plan expansion 2009-2023 upme

REPÚBLICA DE COLOMBIA

MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA

UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA

U P M E U P M E U P M E U P M E

UUNIDAD DE NIDAD DE PPLANEACIÓN LANEACIÓN

MMINERO INERO EENERGÉTICANERGÉTICA






PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIAGENERACIÓN – TRANSMISIÓN

2009 – 20232009 – 2023

Versión Preliminar

CONGRESO MEMCNO – CAC

Octubre 30 de 2008




�PROYECCIONES DE DEMANDA

�PLAN DE EXPANSIÓN EN GENERACIÓN

�PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN

CONTENIDO

�PLAN DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓNDiagnósticoVisión de LPAnálisis de CP y MPAnálisis STN




PROYECCIONES DE DEMANDA

AñoCrecimiento Año

Demanda en MW Crecimiento

Esc. Bajo Esc. Medio Esc. Alto Esc. Alto Esc. Alto Esc. Alto

2007 2007 9,220 5.23%2008 9,114 9,264 9,413 3.5% 2008 9,715 5.37%

PROYECCIONES UPME MARZO 2007

Demanda en MW

PROYECCIONES UPME JUNIO 2008

Demanda Real 2007: AltaExpectativas 2007: Altas

Proyecciones de marzo de 2008 menor a proyecciones de marzo de 2007

2008 9,114 9,264 9,413 3.5% 2008 9,715 5.37%2009 9,299 9,536 9,773 3.8% 2009 10,147 4.45%2010 9,715 9,932 10,201 4.4% 2010 10,627 4.73%2011 10,047 10,329 10,693 4.8% 2011 11,145 4.87%2012 10,363 10,737 11,197 4.7% 2012 11,687 4.86%2013 10,694 11,151 11,711 4.6% 2013 12,252 4.84%2014 11,042 11,579 12,250 4.6% 2014 12,837 4.78%2015 11,387 12,023 12,822 4.7% 2015 13,434 4.65%2016 11,729 12,483 13,422 4.7% 2016 14,069 4.73%2017 12,080 12,951 14,049 4.7% 2017 14,731 4.71%2018 12,433 13,447 14,697 4.6% 2018 15,439 4.81%2019 12,804 13,971 15,406 4.8% 2019 16,205 4.96%2020 13,206 14,451 15,982 3.7% 2020 16,834 3.88%2021 13,544 14,946 16,578 3.7% 2021 17,392 3.32%2022 13,889 15,496 17,280 4.2% 2022 18,033 3.69%2023 14,276 15,975 17,911 3.7% 2023

Demanda Real 2008: BajaExpectativas 2008: A labaja a partir de medio año




PLAN DE EXPANSIÓN EN

GENERACIÓN




EXPANSIÓN EN GENERACIÓN SUPUESTOS

• Demanda de energía y potencia julio de 2008, escenario alto.• Hidrologías de enero de 1938 a mayo de 2008.• Índices de indisponibilidad según base de información de XM.• Proyectos asignados en el cargo por confiabilidad, base de datos deXM GPPS.

• Fecha de entrada en operación de los diferentes proyectos, deacuerdo a la suministrada por los diferentes promotores.

• Interconexión a Ecuador desde Colombia a 250 MW hasta agosto de2009, a partir de dicha fecha 500 MW.

• Interconexión a Centro América a 300 MW a partir de enero de 2013.• Proyectos de expansión Colombia, Ecuador y Centro América.• Proyección de precios de gas natural, carbón mineral, fuel oil número2 y 6, y jet fuel de julio de 2008.




EXPANSIÓN EN GENERACIÓNESCENARIOS ANALIZADOS

1. Expansión conservando la tendencia de participación de la canastaenergética presentada en los resultados de cargo por confiabilidad eincluye los cierres de ciclo de las térmicas a gas.incluye los cierres de ciclo de las térmicas a gas.

2. Se analiza un aumento de la capacidad de interconexión haciaCentroamérica a partir del año 2015.

3. Se analiza una mayor participación de recursos renovables a partirde energía eólica, proyectos de cogeneración y plantas hidráulicasmenores a 20 MW.




