identificacion de la red de transmisiÓn … · rtr, el eor realizó la consulta a la crie sobre la...

ENTE OPERADOR REGIONAL

San Salvador, 19 de noviembre de 2009

IDENTIFICACION DE LA

RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL

PARA EL AÑO 2010

IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010

ENTE OPERADOR REGIONAL 1

ÍNDICE 1. ANTECEDENTES ........................................................................2

2. RESUMEN EJECUTIVO ................................................................4

2.1 Generalidades ...........................................................................4

2.2 Red de Transmisión Regional, año 2010 .......................................5

3. INTRODUCCIÓN ........................................................................9

4. CONSIDERACIONES GENERALES ...............................................10

4.1 Programas de simulación y bases de datos .................................10

4.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

(SIEPAC). ....................................................................................11

4.3 Interconexión extra-regional Guatemala – México .......................11

5. RESULTADOS RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2010 .................13

5.1 Primer Paso: RTR Básica ..........................................................13

5.2 Segundo paso: Nodos de Control...............................................15

5.3 Tercer paso: RTR Preliminar .....................................................22

5.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar ............46

5.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM........................53

ANEXO I. Líneas de transmisión modeladas con impedancia cero contenidas en la base de datos PSS/E...........................................56



1. ANTECEDENTES En cumplimiento a la instrucción de la Junta Directiva del Ente Operador Regional (EOR), realizada en reunión los días 16 y 17 de abril del año 2008; el EOR en coordinación con los Operadores de Sistema y Operadores de Mercado (OS/OM), elaboró el Documento de Implementación Gradual del RMER. Dicho documento considera para la identificación de la Red de Transmisión Regional (RTR) realizar en coordinación con los OS/OM las siguientes actividades:

1. El EOR propondrá la RTR 2. Revisar la RTR resultante en conjunto con los OS/OM

Finalmente la Junta Directiva del EOR realizará la aprobación de la identificación de la RTR. Durante el primer semestre del año 2009, el EOR, ejecutó la metodología establecida en el RMER para la identificación de los elementos que conforman la RTR y elaboró la primera propuesta de identificación de la RTR aplicable para el año 2009, el cual fue remitido a los OS/OM para su revisión. Posterior al proceso de integración de la mayoría de las observaciones y comentarios emitidos por los OS/OM a la propuesta en mención, se realizó una reunión en la sede del EOR, durante los días 4 y 5 de junio de 2009, en la cual, se revisó dicha propuesta y la forma de aplicación de la metodología establecida en RMER. En dicha reunión participaron representantes de los OS/OM y del EOR. Como resultado de la revisión, se acordó ejecutar nuevamente la metodología establecida en el RMER para la identificación de la RTR, y en la cual se incluiría el segundo semestre del año 2009 y para el año 2010. Adicionalmente se acordaron, para cada uno de los pasos de la metodología, la forma de aplicación y actividades a desarrollar para la ejecución de los mismos. En particular para la aplicación del paso 2 de la metodología, según recomendación del Comité Ad-Hoc de revisión de la identificación de la RTR, el EOR realizó la consulta a la CRIE sobre la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso.



La CRIE, respondió a la consulta en mención, por lo cual, la aplicación del paso 2 de la metodología se ha realizado considerando lo establecido en el Anexo A del Libro III del RMER y lo indicado por la CRIE, en la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. Además se consideraron las observaciones realizadas en las revisiones efectuadas en las reuniones del 03 de septiembre y del 19 y 20 de noviembre de 2009 por el Comité Ad-Hoc y el EOR. Los resultados obtenidos para cada uno de los pasos, se presentan en este Informe.



2. RESUMEN EJECUTIVO 2.1 Generalidades El presente resumen ejecutivo incorpora los resultados de la aplicación de los cinco pasos de la metodología establecida en el Anexo A del Libro III del RMER para la identificación de las instalaciones que conforman la RTR, aplicable para el año 2010. También se indican los fines para los cuales será utilizada la RTR identificada, y la representación gráfica de la misma. Los pasos que contempla la metodología son los siguientes:

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

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

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

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

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



2.2 Red de Transmisión Regional, año 2010 A continuación se muestra un resumen de las cantidades de las instalaciones que resultaron de la ejecución de la metodología, para cada país de la región, en comparación con las contenidas en las bases de datos utilizadas, aplicable para el año 2010.

Línea de interconexión Voltaje (kV) Países

Los Brillantes – Frontera Guatemala/México1

400 Guatemala hasta la frontera con México

Moyuta - Ahuachapán 230 Guatemala – El Salvador 15 de Septiembre – Agua Caliente (1)

230 El Salvador - Honduras

Prados – León I 230 Honduras - Nicaragua

Amayo - Liberia 230 Nicaragua – Costa Rica

Río Claro - Progreso 230 Costa Rica - Panamá

Cahuita – Changuinola 230 Costa Rica - Panamá

Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países

Aguacapa – Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala –El

Salvador Guatemala Norte – Panaluya 230 Guatemala

Panaluya – San Buenaventura 230 Interconexión Guatemala -

Honduras Ahuachapán – Nejapa (un circuito) 230 El Salvador

15 de Septiembre – Nejapa (un circuito)

230 El Salvador

Agua Caliente – 15 de Septiembre (2) 230

Interconexión Honduras – El Salvador

Cajón – San Buenaventura 230 Honduras

Toncontín – San Buenaventura 230 Honduras Agua Caliente – Planta Sandino 230 Interconexión Honduras - Nicaragua

Planta Sandino - Ticuantepe 230 Nicaragua

Ticuantepe - Cañas 230 Interconexión Nicaragua – Costa

Rica Cañas - Parrita 230 Costa Rica

Río Claro – Palmar Norte 230 Costa Rica

Río Claro - Veladero 230 Interconexión Costa Rica - Panamá 1 El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula, cuyos No. de Bus y

Nombre en la BDD del PSS/E son 14319 y TPAPOT respectivamente. El tramo en México de la línea no

forma parte de la RTR



El tramo de las líneas de interconexión y los tramos de la Línea SIEPAC en cada país deben considerarse como elementos adicionales a los presentados en las siguientes tablas resumen.

Guatemala Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2010 400 1 1 230 22 14 138 17 0

Nodos

69 188 0 Total 228 15

230 24 16 138 16 0

Líneas de Transmisión

69 192 0 Total 232 16

400/230 1 1 230/138 2 0 230/69 4 0

Transformadores de dos

devanados 138/69 4 0

Total 11 1

230/69/13.8 7 0 Transformadores de tres

devanados 230/138/13.8 1 0

Total 8 0

El Salvador Elemento de Transmisión

Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2010 230 3 3

Nodos 115 25 17

Total 28 20 115 38 19 Líneas de

Transmisión 230 2 2

Total 40 21

Transformadores de tres

devanados

230/115/46-23

6 6

Total 6 6



Honduras

Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2010 230 12 11 138 37 20 Nodos 69 25 0

Total 74 31 230 14 13 138 46 22


69 21 0 Total 81 35

230/138 4 4 Transformadores de dos


Total 11 4 Transformadores

de tres devanados

230/138/13.8 2 2

Total 2 2

Nicaragua Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2010 230 8 7 138 45 18 Nodos 69 47 0

Total 100 25 230 9 8 138 47 17


69 40 0 Total 96 25



Total 7 0


devanados 138/69/13.8 4 0 Total 12 8



Costa Rica

Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2010 230 31 27 138 34 20 Nodos 69 0 0


