Norte 500 considera las siguientes obras en 500 kV:

• Nueva subestación Norte 500 kV • Línea Norte-Sogamoso 500 kV • Transformación en Norte

o 1 X 450 MVA 500/230 kV.





Tabla 26 Generación considerada alternativa 2 Norte 500 - Año 2017

8.8.3. Resultados:

Demanda Atendida = 3665 MW Importación Total desde 500 kV (2 Enlaces) = 483 MW Transferencias de Potencia 500/230 kV (3 Trafos)= 19 MW Transferencias de Potencia 500/115 kV (2 Trafos)= 511 MW Contingencias con Alto Impacto:



8.8.4. Sensibilización ante despachos de generación de verano para el caso Norte 500kV año 2017:



Chivor 7 875 Pagua 2 Grupos 400 Termozipa 3 186

Total Generación 2151 Tabla 27 Despacho de generación de verano alternativa Norte Año 2017


8.8.6. Resultados:

Demanda Atendida = 3665 MW Importación Total desde 500 kV (2 Enlaces) = 746 MW Transferencias de Potencia 500/230 kV (3 Trafos)= 14 MW Transferencias de Potencia 500/115 kV (2 Trafos)= 566 MW No se advierten riesgos ante contingencias N-1 en líneas de 500 kV, 230 kV ni transformación STN/STN STN/STR

8.8.7. Alternativa 3: Norte 500 + Esperanza - Año 2017

Ilustración 15 Alternativa 3: Norte 500 + Esperanza - Año 2017


8.8.8. Expansión requerida en 500 kV Norte 500 + Esperanza - Año 2017

Actualmente el área de Bogotá cuenta con un solo enlace a 500 kV, la línea Primavera Bacatá. La alternativa Norte 500 considera las siguientes obras en 500 kV:

• Nueva subestación Norte 500 kV • Línea Norte-Sogamoso 500 kV • Línea Norte-Nueva Esperanza 500 kV • Transformación en Norte

o 1 X 450 MVA 500/230 kV




Tabla 28 Generación considerada alternativa 3 Norte 500 + Esperanza - Año 2017

8.8.10. Resultados:

Demanda Atendida = 3665 MW Importación Total desde 500 kV (2 Enlaces) = 532 MW Transferencias de Potencia 500/230 kV (3 Trafos)= 47 MW flujo opuesto Transferencias de Potencia 500/115 kV (2 Trafos)= 527 MW Contingencias con Alto Impacto:




8.8.11. Sensibilización ante despachos de generación de verano para el caso Norte 500kV+ línea Norte-Nueva Esperanza año 2017:

Ante una condición de verano se requieren transferencias superiores a 600 MW por el enlace de 500 kV, la pérdida de de este enlace transfiriendo una demanda mayor a 500 MW causa riesgos de colapso para el área. Esta condición define la necesidad de un nuevo enlace a 500 kV para Bogotá.



Chivor 7 875 Pagua 2 Grupos 400 Termozipa 2 124


Tabla 29 Sensibilización ante despachos de verano considerada alternativa Norte 500 y conexión Norte-Nueva Esperaza – Año 2017

8.8.13. Resultados:

Demanda Atendida = 3665 MW Importación Total desde 500 kV (2 Enlaces) = 763 MW Transferencias de Potencia 500/230 kV (3 Trafos)= 89 MW Transferencias de Potencia 500/115 kV (2 Trafos)= 664 MW No se advierten riesgos ante contingencias N-1 en líneas de 500 kV, 230 kV ni transformación STN/STN STN/STR


8.8.14. Evaluación de alternativas año 2016/2017 En el numeral 8.3 se estableció los requerimientos de potencia reactiva para el área oriental en el año 2016 que es independiente de la alternativa que se estudie, considerando un SVC. La utilización de un SVC en el área oriental proporciona beneficios a la transmisión de potencia a través de las diferentes interconexiones del STN, incrementa los límites de intercambio, disminución del número de unidades por estabilidad de tensión, aumento en la transmisión de potencia de la línea Primavera Bacatá debido a que el SVC provee reactivos al área oriental para el control de tensión. Esta obra de expansión permite adicionalmente desplazar un año la entrada de una nueva interconexión a 500 kV. La ubicación precisión de dimensionamiento definitivo, intervalo de compensación (-/+ MVAR) requiere de un mejor análisis incluyendo sensibilidades ante la conexión y desconexión de compensaciones en nivel de tensión de 115 kV, y el cumplimiento del criterio N-1. Asociado con esta alternativa para el año 2016 se consideró una nueva subestación en 230 KV denominada Mosquera que hace parte de la expansión definitiva para el 2017 que incluye la subestación Mosquera 500 kV. Estas alternativas cumplen con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad en los años 2016/2017, está asociada con el proyecto de generación de hidroituango que en su primera fase se ha considerado la entrada en el año 2017. En la siguiente tabla se muestra la comparación de las alternativas vs los beneficios tangibles de cada uno de los proyectos.