COMPORTAMIENTO DEL SISTEMA INCLUYENDO SOLO LOS PROYECTOS DEL CARGO POR CONFIABILIDAD

100

110

120

ETAPA No. CASOS VEREC VERE01/2015 1 6.16% 0.06%02/2015 2 2.71% 0.05%03/2015 1 2.99% 0.03%03/2016 1 2.84% 0.03%04/2016 1 0.01% 0.00%11/2016 1 5.18% 0.05%

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

En

e-0

9

Ju

l-0

9

En

e-1

0

Ju

l-1

0

En

e-1

1

Ju

l-1

1

En

e-1

2

Ju

l-1

2

En

e-1

3

Ju

l-1

3

En

e-1

4

Ju

l-1

4

En

e-1

5

Ju

l-1

5

En

e-1

6

Ju

l-1

6

En

e-1

7

Ju

l-1

7

US

$/M

Wh

11/2016 1 5.18% 0.05%12/2016 2 10.69% 0.21%01/2017 2 6.18% 0.12%02/2017 8 2.95% 0.24%03/2017 6 3.07% 0.18%04/2017 3 0.40% 0.01%05/2017 5 0.03% 0.00%09/2017 1 6.17% 0.06%




EXPANSIÓN DE GENERACIÓN AL 2023

FUEL OIL305 MW

HIDRO 7365.5 MW

GAS 2884.6 MW CARBÓN

2820.5 MW

HIDRO70.4 MW

COGEN 25 MW

EÓLICOS 20 MWMENORES

115.4 MW

Capacidad de proyectos registrados: 13,490 MW




EXPANSIÓN EN GENERACIÓN AL 2023ALTERNATIVA ESCENARIO 1

CAPACIDAD EN MW

AÑO HIDRO GAS CARBÓN COGEN COMB. LIQ2009 19.8 402010 262 1602011 717.2

4000

20112012 717.2 150 2102013 1,22020142015 4002016 3002017 1,200 249 4502018 3002019 6502020 1,600 30020212022 1502023

SUBTOTAL 6,069 709 1,350 40 210TOTAL 8,378

717.2




COMPOSICIÓN DE GENERACIÓNCON ALTERNATIVA ESCENARIO 1

2008

Menores588 MW

4%

Duales770 MW

6%

Gas2594 MW

19%

2018Menores648 MW

3%

Gas3303 MW

17%

Duales980 MW

5%

19%

Carbón966 MW

7%

Hidro8525 MW

64%

Hidro12324 MW

65%Carbón

1866 MW 10%

17%

2023Duales980 MW

4%

Gas3303 MW

15%

Carbón2316 MW

11%

Hidro14574 MW

67%

Menores648 MW 3%

CAPACIDADINSTALADA

MW2008 13.443 2018 19.121 2023 21.821




EXPANSI,ON EN GENERACIÓN AL 2023INDICES DE CONFIABILIDAD Y COSTO MARGINAL

AÑOCASOS CON

DÉFICITVEREC % VERE %

2014 1 2.99 0.032015 3 1.57 0.052016 2 2.13 0.042017 3 2.2 0.072019 1 0.61 0.012023 1 2.99 0.03 100

110

100

110

2023 1 2.99 0.03

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Ene-0

9

Jul-09

Ene-1

0

Jul-10

Ene-1

1

Jul-11

Ene-1

2

Jul-12

Ene-1

3

Jul-13

Ene-1

4

Jul-14

Ene-1

5

Jul-15

Ene-1

6

Jul-16

Ene-1

7

Jul-17

Ene-1

8

Jul-18

Ene-1

9

Jul-19

Ene-2

0

Jul-20

Ene-2

1

Jul-21

Ene-2

2

Jul-22

Ene-2

3

Jul-23

US

$/M

Wh

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

Ene-0

9

Jul-09

Ene-1

0

Jul-10

Ene-1

1

Jul-11

Ene-1

2

Jul-12

Ene-1

3

Jul-13

Ene-1

4

Jul-14

Ene-1

5

Jul-15

Ene-1

6

Jul-16

Ene-1

7

Jul-17

Ene-1

8

Jul-18

Ene-1

9

Jul-19

Ene-2

0

Jul-20

Ene-2

1

Jul-21

Ene-2

2

Jul-22

Ene-2

3

Jul-23

US

$/M

Wh

Entrada de Pescadero Ituango




EXPANSIÓN EN GENERACIÓN AL 2023SENSIBILIDAD DEL COSTO MARGINAL A LA DEMANDA

80

90

100

110

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Ene-0

9

Jul-09

Ene-1

0

Jul-10

Ene-1

1

Jul-11

Ene-1

2

Jul-12

Ene-1

3

Jul-13

Ene-1

4

Jul-14

Ene-1

5

Jul-15

Ene-1

6

Jul-16

Ene-1

7

Jul-17

Ene-1

8

Jul-18

Ene-1

9

Jul-19

Ene-2

0

Jul-20

Ene-2

1

Jul-21

Ene-2

2

Jul-22

Ene-2

3

Jul-23

US

$/M

Wh

DALTA DMEDIA DBAJA




Es necesario hacer seguimiento a los resultados

de la expansión originados por las subastas del cargo por confiabilidad frente a su

PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN EN GENERACIÓN

confiabilidad frente a su coherencia con los resultados de los modelos de simulación y los índices de confiabilidad utilizados en la planeación indicativa de la expansión.