Transmisión 138 41 26 Total 79 54


devanados 230/69/13.8 0 0

Total 13 11

Panamá Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2010 230 16 15

Nodos 115 31 8


Transmisión 115 40 9 Total 68 36



Total 1 0


devanados 230/115/13.8 5 3

Total 14 3



3. INTRODUCCIÓN

El II Protocolo del Tratado del Mercado Eléctrico Regional establece en su artículo 4 la reforma al artículo 12 del Tratado del Mercado Eléctrico Regional, adicionando un segundo párrafo que se lee así: “Los sistemas interconectados nacionales de la región, que conjuntamente con las líneas de interconexión existentes y futuras entre los países miembros posibilitan las transferencias de energía y las transacciones en el Mercado Eléctrico Regional, integran la red de transmisión regional”. Como parte de las actividades del plan de implementación gradual del RMER, el Ente Operador Regional (EOR), ha utilizado la metodología establecida en el RMER, para la identificación de la Red de Transmisión Regional (RTR), aplicable para el segundo semestre del año 2009 y el año 2010. El presente informe contiene los resultados, correspondientes para el año 2010 aplicando los cinco pasos de la metodología detallada en el Anexo A del libro III del RMER. Para la aplicación del paso 2 se tomó en consideración la interpretación definitiva indicada por la CRIE, la cual fue solicitada a CRIE mediante acuerdo del Comité Ad–Hoc para la revisión de la RTR, conformado por representantes de los OS/OM y el EOR. Y además las observaciones realizadas en la revisión efectuada el 03 de septiembre por el Comité Ad-Hoc y el EOR, las cuales fueron incorporadas a en el informe y revisadas en reunión posterior del comité durante los días 19 y 20 de noviembre de 2009. Conforme estableció la Junta Directiva del EOR en el “Documento de Implementación Gradual del RMER”, durante esta etapa de implementación gradual del RMER, hasta que la CRIE emita la resolución declaratoria de la puesta en operación de la Línea SIEPAC, dicha definición será utilizada al menos para:

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

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



Es importante aclarar que durante el periodo transitorio hasta la entrada en vigencia plena del RMER la especificación de los nodos desde los cuales se pueden presentar ofertas servirá para el desarrollo del plan gradual de cumplimiento del Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR). Los nodos habilitados para realizar ofertas en el MER son los definidos en el Anexo D del RTMER. A corto plazo es necesario definir los nodos de la RTR de América Central debido a las siguientes razones:

� Los nodos habilitados de la RTR definida en el RTMER no toman en consideración las nuevas instalaciones implementadas desde el año 2001.

� Los procesos del RMER requieren de una RTR identificada para el adecuado desarrollo del Plan de Implementación del RMER.

4. CONSIDERACIONES GENERALES

Las consideraciones tomadas en cuenta en el desarrollo del proceso de identificación de la RTR para el segundo semestre son las siguientes: 4.1 Programas de simulación y bases de datos La numeración y los nombres para los elementos de la RTR, que se muestran en este documento, han sido tomados de la base de datos del PSS/E aplicables el escenario de verano del año 2010. Es importante mencionar que en la base de datos del PSS/E hay líneas que se modelan con el criterio de "Impedancia Cero", estos elementos no son líneas de transmisión, sino que son dispositivos que sirven para unir dos buses en un mismo nivel de voltaje en una misma subestación, por lo que no deben considerarse como líneas de transmisión, ya que son elementos ficticios para propósitos de modelación de esquemas de barras. En el anexo I, se detallan estos elementos. La metodología que el RMER desarrolla para la identificación de la RTR, en su cuarto paso, establece que se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las simulaciones; con una base de datos con un horizonte que contenga los 5 años siguientes. Para identificación de la RTR, se consideró lo siguiente:



a) El modelo de planeamiento operativo utilizado es el SDDP b) La base de datos del SDDP utilizada en la metodología, corresponde a

la resultante del proceso de actualización para el año 2010, realizado por el Grupo Técnico de Planeamiento Operativo (GTPO) del EOR.

Debido a que la Base de Datos disponible en el modelo de planeamiento operativo (SDDP) no contenía el detalle completo de las redes de transmisión nacionales se trabajó para modelar en el SDDP toda la información de las líneas de transmisión que se tiene en el PSS/E.

c) Adicionalmente, en la base de datos del SDDP se modelaron las redes

de transmisión de 69 kV, en los países que no la consideraron inicialmente en la base de datos en mención, con sus correspondientes datos de generación y demanda, de manera de considerar todos sus elementos de transmisión en la simulación.

d) Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los

resultantes del estudio de máximas transferencia época seca 2007, actualmente vigentes.

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

Para la RTR aplicable para el año 2010, se incluyeron en los análisis y bases de datos los tramos y subestaciones de la línea SIEPAC, en base al cronograma de puesta en servicio, informados por la Empresa Propietaria de la Red (EPR). 4.3 Interconexión extra-regional Guatemala – México Se ha considerado que la Interconexión extra-regional entre los países de Guatemala y México entrará en servicio durante el año 2009 y por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma parte de la RTR básica para el año 2010.

ENTE OPERADOR REGIONAL

IDENTIFICACION DE LA

RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL

AÑO 2010


5. RESULTADOS RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2010

5.1 Primer Paso: RTR Básica Para el año 2010, los nodos a incluir en la RTR básica son los nodos y líneas que forman parte de las interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV y los tramos que entrarán en operación de la línea SIEPAC para este año. A continuación se listan los elementos de transmisión que se consideran parte de la RTR básica, para cada sistema eléctrico nacional de la región.

Tabla 5.1. Nodos pertenecientes a la RTR Básica. País Nodo Voltaje(kV) No. Bus (PSS/E) Nombre (PSS/E)

Los Brillantes 400 1128 LBR-400 Moyuta2 230 1125 MOY-231 Aguacapa 230 1101 AGU-230

Guatemala Norte 230 1108 GNO-231 Guatemala

Panaluya 230 1710 PAN-230 Ahuachapán 230 28161 AHUA-230

15 de Septiembre 230 28181 15SE-230 El Salvador Nejapa 230 28371 NEJA-230

Agua Caliente 230 3301 AGC B624 Prados 230 3310 PRD B618

Toncontín 230 3155 TON B610 Cajón 230 3032 CJN B601

Honduras

San Buenaventura 230 3300 SBV León I 230 4403 LNI-230 Amayo 230 4750 AMY-230

Planta Sandino 230 4402 PSN-230 Nicaragua

Ticuantepe 230 4406 TCP-230 Liberia 230 50000 LIB230

56050 RCL230A Río Claro 230

56052 RCL230B Cahuita 230 58350 CAH230

50050 CAS230A Cañas 230

50052 CAS230B Parrita 230 54000 PAR230

56100 PNO230A

Costa Rica

Palmar Norte 230 56102 PNO230B

Progreso3 230 6014 PRO230 Veladero 230 6182 VEL230 Panamá

Changuinola 230 6260 CHA230 2 Se aclara que físicamente existe un único nodo que corresponde a la Subestación Moyuta; sin embargo por

motivos de modelación en la base de datos se han creado tres nodos 1126 (MOY-230), 1125 (MOY-231), y el

1129 (MOY-232). 3 En la BDD del PSS/E para PAN, el nodo de interconexión es el 6000 (FRONTER); pero este es un nodo

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


Tabla 5.2. Líneas de interconexión pertenecientes a la RTR Básica.

Línea de interconexión Voltaje (kV) Países

Los Brillantes – Frontera Guatemala/México4

400 Guatemala hasta la frontera con México

Moyuta – Ahuachapán 230 Guatemala – El Salvador 15 de Septiembre – Agua Caliente (1) 230 El Salvador - Honduras

Prados – León I 230 Honduras - Nicaragua

Amayo – Liberia 230 Nicaragua – Costa Rica

Río Claro – Progreso 230 Costa Rica - Panamá

Cahuita – Changuinola 230 Costa Rica - Panamá

Tabla 5.3. Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica.

Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países

Aguacapa – Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala –El Salvador

Guatemala Norte – Panaluya 230 Guatemala

Panaluya – San Buenaventura 230 Interconexión Guatemala -

Honduras Ahuachapán – Nejapa (un circuito)

230 El Salvador

15 de Septiembre – Nejapa (un circuito) 230 El Salvador

15 de Septiembre - Agua Caliente (2) 230

Interconexión Honduras – El Salvador

Cajón – San Buenaventura 230 Honduras Toncontín – San Buenaventura 230 Honduras Agua Caliente – Planta Sandino 230 Interconexión Honduras - Nicaragua

Planta Sandino – Ticuantepe 230 Nicaragua

Ticuantepe – Cañas 230 Interconexión Nicaragua – Costa

Rica Cañas – Parrita 230 Costa Rica Río Claro – Palmar Norte 230 Costa Rica Río Claro – Veladero 230 Interconexión Costa Rica - Panamá

4 El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula, cuyos No. de Bus y

Nombre en la BDD del PSS/E son 14319 y TPAPOT respectivamente. El tramo en México de la línea no

forma parte de la RTR


5.2 Segundo paso: Nodos de Control El paso 2 de la metodología “Identificación de los nodos de control”, establece: “Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la inyección/retiro de energía en forma independiente de otros nodos. Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial al sistema mallado. Cuando existan grandes usuarios con una capacidad comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al sistema mallado se pueden también incorporar a esta definición. Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más alto en cada país (ejemplo: 230 y 138kV, ó 230 y 115kV). La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de energía”. Para la aplicación de éste paso de la metodología, según acuerdo del Comité Ad-Hoc de revisión de la identificación de la RTR conformado por los OS/OM y el EOR, se realizó la consulta a la CRIE sobre la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. La CRIE, respondió a la consulta en mención, por lo cual, la aplicación del paso 2 de la metodología se ha realizado considerando lo establecido en el Anexo A del Libro III del RMER y lo indicado por la CRIE, en la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. Además se consideraron las observaciones realizadas en la revisión efectuada el 3 de septiembre por el Comité Ad-Hoc y el EOR. A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema eléctrico nacional de la región.



Tabla 5.4. Nodos de control del sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

GUA Alborada 230 1102 ALB-230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas Arizona, Enron, Sidegua, San José y Tampa.

GUA Escuintla 230 1106 ESC-231 Es el nodo eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión Moyuta 230 kV y Panaluya 230kV y recibe generación de forma radial de las plantas Escuintla, SIS-D y La Palma

GUA Siquinalá 230 1132 SIQ-230 Recibe generación de forma radial desde el nodo Magdalena 230 kV 1444 TIC-231

GUA Tac Tic 230 1448 TIC-232

Recibe generación de forma radial de la planta Tac Tic

GUA Guatemala Este 230 1107 GES-231 Nodo que tiene asociados generación y demanda

Tabla 5.5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador .

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

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

SAL Acajutla 115 27131 ACAJ-115 Recibe generación en forma radial de la planta Acajutla, también se alimenta demanda desde este nodo.

SAL Ahuachapán 115 27161 AHUA-115 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán

SAL Cerrón Grande 115 27171 CGRA-115 Recibe Generación de la planta Cerrón Grande, también se alimenta demanda desde este nodo.

SAL 15 de

Septiembre 115 27181 15SE-115

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión 15 de septiembre 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta 15 de



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

septiembre.

SAL Berlín 115 27211 BERL-115 Recibe generación de la planta Berlín

SAL Soyapango 115 27301 SOYA-115 Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la planta Soyapango

SAL Santa Ana 115 27351 SANA-115 Recibe generación en forma radial de la planta Guajoyo. También se alimenta demanda desde este nodo

SAL Nejapa 115 27371 NEJA-115 Recibe generación de la planta Nejapa. También se alimenta demanda en este nodo

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

SAL Talnique 115 27481 TALN-115 Recibe generación de la planta Talnique

Tabla 5.6. Nodos de control del sistema eléctrico de Honduras

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON Pavana 230 3034 PAV B620

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

HON LUFUSSA 230 3355 LUT B622

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

HON Cañaveral 138 3029 CRL B501 Recibe generación de las planta Cañaveral

HON Progreso 138 3038 PGR B509 Recibe generación en forma radial de la planta Ceiba Térmica

HON Térmica Sulzer 138 3122 TSZ B526

Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente ELC B520



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON Choloma 138 3049 CHM B539 Nodo que tiene asociados generación y retiro

HON La Puerta 138 3078 LPT B503 Nodo que tiene asociados generación y retiro

HON Masca 138 3082 MAS B544 Nodo que tiene asociados generación y retiro

HON Agua Prieta 138 3204 AGP B556 Nodo que tiene generación asociada

Tabla 5.7. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua .

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Planta Nicaragua 230 4405 PNI-230 Es el nodo eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión León I 230 kV y Subestación Sandino, 230 kV y recibe generación de forma radial de Amfels

NIC Acahualinca 138 4300 ACH-138 Recibe generación de las plantas Hugo Chávez 1 y Las Brisas. También se alimenta demanda desde este nodo.

NIC Tipitapa 138 4336 TPT-138 Recibe generación en forma radial de la Planta Tipitapa Power y Planta Che Guevara ubicación Tipitapa

NIC El Viejo 138 4312 EVJ-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación radialmente de PMR-69 (4326)

NIC Los Brasiles 138 4315 LBS-138 Recibe generación de las plantas Momotombo y Hugo Chávez II

NIC León I 138 4316 LNI-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la Planta Energética Corinto

NIC Planta Managua 138 4317 MGA-138 Recibe generación de la planta Managua



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Masaya 138 4319 MSY-138 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Amayo, 230 kV, recibe generación de forma radial de las plantas Che Guevara ubicación Masaya y Che Guevara ubicación Benjamín Zeledón

NIC Planta Santa

Bárbara 138 4329 PSB-138 Recibe generación de la planta Santa Bárbara

NIC Sébaco 138 4331 SEB-138 Nodo que tiene demanda y recibe generación en forma radial de Planta Centroamérica

NIC San Jacinto Power 138 4334 SJP-138T Recibe generación de la planta San Jacinto Power NIC Nagarote 138 4342 NAG-138 Nodo que tiene asociados generación y retiro

Tabla 5.8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

50100 COR230A CRI Corobicí 230

50102 COR230B Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente SAD138

CRI 50200 ARE230A CRI

Arenal 230 50202 ARE230B

Recibe generación de las plantas Arenal, Tejona, PESA y Aeroenergía

CRI 50250 MIR230A CRI 50252 MIR230B CRI

Miravalle 230 50253 MI3230

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los Negros y Canalete

CRI Barranca 230 50350 BAR230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Ciudad Quezada 230 50650 CQU230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Toro 230 50700 TOR230 Recibe generación de la planta Toro

CRI Peñas Blancas 230 50800 PBL230 Recibe generación de la planta Peñas Blancas. También se alimenta demanda desde este nodo



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

CRI Garabito 230 50900 GAB230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI 50950 CAR230A CRI

Cariblanco 230 50952 CAR230B

Recibe generación de la planta Cariblanco

CRI 53000 CAJ230A CRI

La Caja 230 53002 CAJ230B

Nodo que tiene asociados generación y retiro

CRI MOG 230 50300 MOG230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Pirris 230 54250 PIR230 Nodo que tiene generación asociada CRI 53004 CAJ138A CRI

La Caja 138 53006 CAJ138B

Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se conectan radialmente GAR138, NAR138, COC138 y POA138

CRI Alajuelita 138 53454 ALA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Colima 138 53654 COL138 Recibe generación de la planta Colima

CRI Río Macho 138 53854 RMA138 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Río Claro, 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Río Macho

58004 CAC138A CRI Cachí 138

58006 CAC138B Recibe generación de las plantas Cachí y La Joya

CRI Turrialba 138 58054 TUR138 Nodo que tiene generación y demanda asociadas 58104 ANG138A

CRI Angostura 138 58106 ANG138B


CRI Trapiche 138 58154 TRA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente LEE138 (58204)

58304 MOI138A 58305 MOI138B CRI Moín 138 58306 MOI138C




Tabla 5.9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

PAN Panamá II 230 6003 PANII230 Recibe generación de la planta Bayano, COPESA y Pacora

PAN Chorrera 230 6005 CHO230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialemente PAM230

PAN Mata de Nance 230 6011 MDN230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y tiene asociados centros de demanda y generación.

PAN Guasquitas 230 6179 GUA230 Nodo que tiene asociada demanda. A este nodo se conecta radialmente EST230.