Tabla 30 Resumen de evaluación de beneficios de alternativas años 2016/2017 Nota * El valor de importación corresponde al escenario más crítico, despacho de verano y demanda año 2017.

La alternativa 1 (fases 1 y 2) permite atender toda la demanda de los años 2016/2017 con una mayor flexibilidad para los diferentes escenarios de despacho de invierno y verano. Requiere menor número de unidades de generación en línea y no requiere generación en 115 kV. Permite mayor importación por 500 kV. Por lo anterior esta alternativa cumple con los requerimientos de calidad, confiabilidad y seguridad

Comparación de Alternativas 2025

Alternativa 1 Mosquera 500/230 kV (Fase 2)

Alternativa 3 Norte 500 + Línea Norte-Nva Esperanza 500 kV



en 500 kV Transformación

Básica


en 500 kV

Demanda Atendida [MW] 3665

NA

3665

NA Unidades Despachadas

Hidro 11 11

Grupos 3 3

Térmic. 0 3

Despacho de Generación 2435 2623

Circuitos para importación 500 kV 2 2

Importación Potencia 500 kV 822* 746*

Transformación 500/230 kV 2 X 450 MVA 2 X 300 MVA 2 X 450 MVA 1 X 450 MVA

Transformación 500/115 kV 3 Unidades

NA 4 Unidades

NA 450 MVA 450 MVA

Transformación 230/115 kV 0 2 Unidades 300 MVA NA NA

Requerimientos de líneas de transmisión en 500 kV en el área Oriental

Líneas de 500 kV NA

Reconfiguración línea Bacatá-

Nueva Esperanza

NA Nueva línea Norte-Nueva Esperanza


La alternativa 3 permite atender toda la demanda en un escenario de invierno. En un escenario de verano requiere mayor número de unidades en línea y requiere generación de seguridad en 115 kV.


9. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Dada la relación de generación/demanda del área oriental y su preponderante participación en la demanda total del país al incluir la demanda del Distrito Capital, el aseguramiento del abastecimiento de su demanda de energía eléctrica con niveles adecuados de seguridad, confiabilidad y economía, dependen del desarrollo y disponibilidad futura de nuevos enlaces de interconexión a nivel de 500 kV, además de nuevos puntos de conexión a 230 kV e instalación de equipos más avanzados de compensación reactiva en el corto y mediano plazo.

En el año 2025 se observa la necesidad de contar con 5 enlaces de 500 KV provenientes desde diferentes puntos del STN, principalmente aquellos con inyecciones importantes de generación.

El área de Bogotá es deficitaria de potencia reactiva, para el año 2016 se recomienda la entrada de un SVC, el cual sirve para cubrir el crecimiento vegetativo, las pérdidas de transformación y permite aplazar un año la entrada de una nueva alternativa de interconexión en 500 kV. Dadas las condiciones operativas del área, los SVC’s propuestos brindan un soporte de tensión adecuado en todo el horizonte de análisis para las principales subestaciones, tanto a 500 kV como a 230 y 115 kV.

Para el año 2016 se recomienda la entrada en operación de la nueva subestación Mosquera 230 KV en el occidente de Bogotá con influencia para Bogotá y Cundinamarca principalmente. En el año 2017 se complementaría con la subestación Mosquera 500 KV conectada desde el Occidente del país.

Antes del año 2025 se requiere una nueva conexión en 230 kV Nueva Esperanza Tunal 230 kV para disminuir los límites de transferencia por la línea Nueva Esperanza San Mateo.

Las alternativas planteadas para el año 2017 muestran un buen desempeño ante contingencias. Estos proyectos se articulan e integran con la expansión contemplada para el año 2025.

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