PLAN DE EXPANSIÓN EN EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN




ELABORACIÓN Y SUPUESTOS

Función Objetivo: Determinar los requerimientos del STN minimizando restricciones,pérdidas en el STN y costos de inversión, bajo criterios técnicos de calidad, seguridad yconfiabilidad.

� Horizonte: LP – 15 años, MP - 10años y CP – 5 años� Escenario Alto de Demanda. Proyecciones Jul/2008

DIAGNOSTICO

� Intercambios con Ecuador y Panamá� STN actual, proyectos definidos y en construcción� Expansión del STR reportada por los OR� Plantas que adquirieron OEF� Expansión de generación requerida en el LP� Indisponibilidad de activos STN, sin incluir eventosprogramados ni atentados� Informe Trimestral de Restricciones. CAPT No. 82 deJulio 4 de 2008� Estudios de conexión de las centrales con OEF� Factores de potencia > 0.9

CONVOCATORIAS

CORTO Y MEDIANO PLAZORECOMENDACIONES

VISIÓN DE LARGO PLAZOAÑO 2023

SEÑALES DE EXPANSIÓN

ANÁLISIS ELÉCTRICOS

EVALUACIÓN ECONÓMICA




EXPANSIÓN DEFINIDA

Transmisión Generación

PROYECTOSTIPO DE

REDDESCRIPCIÓN

Nueva subestación a 500 kV, reconfiguración de la línea San Carlos

PROYECTOS 2010-2017

MWINICIA

OPERACIÓNINICIA OEF

PORCE III 660 2010 01/12/2011AMOYA 78 2010 01/12/2011FLORES (cierre) +163 2010 01/12/2011

PORCE III 500 kV USOreconfiguración de la línea San Carlos - Cerromatoso 500 kV entrando a Porce III, 44 km a 500 kV (entrada - salida)

EL BOSQUE 220 kV USO

Nueva subestación a 220 kV, 15 km de red doble circuito a 220 kV con tramo subterraneo y conexión de transformación 220/66 kV

NUEVA ESPERANZA 500/230 kV USO

Nueva subestación a 500 kV, 40 km de red a 500 kV, obras asociadas en la red de 220 kV, transformación 500/220 kV y 500/115 kV

FLORES (cierre) +163 2010 01/12/2011CUCUANA 60 2011 01/12/2014MIEL 2 135 2011 01/12/2014TERMOCOL 208 2012 01/12/2012GECELCA 150 2012 01/12/2012AMAIME 19 2012 -EL QUIMBO 420 2013 01/12/2014SOGAMOSO 800 2013 01/12/2014PORCE IV 400 2015 01/12/2015P ITUANGO 1200 2017 01/12/2018

Inicio de operación: Reporte de lospromotores de los proyectos.




Cargabilidad de transformadores

Las áreas críticas son Bolívar,Atlántico, Boyacá, Santander y

DIAGNOSTICO STR’s

TRANSFORMADOR> 100 %

No. veces90 % - 100 %

No. vecesTERNERI - TRAFO02 1 83SABANC - ATRAF01 0 61TERNERI - TRAFO01 0 56GUACA - ATRAF01 1 33PAIPA - ATRAF02 4 21BMANGA - ATRAF01 1 19 Atlántico, Boyacá, Santander y

Valle.

Fuente XM

BMANGA - ATRAF01 1 19JUANCHI - ATRAF02 4 13JUANCHI - ATRAF01 3 13YUMBO - A TRAF02 0 13SNCARL - ATRAF03 3 8PANCEI - ATRAF03 1 7YUMBO - A TRAF03 0 7PAIPA - ATRAF01 0 5YUMBO - A TRAF01 0 5FUNDAC - ATRAF01 1 4YUMBO - A TRAF04 0 2CERROI - ATRAF03 3 1TEBSA - ATRAF02 1 1MALENA - TRAFO01 3 0




DIAGNOSTICO PROBLEMÁTICA AVANCES

BOLÍVARAlta cargabilidad en Ternera 220/66kV y líneas de 66 kV Convocartoria UPME 02 de 2008: El Bosque 220/66 kV

G-C-M Alta cargabilidad en Valledupar 220/110 kV

CERROAlta cargabilidad en Cerro 500/110 kV y líneas Urrá - Tierralta 110 kV y Urabá-Apartadó 110 kV

CHINUAlta cargabilidad en Chinú 220/110 kV Bajos voltajes en Magangue, Mompox y Montería 110kV

Estudio bajo nueva revisión por parte del OR

ATLÁNTICO

Sobrecarga en TFlores 220/110kV. Se requiere generación en 110 kV.