Panamá 115 6002 PAN115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente SMA115

PAN Las Minas 1 115 6059 LM1115 Recibe generación de la planta Las Minas 1 PAN Las Minas 2 115 6060 LM2115 Recibe generación de la planta Las Minas 2 PAN Fortuna 230 6096 FOR230 Recibe generación de la planta Fortuna

PAN Cemento Panamá 115 6170 CPA115 Nodo que tiene asociada demanda. A este se conecta radialmente GIR115

PAN Cativa 115 6270 CAT 115 Nodo que tiene asociada generación PAN Termocolón 115 6290 TCOL 115 Nodo que tiene asociada generación



5.3 Tercer paso: RTR Preliminar La RTR preliminar es el conjunto formado por los nodos y líneas de los pasos anteriores y las líneas y nodos intermedios que los unen mediante el camino eléctrico más corto (menor impedancia) en cada nivel de tensión. La RTR preliminar debe ser continua desde Panamá hasta Guatemala. En este paso, para conectar los nodos de control a la red básica se escoge un nodo de control a la vez, en cada oportunidad el más cercano a la red básica. Al comienzo, los nodos de la interconexión son los límites de la red básica, pero a medida que se agregan conexiones de los nodos de control a ellos, la red básica se va internando en los sistemas eléctricos nacionales. Para obtener el camino eléctrico más corto se realizaron corridas de flujo en DC, se colocó una carga en los nodos de la RTR básica y un generador en el nodo de control en evaluación, se escogió el escenario de menor pérdida y se siguió la ruta por la que se desplaza el mayor porcentaje de flujo de potencia. Los elementos de transmisión que se encontraron en esta ruta, son los que se consideran como parte de la RTR preliminar. Luego se revisó que la RTR fuese continua, si no era el caso se procedió a unirla por el camino eléctrico más corto, de la siguiente forma:

a) Se colocó una carga en el nodo de control en análisis y un generador en otro nodo de control

b) Luego se intercambió la carga y el generador entre los nodos de control en análisis

c) De los escenarios anteriores, se seleccionó el escenario que presenta la menor pérdida de potencia

d) Si existen más nodos de control a los cuales puede conectarse el nodo de control en análisis, se repitieron los pasos indicados en los literales del (a) al (c), para cada una de las posibles opciones

e) Se seleccionaron los elementos de transmisión de la ruta que presentó las menores pérdidas de todas las identificadas hasta el literal (d) anterior.

Adicionalmente, en los casos donde existen elementos en paralelo, se consideró que el conjunto de tales elementos conforma la ruta de menor impedancia del tramo. A continuación se listan los elementos de transmisión que se consideran parte de la RTR preliminar, para cada sistema eléctrico nacional de la región.



Tabla 5.10. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

GUA Guatemala Sur 230 1109 GSU-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Moyuta5 230 1126 MOY-230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Moyuta6 230 1129 MOY-232 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA San Joaquín 230 1120 SJQ-230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ALB-230 (1102) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Los Brillantes 230 1110 LBR-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica LBR-400 (1128)

5 El nodo Moyuta (No. Bus 1126) no se ha considerado para el conteo de elementos de la RTR del paso 3, debido a que es el mismo nodo de Moyuta de la RTR Básica (No.

Bus 1125, MOY-231), es decir ya fue considerado en el paso 1 para el conteo. 6 El nodo Moyuta (No. Bus 1129) no se ha considerado para el conteo de elementos de la RTR del paso 3, debido a que es el mismo nodo de Moyuta de la RTR Básica (No.

Bus 1125, MOY-231), es decir ya fue considerado en el paso 1 para el conteo. Asimismo, se aclara que el nodo 1129 (MOY-232) es un nodo ficticio en la base de datos, el

cual representa el punto correspondiente a la derivación para la conexión de la Subestación Moyuta



Tabla 5.11. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Línea de Transmisión

Nodo desde Nodo hacia País

Nombre No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id Comentario

GUA Escuintla 1106 ESC-231 Alborada 1102 ALB-230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Escuintla 1106 ESC-231 Alborada 1102 ALB-230 230 2

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Alborada 1102 ALB-230 San Joaquín 1120 SJQ-230 230 1

GUA San Joaquín 1120 SJQ-230 Aguacapa 1101 AGU-230 230 1

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ALB-230 (1102) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Siquinalá 1132 SIQ-230 Escuintla 1106 ESC-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SIQ-230 (1132) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)

GUA Tac Tic 1444 TIC-231 Guatemala

Norte 1108 GNO-231 230 1

GUA Tac Tic 1448 TIC-232 Guatemala

Norte 1108 GNO-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TIC-231 (1444) y TIC-232 (1448) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)






Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


GUA Guatemala

Este 1107 GES-231

Guatemala Norte

1108 GNO-231 230 1

Ruta de menor impedancia que conecta los nodos de control GES-231 (1107 y GNO-231 (1108)

GUA Moyuta7 1126 MOY-230 Moyuta 1125 MOY-231 230 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Guatemala

Este 1107 GES-231 Moyuta 1129 MOY-232 230 1

GUA Moyuta8 1126 MOY-230 Moyuta 1129 MOY-232 230 2

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Escuintla 1106 ESC-231 Guatemala

Sur 1109 GSU-231 230 1

GUA Escuintla 1106 ESC-231 Guatemala

Sur 1109 GSU-231 230 2

GUA Guatemala

Este 1107 GES-231 Guatemala

Sur 1109 GSU-231 230 1

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

GUA Siquinalá 1132 SIQ-230 Los Brillantes 1110 LBR-231 230 1 Tramo que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

7 Esta línea no es considerada en el conteo de los elementos de la RTR, debido a que ya fue considerada en el paso 1 como línea Ahuachapán – Moyuta 230 kV. Asimismo,

se aclara que el nodo 1125 (MOY-231) es un nodo ficticio en la base de datos, el cual representa el punto correspondiente a la derivación para la conexión de la Subestación

Moyuta. 8 Esta línea no es considerada en el conteo de los elementos de la RTR, debido a que ya fue considerada en el paso 1 como línea Ahuachapán – Moyuta 230 kV. Asimismo,

se aclara que el nodo 1129 (MOY-232) es un nodo ficticio en la base de datos, el cual representa el punto correspondiente a la derivación para la conexión de la Subestación

Moyuta.



Tabla 5.12. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Transformador de dos devanados

Nodo desde Nodo hacia País Subestación No. Bus

(PSS/E) Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


GUA Los Brillantes 1128 LBR-400 1110 LBR-231 400/230 1 Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de LBR-231 (1110) a nodo de RTR básica LBR-400 (1128)

Tabla 5.13. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

SAL San Antonio Abad 115 27361 SANT-115 Nodo necesario para conectar el nodo de control TALN-115 (27481) al nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371).



Tabla 5.14. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.




Nombre (PSS/E) Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


SAL Ahuachapán 27161 AHUA-115 Santa Ana 27351 SANA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SANA-115 (27351) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

SAL Ahuachapán 27161 AHUA-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SONS-115 (27411) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

SAL Acajutla 27131 ACAJ-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1

SAL Acajutla 27131 ACAJ-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 2

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ACAJ-115 (27131) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)

SAL Cerrón Grande

27171 CGRA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

SAL Cerrón Grande 27171 CGRA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 2

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CGRA-115 (27351) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)

SAL Soyapango 27301 SOYA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SOYA-115 (27301) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)

SAL 15 de

Septiembre 27181 15SE-115 Berlín 27211 BERL-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control BERL-115 (27211) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)

SAL 5 de

Noviembre 27101 5NOV-115 Cerrón Grande 27171 CGRA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control 5NOV-115 (27101) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)







No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


SAL San Antonio

Abad 27361 SANT-115 Talnique 27481 TALN-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TALN-115 (27481) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)

SAL San Antonio

Abad 27361 SANT-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TALN-115 (27481) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)

Tabla 5.15. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

Transformador de tres devanados

Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País Subestación No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


28371 NEJA-230 27371 NEJA-115 24371 NEJA-46 230/115/46-23

NEJA_TR

SAL Nejapa

28371 NEJA-230 27371 NEJA-115 24371 NEJA-46 230/115/46-23

NEJA_TR

Conecta el Nodo de Control NEJA-115 (27371) con el Nodo RTR básica NEJA-230 (28371)

27181 15SE-115 28181 15SE-230 24182 15SE-46 230/115/46-23

INTER 3

SAL 15 de

Septiembre 27181 15SE-115 28181 15SE-230 24182 15SE-46

230/115/46-23

INTER 4

Conecta el Nodo de Control 15SE-115 (27181) con el Nodo Frontera 15SE-230 (28181)






No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


28161 AHUA-230 27161 AHUA-115 24161 AHUA-46 230/115/46-23

INTER 1 SAL

Ahuachapán

28161 AHUA-230 27161 AHUA-115 24161 AHUA-46 230/115/46-23

INTER 2

Conecta el Nodo de Control AHUA-115 (27161) con el Nodo Frontera AHUA-230 (28161)

Tabla 5.16. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

Nodo País

Nombre Voltaje (Kv)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

HON Progreso 230 3095 PGR B603 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PGR B509 (3038) a RTR básica

HON Río Lindo 138 3098 RLN B521 Nodo que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CRL B501 (3029) a la RTR básica

HON Bermejo 138 3037 BER B507 HON Circunvalación 138 3052 CIR B537 HON Calpules 138 3160 CAL 138

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conectan el nodo de control CHM B539 (3049) a la RTR básica

HON San Pedro Sula Sur 138 3203 SPS B558 HON Santa Marta 138 3108 SMT B534

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conectan el nodo de control LPT B503 (3078) a la RTR básica



Tabla 5.17. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.




Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


HON Pavana 3034 PAV B620 Agua Caliente

3301 AGC B624 230 1

Ruta eléctrica más corta para unir PAV B620 (3334) con el nodo de la RTR básica AGC B624(3301)

HON Agua

Caliente 3301 AGC B624 LUFUSSA 3355 LUT B622 230 1

HON Agua

Caliente 3301 AGC B624 LUFUSSA 3355 LUT B622 230 2

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir LUT B620 (3355) con el nodo de la RTR básica AGC B624(3301)

HON Cajón 3032 CJN B601 Progreso 3095 PGR B603 230 1

HON Cajón 3032 CJN B601 Progreso 3095 PGR B603 230 2

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir PGR B603 (3095) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON Cañaveral 3029 CRL B501 Río Lindo 3098 RLN B521 138 1

HON Progreso 3038 PGR B509 Río Lindo 3098 RLN B521 138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir CRL B501 (3029) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON Bermejo 3037 BER B507 Choloma 3049 CHM B539 138 1

HON Bermejo 3037 BER B507 Choloma 3049 CHM B539 138 2

HON Bermejo 3037 BER B507 Circunva-

lación 3052 CIR B537 138 1

HON Circunva-lación

3052 CIR B537 Calpules 3160 CAL 138 138 1

HON Progreso 3038 PGR B509 Calpules 3160 CAL 138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir CHM B539 (3049) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)






Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


HON

Choloma 3049 CHM B539 Masca 3082 MAS B544 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir MAS B544 (3082) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON

Masca 3082 MAS B544 Térmica Sulzer

3122 TSZ B526 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir TSZ B526 (3122) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON

Choloma 3049 CHM B539 Agua Prieta

3204 AGP B556 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir CHM B539 (3049) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON La Puerta 3078 LPT B503 San Pedro

Sula Sur 3203 SPS B558 138 1

HON La Puerta 3078 LPT B503 San Pedro

Sula Sur 3203 SPS B558 138 2

HON Santa Marta

3108 SMT B534 San Pedro Sula Sur

3203 SPS B558 138 1

HON Progreso 3038 PGR B509 Santa

Marta 3108 SMT B534 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir LPT B503 (3078) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

HON Pavana 3034 PAV B620 Prados 3310 PRD B618 230 1

HON Toncontín 3155 TON B610 Agua

Caliente 3301 AGC B624 230 1

HON Toncontín 3155 TON B610 Agua

Caliente 3301 AGC B624 230 2

Ruta eléctrica más corta para que la RTR preliminar sea continua



Tabla 5.18. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

Transformador de dos devanados Nodo desde Nodo hacia País

Subestación No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

HON Progreso 3038 PGR B509 3095 PGR B603 230/138 PGRT603

HON Progreso 3038 PGR B509 3095 PGR B603 230/138 PGRT604

Elemento de la ruta eléctrica más corta para unir PGR B509 (3038) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)

Tabla 5.19. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

NIC Los Brasiles 230 4401 LBS-230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LBS-138 (4315) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Masaya 230 4404 MSY-230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MSY-138 (4319) con el nodo de la RTR básica AMY-230 (4750)

NIC Oriental 138 4323 ORT-138 NIC Altamira 138 4302 ALT-138 NIC Las Colinas 138 4343 LCN-138 NIC Ticuantepe 138 4340 TCP-138

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TPT-138 (4336) con el nodo de la RTR básica TPT-230 (4406)

NIC Punta Huete 138 4327 PTH-138 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PSB-138 (4329) con el nodo de la RTR básica TPT-230 (4406)



Tabla 5.20. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Línea de Transmisión Nodo desde Nodo hacia País


Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 Ticuantepe 4406 TCP-230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control LBS-138 (4315) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC Acahualinca 4300 ACH-138 Los Brasiles 4315 LBS-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ACH-138 (4300) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC Planta

Managua 4317 MGA-138 Achualinca 4300 ACH-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MGA-138 (4317) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC El Viejo 4312 EVJ-138 León I 4316 LNI-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control EVJ-138 (4312) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)

NIC San Jacinto

Power 4334 SJP-138T León I 4316 LNI-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SJP-138 (4334) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)

NIC Masaya 4404 MSY-230 Ticuantepe 4406 TCP-230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MSY-138 (4404) a nodo de RTR básica TCP-230





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


(4406)

NIC Nagarote 4342 NAG-138 Los Brasiles 4315 LBS-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control NAG-138 (4342) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC Planta

Nicaragua 4405 PNI-230 Planta Sandino 4402 PSN-230 230 1

NIC Planta

Nicaragua 4405 PNI-230 Planta Sandino 4402 PSN-230 230 2

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PNI-230 (4405) a nodo de RTR básica PSN-230 (4402)

NIC Planta Santa

Bárbara 4329 PSB-138 Punta Huete 4327 PHT-138 138 1

NIC Punta Huete 4327 PHT-138 Planta

Managua 4317 MGA-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PSB-138 (4329) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC Sébaco 4331 SEB-138 Planta Santa

Bárbara 4329 PSB-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SEB-138 (4331) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

NIC Tipitapa 4336 TPT-138 Oriental 4323 ORT-138 138 1

NIC Altamira 4302 ALT-138 Oriental 4323 ORT-138 138 1

NIC Altamira 4302 ALT-138 Las Colinas 4343 LCN-138 138 1 NIC Las Colinas 4343 LCN-138 Ticuantepe 4340 TCP-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TPT-138 (4336) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)


NIC Masaya 4404 MSY-230 Amayo 4750 AMY-230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

NIC Planta Sandino 4402 PSN-230 León I 4403 LNI-230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

Tabla 5.21. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

4404 MSY-230 4319 MSY-138 4916 MSY-AT1 230/138/13.8

MSY-AT1

NIC Masaya

4404 MSY-230 4319 MSY-138 4918 MSY-AT2 230/138/13.8

MSY-AT2

Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de MSY-138 (4319) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

4406 TCP-230 4340 TCP-138 4920 TCP-AT1 230/138/13.8

TCP-AT1

NIC Ticuantepe 4406 TCP-230 4340 TCP-138 4920 TCP-AT2

230/138/13.8

TCP-AT2

Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de MSY-138 (4319) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)






No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


4401 LBS-230 4315 LBS-138 4908 LBS-AT1 230/138/13.8

LBS-AT1 NIC Los Brasiles

4401 LBS-230 4315 LBS-138 4910 LBS-AT2 230/138/13.8

LBS-AT2

Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de LBS-138 (4315) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)

4403 LNI-230 4316 LNI-138 4902 LNI-AT1 230/138/13.8

LNI-AT1

NIC León I

4403 LNI-230 4316 LNI-138 4904 LNI-AT2 230/138/13.8

LNI-AT2

Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de LNI-138 (4316) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)

Tabla 5.22. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

CRI Liberia 230 50002 LIB230B9 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MOG230 (50300) a la RTR básica

53150 SMI230A CRI San Miguel 230

53152 SMI230B Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAR230A y CAR230B (50950, 50952) a la RTR básica

CRI 53050 LIN230A

CRI Lindora 230

53052 LIN230B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta los nodos de control CAJ230A y CAJ230B (5300, 53002), CAR230A y CAR230B (50950, 50952) a la RTR básica

CRI 58300 MOI230A CRI

Moín 230 58302 MOI230B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MOI138A y MOI138B (58304, 58306) a la RTR básica

9 El nodo Liberia de Costa Rica que en la Base de Datos del PSS/E se modela por medio de dos buses (#Bus 50000 y 50002 respectivamente), se ha considerado para el

conteo de elementos de la RTR como un solo nodo.



Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

CRI 53154 SMI138A CRI

San Miguel 138 53156 SMI138B

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAC138A y CAC138B (58004, 58006) a la RTR básica

CRI Siquirres 138 58254 SIQ138 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TRA138 (58134) a la RTR básica

CRI San Isidro 230 56000 SIS230 CRI Río Macho 230 53850 RMA230

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua

Tabla 5.23. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


CRI Corobicí 50102 COR230B Cañas 50052 CAS230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control COR230A y COR230B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Arenal 50200 ARE230A Corobicí 50100 COR230A 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ARE230A y ARE230B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Miravalle 50252 MIR230B MOG 50300 MOG230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MIR230A a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI MOG 50300 MOG230 Liberia 50002 LIB230B 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MOG230 (50300) a nodo de RTR







No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


básica LIB230A (50000)

CRI Barranca 50350 BAR230 Garabito 50900 GAB230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control BAR230 (50350) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Garabito 50900 GAB230 Cañas 50052 CAS230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control GAB230 (50900) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Ciudad Quezada

50650 CQU230 Peñas Blancas 50800 PBL230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CQU230 (50650) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Peñas Blancas 50800 PBL230 Arenal 50202 ARE230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PBL230 (50800) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Toro 50700 TOR230 Ciudad Quezada

50650 CQU230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TOR230 (50700) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Cariblanco 50950 CAR230A San Miguel 53150 SMI230A 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAR230A (50950) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI San Miguel 53152 SMI230B Lindora 53050 LIN230A 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SMI230B (53152) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI San Miguel 53150 SMI230A Lindora 53052 LIN230B 230 2 Tramo de la ruta eléctrica más







No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


corta para unir el nodo de control SMI230A (53150) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI La Caja 53000 CAJ230A Lindora 53050 LIN230A 230 1

CRI La Caja 53002 CAJ230B Lindora 53052 LIN230B 230 2

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAJ230A (53000) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Lindora 53052 LIN230B Barranca 50350 BAR230 230 2

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control LIN230B (53052) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Moín 58300 MOI230A Cahuita 58350 CAH230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MOI138A y MOI138B a nodo de RTR básica CAH30 (58350)

CRI Pirris 54250 PIR230 Parrita 54000 PAR230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PIR230 (54250) a nodo de RTR básica PAR30 (54000)

CRI San Isidro 56000 SIS230 Palmar Norte 56100 PNO230A 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SIS230 (56000) a nodo de RTR básica PNO230A (56100)

CRI San Miguel 53156 SMI138B Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAC138A y CAC138B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Alajuelita 53454 ALA138 La Caja 53006 CAJ138B 138 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ALA138 (53454) a nodo de RTR







No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


básica CAS230B (50052)

CRI San Miguel 53154 SMI138A Colima 53654 COL138 138 1

CRI San Miguel 53156 SMI138B Colima 53654 COL138 138 2

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control COL138 (53654) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Río Macho 53854 RMA138 Cachí 58004 CAC138A 138 3

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control RMA138 (53854) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Angostura 58106 ANG138B Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ANG138B (58106) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Turrialba 58054 TUR138 Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TUR138 (58054) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Moín 28302 MOI230B Río Macho 53850 RMA230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

CRI Siquirres 58254 SIQ138 Moín 58304 MOI138A 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SIQ138 (58254) a nodo de RTR básica CAH230B (58350)

CRI Río Macho 53850 RMA230 San Isidro 56000 SIS230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

CRI Trapiche 58154 TRA138 Siquirres 58254 SIQ138 138 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua



Tabla 5.24. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País


Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


53000 CAJ230A 53004 CAJ138A 53030 CAJAT1T 230/138/ 13.8

11-77

53000 CAJ230A 53004 CAJ138A 53030 CAJAT2T 230/138/ 13.8

6-1/7-1/8-1

53002 CAJ230B 53006 CAJ138B 53032 CAJAT3T 230/138/ 13.8

12- 81

CRI La Caja

53002 CAJ230B 53006 CAJ138B 53033 CAJAT4T 230/138/ 13.8

10- 77

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control CAJ138A y CAJ138B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

53150 SMI230A 53154 SMI138A 53180 SMIAT1T 230/138/ 13.8

10- 91

53150 SMI230A 53154 SMI138A 53181 SMIAT2T 230/138/ 13.8

12- 77

CRI San Miguel

53152 SMI230B 53156 SMI138B 53182 SMIAT3T 230/138/ 13.8

17/18/19-97

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control SAB138 (53704) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)

CRI Moín 58300 MOI230A 58305 MOI138B 58330 MOIAT1T 230/138/ 13.8

05- 03

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control SIQ138 (58304) a nodo de RTR básica CAH230 (58350)

53850 RMA230 53854 RMA138 53880 RMAAT1T 230/138/ 13.8

14/15/ 16-97

CRI Río Macho 53854 RMA138 53850 RMA230 53881 RMAAT2T 230/138/

13.8 20- 83

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua desde el nodo PAR230 (54000) al nodo RMA138 (53854)



Tabla 5.25. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Observaciones

PAN Llano Sánchez 230 6008 LSA230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PANII230 (6003) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

PAN Las Guías 230 6240 LGU230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PAN115 (6002) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

PAN Panamá 230 6001 PAN230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CHO230 (6005) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

PAN Cáceres 115 6018 CAC115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MIR115 (6123) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

PAN Santa Rita 115 6173 STR115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LM1115 (6059) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)

Tabla 5.26. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar Nodo desde Nodo hacia País


Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id Comentario

PAN Llano

Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 14

PAN Llano

Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 15

PAN Llano

Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 5A

PAN Llano

Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 6A

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control LSA230 (6008) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)






No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Veladero 6182 VEL230 230 5B

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Veladero 6182 VEL230 230 6B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control MDN230 (6011) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Guasquitas 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 16

PAN Guasquitas 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 17

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control GUA230 (6179) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Panamá II 6003 PANII230 Llano Sánchez

6008 LSA230 230 12

PAN Panamá II 6003 PANII230 Llano Sánchez

6008 LSA230 230 13

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control PANII230 (6003) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Llano

Sánchez 6008 LSA230 La Guías 6240 LGU 230 230 4C

PAN Chorrera 6005 CHO230 Llano Sánchez

6008 LSA230 230 3B

PAN Chorrera 6005 CHO230 Las Guías 6240 LGU 230 230 4B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CHO230 (6005) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Fortuna 6096 FOR230 Guasquitas 6179 GUA230 230 18

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control FOR230 (6096) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 3A

PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 4A

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control PAN115 (6002) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Las Minas 1 6059 LM1115 Santa Rita 6173 STR115 115 2B Tramos de la ruta eléctrica






No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


PAN Cáceres 6018 CAC11 Santa Rita 6173 STR115 115 &1 PAN Cáceres 6018 CAC115 Santa Rita 6173 STR115 115 &2 PAN Panamá 6002 PAN115 Cáceres 6018 CAC115 115 12 PAN Panamá 6002 PAN115 Cáceres 6018 CAC115 115 37

más corta para llegar del nodo de control LM1115 (6059) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN La Minas 2 6060 LM2115 Cativa 6270 CAT 115 115 0B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control LM2115 (6060) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Las Minas 2 6060 LM2115 Cemento Panamá 6170 CPA115 115 4B

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CPA115 (6170) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Las Minas 1 6059 LM1115 Cativa 6270 CAT 115 115 0A

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CAT 115 (6270) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN La Minas 1 6059 LM1115 Termocolón 6290 TCOL 115 115 1C

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control TCOL 115 (6290) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)

PAN Mata de Nance 6011 MDN230 Progreso 6014 PRO230 230 9

Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

PAN Fortuna 6096 FOR230 Changuinola 6260 CHA 230 230 20 Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua



Tabla 5.27. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País


Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8

T1

6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8

T2 PAN Panamá

6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8

T3

Elementos de la ruta eléctrica más corta para llegar de PAN115 (6002) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)



5.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar Para el año 2010 se consideraron simulaciones con el software SDDP para 60 escenarios (5 bloques de carga en cada mes del año 2010) de los sistemas operando fuera del MER en forma aislada y luego en forma coordinada en el MER. Se comparan los flujos en los elementos de transmisión en las dos situaciones y se decide añadir a la RTR de dicho elemento si se cumple con los siguientes criterios:

a) El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos 5.1 al 5.3

b) El cambio en el flujo en el elemento en relación al comercio MER es mayor que un umbral U= 15%.

c) La condición "b" ocurre por lo menos en n=13 escenarios del total de los 60 analizados. Es decir, la relación n/60 (probabilidad del evento) es mayor que el valor P=20%.