El OR presentó estudio que propone ampliar transformación 220/110 kV en Flores y unión de barras 110 kV

ANTIOQUIAAlta cargabilidad en Bello 220/110kV, es dependiente de la generación del STR

BOGOTÁSin T Zipa, con PAGUA, con Menores:Alta cargabilidad en Circo, Torca y Balsillas 230/115kV y Bacatá 500/115kV.

Instalación en el 2008 de 180 MVAr en Salitre

VALLESin generación térmica:Alta cargabilidad en Yumbo, Juanchito y Pance 230/115kV.

Conexión 230/115kV de 90MVA en Alto Anchicayá. Entra en operación en el 2009

SANTANDERCargabilidad al límite en Bucaramanga y Palos 230/115kV.Bajos voltajes en San Alberto y Sabana 110kV

Está pendiente la presentación del estudio por parte del OR

N. DE SANTANDER Sobrecargas ante contingencias en San Mateo o Cucuta 230/115kV.

BOYACÁAlta cargabilidad en líneas (bajos límites operativos).Ante contingencias en Paipa 230/115 kV se presenta sobrecarga.


CAUCA-NARIÑOAlta cargabilidad en Jamondino 230/115kV, cerca del 95%Tumaco 115kV < 0.9 p.u.

Ver los análisis de Corto y Mediano Plazo

C-R-Q

Sin T DoradaAlta cargabilidad de trafos de conexión al STN. Alta dependencia de la generación del STR.


T-H-C

Alta cargabilidad en Mirolindo 230/115kV, cerca del 95%Ante contingencia Mirolindo 230/115kV se requiere cerrar enlaces para atender parcialmente la demanda





EXPANSIÓN DE LOS STR

La Resolución CREG 97 de2008 establece que en casode que la UPME incluya en suPlan proyectos de expansiónPlan proyectos de expansiónde los STR que no desarrolleel OR correspondiente, podránser desarrollados a través demecanismos que permitan lalibre concurrencia.



UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICAVISIÓN DE LARGO PLAZO

2023

Supuestos:

Escenario alto de demanda

Transferencias internacionales

Expansión definida en G, T y STR’s

Expansión requerida en G a 2023(Escenario base de Generación).

Red STN adicional (al 2023):

189 km a 230 kV

1,942 km a 500 kV

9 Nuevas Subestaciones

MUS$ 1,009




OBRAS OBEDECE A:Subestaciones y enlaces para Miel II, Quimbo, Sogamoso, Porce IV e Ituango

> Conexión y adecuada evacuación de la energía de las plantas

Enlace a 500 kV entre Bogotá y Valle, con una subestación intermedia en el sur del país

> Aumentar límites y transferencias dada la condición importadora del Valle.> Elimina radialidad en extremosReduce vulnerabilidad del STR ante contingencias STN> Evacuar generación del sur

VISIÓN DE LARGO PLAZO 2023REQUERIMIENTOS STN

Punto de partida: Alternativas propuestas en los estudios de conexión.

Todos los STR presentan altos requerimientos de expansión.

> Evacuar generación del sur

Reconfiguración de Primavera – Ocaña 500 kV> Para conectar Nordeste (generación y carga)

Ampliación de transformación 500/230 kV en Primavera

> Agotamiento

Enlace a 500 kV Ituango – Medellín – Valle> Nuevo punto de inyección en Medellín> Aumentar límites y transferencias dada la condición importadora del Valle.

Enlace a 500 kV Nordeste - Bogotá> Elevados flujos por Primavera – Bacatá> Aumentar límites y transferencias

Compensaciones capacitivas en Antioquia y CRQ o Valle

> En el LP se requieren como soporte de voltaje

Nueva subestación a 230 kV en el sur y enlaces con Jamondino y Betania

> Evacuación de generación

VISIÓN LP – 2023




ANÁLISIS DE CORTO Y MEDIANO PLAZO STR’s

Se realizaron reuniones de planeamiento con CENS, CHEC, CODENSA, EBSA, EDEQ, EEP,ELECTRICARIBE, EMCALI, ESSA, EPSA, EPM.

Las centrales Amoyá, Gecelca3 y Cucuana solicitaron conexión en el STR.




ANTIOQUIA CRQProblemática:Alta cargabilidad de transformadores de

conexión al STN, especialmente enBello 220/110 kV, la cual esdependiente del despacho en el STR.

Análisis:

Problemática:Alta cargabilidad de transformadores de

conexión al STN, la cual esdependiente del despacho en el STR.

Análisis (preliminares):� Ampliación en Hermosa

ANÁLISIS CP Y MP

Análisis:� Nueva subestación Guayabal a 220

kV y conexión de transformación220/110 kV. (Propuesta del OR).

� Nuevo punto de inyección al finalizarel MP, es decir hacia el 2017.

� Ampliación en Hermosa� Ampliación en Esmeralda� Ampliación en Virginia y conexión

Virginia – Pavas 115 kV.

En el MP (2017) se requieren las tresalternativas.

A la espera del Plan de Expansión del OR.




ATLÁNTICO

Problemática:� Se requiere generación en 110 kV por

sobrecarga en transformación (Flores, Tebsa ySabana).

Análisis:� La UPME consideró los elementos del STR

Flores1 150 MVA

Silencio 110 El Río

Oasis

220kV

Flores1

Flores2 150 MVA

Nva Barranquilla

Centro 110

Las Flores 110kV

Flores2

Riomar

� La UPME consideró los elementos del STRNormalmente Cerrados.

� La Alt 1 presenta mejor desempeño.� Se requiere implementar a la brevedad.� En el 2013 se sobrecargan líneas.� En el 2014 se requiere ampliar transformación

debido al agotamiento en Tebsa. El OR proponeampliar 80 MVA en Tebsa.

ANÁLISIS CP Y MP

Cordialidad Vte Julio 110

Tebsa 110 NC

Nva Baranoa 110

Sabanalarga 220

Tebsa 220

Sabanalarga 110

Malambo

Juan Mina110

Alternativa 1: 2º Transformador y unión de barras en TFlores en 2008. Reconfiguración Flores – Oasis enFlores – Riomar – Oasis en 2011.

Alternativa 2: Reconfiguración de Vte.Julio-Silencio entrando a Nva.Bquilla-Silencio.




BOLÍVAR

Problemática:Agotamiento de la capacidad de

transformación y transporte.

Alternativas (complementarias):� Compensación capacitiva de 43 MVAr

en Ternera 66 kV, en el 2009.� S/E El Bosque 220/66 kV, en el 2010.� S/E El Bosque 220/66 kV, en el 2010.� Convertir El Bosque, Chambacú,

Bocagrande de 66kV a 110kV y ampliartransformación hacia el 2012.

Resultados:� Los condensadores reducen la

cargabilidad en Ternera 220/66 kV yofrecen margen ante el aplazamientode la Convocatoria UPME-02-2008.

� Las tres alternativas son suficientes enel MP.




CHINÚ CERROMATOSOProblemática:Bajos voltajes en Magangué y Mompox. Agotamiento de la capacidad de

transformación 500/110 kV en Chinú.Año 2008: 93%Año 2009: 97%

Problemática:Alto nivel de carga de los transformadores

500/110 kV.

Gecelca3: Conexión a Cerro110 kV.

ANÁLISIS CP Y MP

Alternativa 1: Ampliación de la transformación 500/110 kV en Chinú.

Alternativa 2: Conexión de Montería a 220 kV.

Actualmente el estudio se encuentra en revisión por parte del OR.

Análisis del Plan de Expansión 2008-2022.

Análisis:La red del STR permite la evacuación de la

generación de Gercelca3. Puede reducir la carga de los transformadores 500/110 kV de Cerro hasta en un 40 %.

La demanda en el área está determinada por la carga industrial de Cerromatoso.




GUAJIRA – CESAR – MAGDALENAProblemática: Agotamiento de la capacidadde transformación en Valledupar y Fundación.

Termocol: Conexión a Santa Marta 110 kV –208 MW.

Libertad

Santa Marta 100 MVA

Manzanares

Termocol 208 MW

Guajira 208 MW

Análisis:

�La red de uso del STR permite la evacuaciónde la generación de Termocol pero requierelíneas de conexión con capacidad superior a600 A.

�Se requiere una solución de LP paraValledupar (Ampliación y distribución decarga).

�Se requiere ampliar transformación en SantaMarta hacia el 2012 y en Fundación antes definalizar el MP.

Fundación 55 MVA

100 MVA

San Juan Codazzi Guatapuri Salguero

Valledupar

Valled1

Valled3

Valled3

NC

Copey 100 MVA

Cuestecita 60MVA 100MVA




BOGOTÁ NORDESTEProblemática:Alta cargabilidad de transformadores de

conexión al STN, especialmente enCirco.

Análisis:� Se consideró la expansión reportada

por el OR. Sin despacho en T Zipa.

Problemática:Alta cargabilidad de transformadores de

conexión al STN y líneas de 115 kV.

Análisis:� Se requiere ampliación en B/manga.� Se requiere ampliación en Paipa.

ANÁLISIS CP Y MP

por el OR. Sin despacho en T Zipa.� En el 2010, sin Nv. Esperanza, no se

detectan problemas, aún antecontingencias sencillas.

� En el 2010, sin Nueva Esperanza, sinPaGua y sin menores se presentanproblemas de carga en transformadoresy bajos voltajes. Escenariodeterminístico.

� Se requiere ampliar la transformación alfinal del MP.