Los parámetros de simulación utilizados en el SDDP son los siguientes: Definición del Estudio. Parámetros. Modelo ARP Etapa Inicial 01/2010 Estocástico Etapa Inicial 01/2010 Todas las series Forward 5 Bloques de demanda Numero de series Forward: 50 2 Años adicionales Numero de series Backward: 40 Etapa Mensual, Desviación Estandar: 2 Configuración dinámica 15 Iteraciones Cronograma de mantenimiento Año inicial de Hidrología 2009 Con red de transmisión

Flujo DC sin pérdidas Los valores anteriores corresponden a los valores aprobados por el GTPO en la reunión sostenida durante los días 8, 9 10 de julio de 2009, en la cual se realizaron las simulaciones necesarias para dar cumplimiento al paso cuatro de la metodología de identificación de la RTR para el segundo semestre 2009 y la RTR correspondiente al año 2010. A continuación se listan los elementos de transmisión que complementan la RTR, resultantes de las simulaciones.



Tabla 5.28. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA ENRON 230 1105 ENR-230 GUA Arizona 230 1121 ARI-230

Tabla 5.29. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.

Línea de Transmisión de la RTR complementaria Nodo desde Nodo hacia País



No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

GUA Alborada 1102 ALB-230 ENRON 1105 ENR-230 230 1 GUA San Joaquín 1120 SJQ-230 Arizona 1121 ARI-230 230 1

GUA Guatemala

Sur 1109 GSU-231 Guatemala

Norte 1108 GNO-231 230 1

Tabla 5.30. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

SAL Nuevo Cuscatlán

115 27421 NCUS-115

SAL Opico 115 27381 OPIC-115

SAL Ateos 115 27441 ATEO-115

SAL Santo Tomás 115 27461 STOM-115

SAL San Martín 115 27431 SMAR-115



Tabla 5.31. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

SAL Nuevo

Cuscatlán 27421 NCUS-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1

SAL Santa Ana 27351 SANA-115 Opico 27381 OPIC-115 115 1 SAL Sonsonate 27411 SONS-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1 SAL Opico 27381 OPIC-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1 SAL Ateos 27441 ATEO-115 Talnique 27481 TALN-115 115 1

SAL Nuevo

Cuscatlán 27421 NCUS-115 Santo Tomás 27461 STOM-115 115 1

SAL Nejapa 27371 NEJA-115 Opico 27381 OPIC-115 115 1

SAL San Martín 27431 SMAR-115 Santo Tomás 27461 STOM-115 115 1

SAL Ahuachapán 28161 AHUA-230 Nejapa 28371 NEJA-230 230 2

SAL 15 de

Septiembre 28181 15SE-230 Nejapa 28371 NEJA-230 230 2

Tabla 5.32. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON LUFUSSA 230 3080 LUV B621 HON Suyapa 230 3033 SUY B612 HON Cerro Grande 230 3175 CEG PRO1 HON Comayagua 138 3060 CYG B536 HON Villa Nueva 138 3123 VNU B520 HON Santa Fe 138 3101 SFE B505 HON Piedras Azules 138 3091 PAZ B525 HON Siguatepeque 138 3103 SGT 138 HON Caracol 138 3180 CAR B540



Tabla 5.33. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

HON Cajón 3032 CJN B601 Suyapa 3033 SUY B612 230 1 HON Pavana 3034 PAV B620 LUFUSSA 3080 LUV B621 230 1 HON Suyapa 3033 SUY B612 Pavana 3034 PAV B620 230 1 HON Comayagua 3060 CYG B536 Piedras Azules 3091 PAZ B525 138 1 HON San Pedro

Sula Sur 3203 SPS B558 Agua Prieta

3204 AGP B556 138

1 HON San Pedro

Sula Sur 3203 SPS B558 Agua Prieta

3204 AGP B556 138

2 HON Villa Nueva 3123 VNU B520 Caracol 3180 CAR B540 138 1 HON Río Lindo 3098 RLN B521 Caracol 3180 CAR B540 138 1 HON Suyapa 3033 SUY B612 Cerro Grande 3175

CEG PRO1

230 1

HON Toncontín 3155 TON B610 Cerro Grande 3175 CEG PRO1

230 1

HON Piedras Azules 3091 PAZ B525

Siguatepeque 3103 SGT 138

138

1 HON Comayagua 3060 CYG B536 Santa Fe 3101 SFE B505 138 1 HON Cañaveral 3029 CRL B501 Siguatepeque 3103 SGT 138 138 1

Tabla 5.34. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Línea de Transmisión de la RTR complementaria




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

NIC Planta Sandino

4402 PSN-230 Masaya 4404 MSY-230 230 1

NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 Planta Sandino 4402 PSN-230 230 1 NIC Masaya 4319 MSY-138 Tipitapa 4336 TPT-138 138 1



Tabla 5.35. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

CRI Sandillal 230 50103 SAD230 CRI General 230 54500 GEN230 CRI Leesville 230 58200 LEE230 CRI Leesville 138 58204 LEE138 CRI La Joya 138 54154 JOY138 CRI Garita 138 53204 GAR138 CRI El Coco 138 53304 COC138 CRI Tarbaca 230 53900 TAR230A CRI Cóncavas 138 53754 COV138 CRI Este 138 53554 EST138 CRI Sabanilla 138 53704 SAB138 CRI 53354 ESC138A CRI

Escazú 138 53356 ESC138B

CRI Desamparados 138 53404 DES138 CRI Palmar Norte10 230 56102 PNO230B

Tabla 5.36. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

CRI Corobicí 50102 COR230B Sandillal 50103 SAD230 230 1 CRI Arenal 50202 ARE230B Miravalle 50250 MIR230A 230 1 CRI General 54500 GEN230 Leesville 58200 LEE230 230 1 CRI Río Claro 56052 RCL230B Palmar Norte 56102 PNO230B 230 1 CRI Tarbaca 53900 TAR230A Parrita 54000 PAR230 230 1 CRI Toro 50700 TOR230 Cariblanco 50952 CAR230B 230 1 CRI Garabito 50900 GAB230 La Caja 53000 CAJ230A 230 1 CRI Lindora 53050 LIN230A Tarbaca 53900 TAR230A 230 1 CRI Trapiche 58154 TRA138 Leesville 58204 LEE138 138 1 CRI La Joya 54154 JOY138 Cachí 58006 CAC138B 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Garita 53204 GAR138 138 1 CRI Garita 53204 GAR138 El Coco 53304 COC138 138 1 CRI Cóncavas 53754 COV138 Angostura 58104 ANG138A 138 1

10

El nodo Palmar Norte de Costa Rica que en la Base de Datos del PSS/E se modela por medio de dos buses

(#Bus 56102 y 56100 respectivamente), se ha considerado para el conteo de elementos de la RTR como un

solo nodo.





Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

CRI La Caja 53005 CAJ138B El Coco 53304 COC138 138 1 CRI Este 53554 EST138 Cóncavas 53754 COV138 138 1 CRI Alajuelita 53454 ALA138 Este 53554 EST138 138 1 CRI Angostura 58106 ANG138B Trapiche 58154 TRA138 138 1 CRI Turrialba 58054 TUR138 Angostura 58106 ANG138B 138 1 CRI Sabanilla 53704 SAB138 Cachí 58004 CAC138A 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Colima 53654 COL138 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Escazú 53356 ESC138B 138 1 CRI Escazú 53354 ESC138A Desamparados 53404 DES138 138 1 CRI Desamparados 53404 DES138 Este 53554 EST138 138 1 CRI Cóncavas 53754 COV138 Río Macho 53854 RMA138 138 1 CRI Este 53554 EST138 Río Macho 53854 RMA138 138 1

Tabla 5.37. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

CRI Lesville 58200 LEE230 58204 LEE138 58230 LEEAT1T 230/138/ 13.8

AT1

Tabla 5.38. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

PAN Bayano 230 6100 BAY230 PAN Pacora 230 6171 PAC230 PAN Estí 230 6178 EST230 PAN COPESA 230 6103 COP23O



Tabla 5.39. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.




No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

PAN Bayano 6100 BAY230 Pacora 6171 PAC230 230 1A

PAN Estí 6178 EST230 Guasquitas 6179 GUA230 230 19 PAN Panamá II 6003 PANII230 Pacora 6171 PAC230 230 1B PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá II 6003 PANII230 230 1C PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá II 6003 PANII230 230 2B PAN Panamá II 6003 PANII230 COPESA 6103 COP23O 230 2A PAN Bayano 6100 BAY230 COPESA 6103 COP23O 230 2A

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Fortuna 6096 FOR230 230 7

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Fortuna 6096 FOR230 230 8



5.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM La metodología para el quinto paso establece: “El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrán añadir elementos a los ya identificados en los pasos uno a cuatro cuando estos se muestren necesarios para soportar los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño”. Con base en lo anterior, el EOR, en coordinación con el Grupo Técnico de Seguridad Operativa (GTSO) realizó simulaciones con el software PSS/E, necesarias para dar cumplimiento al paso cinco de la metodología de identificación de la RTR para el segundo semestre 2009 y la RTR correspondiente al año 2010. Los criterios utilizados fueron los siguientes: Se realizaran las simulaciones para los escenarios de demanda máxima de verano del año 2010. Los tramos y subestaciones pertenecientes a la Línea SIEPAC fueron considerados en la red simulada para el año 2010, en base al cronograma de puesta en servicio, informados por la Empresa Propietaria de la Red (EPR). Se utilizó como nodo oscilante el generador del equivalente del sistema eléctrico de México, ya que de allí se obtiene la mayor respuesta eléctrica ante contingencias. Se simularon contingencias simples (N-1) a las redes de transmisión de cada área de control, desde 69 kV hasta 400 kV. Tal como se establece en el RMER, los límites de seguridad operativa que se vigilaron a través de las simulaciones fueron:

• Limites de voltaje +/- 10 del voltaje nominal.

• Limites de sobre carga – No debe superar el límite térmico continuo, establecido como Rate A en la base de datos del PPS/E. El cual ha sido reportado como el límite operativo de cada elemento en la base de datos.



Si el elemento en que se aplicó la contingencia causó que se sobrepase los criterios establecidos de voltaje y sobrecarga en otros elementos del SER, se consideró como perteneciente a la RTR. No obstante lo anterior se consideró las siguientes excepciones para el análisis: i. Los elementos que presentan problemas de voltaje y sobre-carga

en el caso base (sin contingencias), y que se han identificado como problemas locales que se deben resolver en el área de control. Ejemplos barras de 13.8 kV de distribución, líneas radiales.

ii. Los elementos que no tienen influencia sobre la operación de la

red troncal y que están asociados a problemas locales, no serán considerados como parte de la RTR.

iii. Magnitudes de sobrecarga menores al 10% respecto del límite

térmico continuo. A continuación se listan los elementos de transmisión que se adicionan a la RTR para el año 2010, resultantes de las simulaciones. Tabla 5.40. Nodos que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa.

Nodo País

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Suyapa 138 3030 SUY B515 Tabla 5.41. Transformadores de dos devanados que se adicionan a la RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa

Transformador de dos devanados

Nodo desde Nodo hacia País Subestación No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV)

Id

HON Suyapa 3030 SUY B515 3033 SUY B612 230/138 1



Tabla 5.42. Transformadores de tres devanados que se adicionan a la RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa

Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2)

País Subestación No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Voltaje (kV) Id

HON Suyapa 3033 SUY B612

3030 SUY B515

3131 SUY R212

230/ 138/13.

8 1

HON Suyapa 3033 SUY B612 3030

SUY B515 3132

SUY R213

230/138/13.8 2



ANEXO I. Líneas de transmisión modeladas con impedancia cero contenidas en la base de datos PSS/E.

BDD 2010 Nodo

País No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Id

GUA 1152 GNO-691 1153 GNO-692 1 GUA 1154 GSU-691 1156 GSU-692 1 GUA 1204 CEN-69 12027 CEN-692 1 GUA 1444 TIC-231 1448 TIC-232 1

CRI 50054 CAS138A 50056 CAS138B 1 CRI 53204 GAR138A 53206 GAR138B 1 CRI 53354 ESC138A 53356 ESC138B 1 CRI 50000 LIB230A 50002 LIB230B 1 CRI 50050 CAS230A 50052 CAS230B 1 CRI 50100 COR230A 50102 COR230B 1 CRI 50200 ARE230A 50202 ARE230B 1 CRI 50250 MIR230A 50252 MIR230B 1 CRI 50950 CAR230A 50952 CAR230B 1 CRI 53050 LIN230A 53052 LIN230B 1 CRI 53100 BEL230A 53102 BEL230B 1 CRI 53150 SMI230A 53152 SMI230B 1 CRI 53154 SMI138A 53156 SMI138B 1 CRI 53900 TAR230A 53902 TAR230B 1 CRI 56050 RCL230A 56052 RCL230B 1 CRI 56100 PNO230A 56102 PNO230B 1 CRI 58004 CAC138A 58006 CAC138B 1 CRI 58104 ANG138A 58106 ANG138B 1 CRI 58300 MOI230A 58302 MOI230B 1 CRI 58304 MOI138A 58305 MOI138B 1 CRI 58305 MOI138B 58306 MOI138C 1 CRI 53000 CAJ230A 53002 CAJ230B 1

REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL

AÑO 2010

RTR DE GUATEMALA - AÑO 2010

Jenny

Text Box

58

RTR DE EL SALVADOR - AÑO 2010

Jenny

Text Box

59

RTR DE HONDURAS - AÑO 2010RTR Básica

Nodo de Control

RTR Preliminar

No pertenece a la RTR

RTR Complementaria

RTR por seguridad operativa

Agua Caliente - Frontera

Progreso 138 kV

Progreso 230 kV

Bermejo 138 kV

Choloma 138 kV

Circunvalación 138 kV

Térmica Sulzer 138 kV

La Puerta 138 kV

Río Lindo 138 kV

Santa Marta 138 kV

Villa Nueva 138 kV

Agua Prieta 138 kV

San Pedro Sula Sur 138

KV

Masca -138KV

Calpules 138 kV

Caracol 138 kV

Agua Caliente 230kV

Agua Caliente - Frontera

El Salvador 230 kV

Prados 230kV

Prados - Frontera Nicaragua

230 kV

Cajón 230 kV

Suyapa 230 kV

Pavana 230

kV

Toncontín 230 kV

Cañaveral 138 kV

Comayagua 138 kV

Piedras Azules 138 kV

Santa Fe 138 kV

Siguatepeque 138 kV

Lufussa 230 kV

San Buenaventura

230 kV

Agua Caliente - 15 Septiembre

Línea SIEPAC 230 kVAgua Caliente - Sandino

Línea SIEPAC 230 kV

Cerro Grande 230

kV

San Buenaventura - Panaluya

230 kV

Línea SIEPAC

Lufussa (B621)

230 kV

Suyapa 138 kV

Jenny

Text Box

60

RTR DE NICARAGUA - AÑO 2010

Jenny

Text Box

61

RTR DE COSTA RICA - AÑO 2010

Jenny

Text Box

62

RTR DE PANAMA - AÑO 2010

Jenny

Text Box

63

identificacion de la red de transmisiÓn … · rtr, el eor realizó la consulta a la crie sobre la...

Documents