� “Nuevo punto de conexión al STN alinterior de la ciudad”.

� Se requiere ampliación en Paipa.� Se recomienda evaluar la conexión a

115 kV en Sogamoso o en Guatiguará:Solución integral para el STR.

� Se recomienda evaluar los límitesoperativos de las líneas del áreaBoyacá.

Está pendiente la presentación de los estudiosde conexión por parte de los OR’s.




TOLIMA – HUILA – CAQUETA

Problemática: Agotamiento de la capacidadde transformación en Mirolindo.

Amoyá: Conexión a Tuluní 115 kV.

Cucuana: Conexión a Mirolindo 115 kV.

Análisis:

SAN FELIPE

MIROLINDO

Diamante

Papayo Brisas Cajamarca

Regivit

LA MESA

Análisis:

�Se requiere ampliación en Mirolindo a lamayor brevedad.

�La red de uso del STR permite evacuar lageneración de Amoyá. Se requiere actualizarla capacidad operativa de líneas existentesasociadas al proyecto.

�La red de uso del STR permite evacuar lageneración de Cucuana.

�Con la generación y la red propuesta, nose requiere expansión adicional en el MP.

230kV

CUCUANA

Flandes

La Guaca

Lanceros

Tuluní

Natagaima

Doncello

Florencia

PRADO

AMOYA

Bote Sesur

Pitalito Tenay

ALTAMIRA

BETANIA

Mariquita

Regivit

Seboruco

Hobo




NARIÑOProblemática:

Agotamiento de la transformación enJamondino 230/115 kV y Bajo voltaje enTumaco 115 kV.

Alternativa 1: Jardinera 230/115 kV.

Alternativa 2: Jamondino 230/115 kV (2º).

Jamondino

150 MVA

115 kV

230kV

Mocoa 60MVA

230kV

115 kV

Jamondino 150 MVA

ANÁLISIS CP Y MP

Alternativa 3: Cierre de enlaces a 115 kV.

Resultados:

La Alt1 implica alto racionamiento antecontingencia en Jamondino. Debe ajustar ellímite operativo de Jamondino – Jardinera.

La Alt2 implica racionamiento parcial antecontingencia en uno de los transformadores.

La Alt3 es solución hasta el 2012.

Todas requieren obras complementarias

Catambuco El Zaque Popayán

Río Mayo Pasto

Junín

Tumaco

Ipiales

Ancuya

Jardinera




VALLE

Problemática:

Agotamiento en la capacidad de transformación, especialmente en Yumbo y Juanchito.

Análisis:

�La conexión 230/115 kV en Anchicayá es solución en el CP.

�Se requiere Sub220 hacia el 2011.

ANÁLISIS CP Y MP

�Se requiere Sub220 hacia el 2011.

�Se requiere transformación antes de finalizar el MP. Se evaluó San Marcos 500/115 kVque por si sola no es suficiente.

La versión final considerará alternativas adicionales y definirá fechas.




SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL

STNSTN




SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL – STNSe evalúan las redes requeridas para la conexión de nuevas centrales que adquirieron OEF ypara reducir restricciones..

Obras requeridas antes de Diciembre de 2014 – ventana de 6 años.

Se asumió inicialmente una única alternativa para Porce IV (2015) e Ituango (2017).

8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6

Versión Preliminar Plan de ExpansiónVersión final y aprobación por el MME del Plan de ExpansiónDocumentos de selección y selección de Interventor e InversionistaPeriodo de construcciónFecha Entrada en operación de la red de TransmisiónFecha Entrada en Operación del GeneradorInicio OEFPeriodo de análisis

ITUANGO 2 AÑOS 3 AÑOS

SOGAMOSO 2 AÑOS 2 AÑOS + 9 MESES

PORCE IV 2 AÑOS 2 AÑOS + 10 MESES

MIEL 2 1 AÑO 1 AÑO + 8 MESES

QUIMBO 2 AÑOS 2 AÑOS + 3 MESES

AMOYATERMOCOLGECELCACUCUANA

TERMO FLORESPORCE III 1 AÑO + 11 MESES

EL BOSQUE 1 AÑO + 6 MESES

NV. ESPERANZA 2 AÑOS + 6 MESES

2015 2016 20172011 2012 2013 2014PROYECTOS STN

2008 2009 2010




EXPANSIÓN DEL STN

El adelanto de la fecha de

entrada de los proyectos de

generación frente a los generación frente a los

compromisos de OEF

impacta la planeación de la

transmisión. Esta fecha es

un compromiso




MIEL II

Capacidad: 135.2 MWEntrada en operación: 2011Inicio OEF: Dic/2014Adelanto: 3 años

MIEL1230 kVSAN FELIPE

230 kV

MIEL2230 kV1x29 km

ALT 2

MIEL_2 230 kV

MIEL1230 kV

SAN FELIPE230 kV

MIEL2230 kV 2x2.5 km

ALT 3

COSTOSAlt1: Activos de conexiónAlt2: Activos de conexiónAlt3: Millones US$ 9.4 (Dic/2007)

ALT 1

VICTORIA115115 kV

DORADA115 kV

MANZANAR115 kV

MIEL_2115 kV

MARIQ115 kV

SAN_FELIPE115 kV

1x9 km

ANÁLISIS STN




MIEL II

102

104

Conexión a S Felipe Reconfiguración N-1Miel2-SFel

N-1Miel1-SFel

Análisis:

Las alternativas a San Felipe 230 kV y a Victoria115 kV presentan una única ruta de evacuación.

Las alternativas a 230 kV permiten la evacuaciónde toda la generación de la planta.

90

92

94

96

98

100

PURNIO MIEL1 MIEL2 SAN FELIPE ENEA

V (

%)

ANÁLISIS STN

de toda la generación de la planta.

La reconfiguración de Miel I – San Felipe 230 kVimplicaría un costo de MUS$ 9.4 al usuario.

Frente a las contingencias más severas (enlacesa Miel 1 y a San Felipe) se impacta San Felipe yEnea sin consecuencias para el SIN.

La versión final del Plan analizará con mayordetalle la conexión de la central a Victoria 115 kVSTR-CRQ.




EL QUIMBOCapacidad: 420 MWEntrada en operación: 2013Inicio OEF: Dic/2014Adelanto: 1.5 años

COSTOSAlt1: MUS$ 197.3Alt2: MUS$ 56.9

1x163km

SMARCOS500 kV

NESPERANZA500 kV

1x270km

ALT1 2x140km

PAEZ230 kV

ALT2

BETA230 kV

ALTA230 kV

MOCOA230 kV

JAMOND230 kV

QUIMBO230 kV

2x4kmQUIMBO5500 kV

BETA230 kV

ALTA230 kV

MOCOA230 kV

JAMOND230 kV

QUIMBO230 kV

2x4km

ANÁLISIS STN

De seis alternativas, se analizaron tres en detalle y dos presentan un adecuado comportamiento.

Se descartaron aquellas con conexiones adicionales en Betania por limitaciones de espacio.




EL QUIMBO

97

99

101

103

105

V (

%)

NESP-QUI-SMAR5BET-QUI-ALT2Sin OCCI-VIR5

N-1SAC-VIR

N-1PRI-BAC

90% Al reconfigurar Betania – Jamondino 230kV, ante alto despacho y altastransferencias a Ecuador, se sobrecargael tramo Quimbo – Jamondino.

Al reconfigurar Betania – Altamira 230 kV(Alt 2) no se presentan sobrecargas.

85

87

89

91

93

95

BE

T2

QU

I5

QU

I2

AL

T

MO

C

JA

M

SM

AR

5

VIR

5

VIR

2

NE

SP

5

NE

SP

2

BA

C5

BA

C2

PR

I5

AN

C2

GU

AY

2

EN

V2

MIR

AF

2

BE

LL

2

EN

E

BA

L2

TO

R2

CIR

2

SM

AT

2

TU

N2

V (

%)

ANÁLISIS STN

(Alt 2) no se presentan sobrecargas.

El tránsito por la línea a 500 kV (Alt 1) esdependiente de las transferencias aEcuador.

Las contingencias asociadas al proyectono impactan voltajes en el área.

En el MP o LP se hace necesario un enlace entre Bogotá y el Valle:

¿ Alternativa 1? o ¿Alternativa 2 más un enlace a 500 kV adicional?




SOGAMOSO

BARRAN230 kV

OCA5500 kV

SOGA5500 kV

SOGA2230 kV

2x2.

1 km

2x62 km ALT 2

BARRAN

OCA5500 kV

SOGA2230 kV

2x2.

1 km

2x3

km

ALT 1

Capacidad: 800 MWEntrada en operación: 2013Inicio OEF: Dic/2014Adelanto: 1 año

COSTOSAlt1: MUS$ 36.1Alt2: MUS$ 91.4

ANÁLISIS STN

COMUN230 kV

230 kV

BUCA230 kV

GUAT230 kV

PRIM230 kVPRIM5

500 kV

2x2.

1 km

COMUN230 kV

BARRAN230 kV

BUCA230 kV

GUAT230 kV

PRIM230 kVPRIM5

500 kV

2x2.

1 km

2x3

km

Se presentan resultados para las alternativas de mejor desempeño.




SOGAMOSO

100

102

104

Pri-Sog-OcaComu-Sog-Guat

N-1 SOG-GUA N-1 SOG-PRI N-1 POR4-PRI

La Alt. 1 concentra el flujo en Nordeste y no permite altos flujos hacia otras áreas. La Alt.2 permite transferencias hacia otras áreas y soporte para Nordeste.

86

88

90

92

94

96

98

100

SO

G5

SO

G2

CO

M2

GU

AT

2

BA

RR

2

BU

C2

PA

L2

TO

L2

CM

L2

OC

A5

OC

A2

BA

C5

BA

C2

SC

AR

5

SC

AR

2

PR

I5

PR

I2

PO

R3

PO

R4

CE

RR

5

CE

RR

2

V (

%)

ANÁLISIS STN

Ante las contingencias asociadas a la central Sogamoso, no se violan los límites devoltaje y no se impactan las transferencias.




PORCE IV y PESCADERO-ITUANGO

PROYECTO ALTERNATIVA DE CONEXIÓN

PORCE IVReconfiguración de Primavera – Cerro 500 kV – 2x20 kmMUS$ 28.1

Ituango – Cerro 500 kV – 1x109.8 km

Los análisis mantienen fija una alternativa para efectos de analizar la conexión de las demáscentrales de generación.

P - ITUANGO

Ituango – Cerro 500 kV – 1x109.8 kmItuango – Primavera 500 kV – 1x218 kmItuango – Occidente 500 kV 1x125 kmMUS$ 215.5

Se tomó como referencia la alternativa recomendada en los estudios de conexión.

Para Ituango se consideró enlace a 500 kV con la subestación Occidente en Antioquia,en cambio de un enlace con San Carlos.

Se analizó, de manera complementaria, el impacto de un enlace entre Antioquia y Valle a500 kV en el MP (Occidente – Virginia).

ANÁLISIS STN




NIVEL DE CORTO CIRCUITO

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0N

ivel

de

Cir

toci

rcuito (kA

)

Se consideró el cambio de equipos en Chivor y San Carlos.El caso de Sabanalarga es crítico.Sogamoso entra con un nivel de corto elevado.

0.0

10.0

20.0

Chi

vor

Gua

vio

La M

esa

Sab

anal

arga

San

Car

los

Teb

sa

Tor

ca

Itua

ngo

Qui

mbo

Sog

amos

o

Por

ce IV

Mie

l II

Niv

el d

e C

irto

circ

uito (kA

)

2008 2012 2017 Capacidad de corto Reportada (kA)




EXPANSIÓN DEL STN

Es necesario compatibilizar las metas de calidad frente al

esquema de remuneración por costo de reposición a nuevo y costo de reposición a nuevo y la asignación de generación

de seguridad como incentivo a la reposición de equipos por parte de los transportadores




SISTEMA DE TRANSMISIÓN NACIONAL – MP

Adicional a la conexión de las centrales de generación que adquirieron OEF, se identificaronotras necesidades en el STN que obedecen a:

�Altas transferencias por Primavera – Bacatá (>700 MW) en el MP, supera el límite actualpor estabilidad.

�En el MP se requiere infraestructura para aumentar transferencias al Valle.�En el MP se requiere infraestructura para aumentar transferencias al Valle.� El enlace Bogotá – Quimbo – Valle a 500 kV soporta transferencias, elimina la

radialidad de la red a 500 kV y reduce impactos sobre los STR.� La conexión Occidente – Virginia 500 kV aumenta las transferencias hacia el Valle,

reduce el tránsito desde San Carlos y soporta voltajes en el área.

�Nuevo punto de conexión y bajas tensiones en algunas S/E del área Antioquia, fin del MP.� Enlace entre Ituango y Occidente a 500 kV.

La versión final del Plan de Expansión 2009-2023 recomendará la ejecución de obrasque entren en operación antes de diciembre de 2014.




EXPANSIÓN DEFINIDA Y PREVISTA SEGÚN LA RED OBJETIVO

230 kV 500 kV S/E Costo adicionalkm km No. MUS$

2010 15 44 2 31,3 Porce III y El Bosque2011 162 40 3 101,3 Nueva Esperanza, Miel II y Sub2202013 12 557 2 288,0 El Quimbo y Sogamoso2013 12 557 2 288,0 El Quimbo y Sogamoso2015 40 1 28,0 Porce IV2017 611 1 274,0 Ituango 1 y refuerzo a 500 kV2023 650 286,5 Ituango 2 y refuerzo a 500 kV

TOTAL 189 1.942 9 1.009 *Los costos no consideran obras de compensación reactiva o capacitiva

Dólares de diciembre de 2007




U P M E U P M E

GRACIAS POR SU ATENCIÓN

Para uso exclusivo de la UPME. Todos los derechos reservados. Ninguna parte de esta presentación puede ser utilizada o reproducida en ninguna forma o por ningún motivo sin permiso explícito de la UPME.

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