Tabla Restricciones Trimestre P 01-2015 P. Mensuales de Anlisis del Mercado... · 2017-07-27 · P....

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Tabla Restricciones Trimestre

01-2015

Gerencia Centro Nacional de Despacho Dirección Planeación de la Operación

Marzo 2015

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Área o Subárea

Número Restricciones identificadas Recomendaciones Mediano Plazo Obras definidas y/o recomendadas

Antioquia

1 Sobrecarga de los transformadores de Bello

220/110 kV ante contingencia del otro.

Balance de generación entre el norte y el oriente de Antioquia.

Nueva S/E Guayabal 220 kV y corredor de línea Bello – Guayabal – Ancón 220 kV.

Proyecto definido en el Plan de Expansión UPME 2012 – 2025 (Resolución MME

180423). Fecha de entrada según Resolución 9_1159_2013, 30 de noviembre

de 2016.

2 Sobrecarga del circuito Envigado - Guayabal y

Envigado - Ancón Sur 110 kV en estado normal de operación y ante contingencia sencilla.

3

Bajas tensiones en las subestaciones que quedan alimentadas aguas abajo de Calderas 110 kV ante contingencia de Playas – Puerto

Nare 110 kV.

Instalación de un banco de condensadores.

Transformador en La Sierra 90 MVA 220/110 kV

Conexión al STN en la subestación La Sierra para la interconexión La Sierra - Cocorná

110 kV. Concepto UPME 20141500045241. Fecha de entrada según concepto, 2017

4 Sobrecarga ATR El Salto 1 220/110 kV en

paralelo ante la N-1 ATR El Salto 2 214/110 kV Limitar generación para controlar

corte asociado

Refuerzo de la conexión al STN (Recomendado XM).

UPME la tiene identificada para ser analizada en el próximo Plan de Expansión

2015 - 2029.

5 Sobrecarga de la línea La Tasajera - Occidente 1 220 kV ante la N-1 Guadalupe IV - Occidente 1

220 kV

Balancear generación en el área para controlar corte asociado

En análisis de alternativas de expansión. Es posible que esta restricción se mitigue con la entrada de la Subestación Medellín (Katios) 500 kV, sin embargo esto no se ha sido analizado en detalle, por esta razón se realizaran los análisis en el próximo Plan de

Expansión 2015 -2029.

6

Sobrecarga en condición normal de operación de Guatapé – Barbosa 1 220 kV.

Ante contingencias sencillas de líneas que salen de Guatapé 220 kV, se eleva la sobrecarga de

dicha línea.

Programar generación interna al norte del área para controlar los cortes

asociados

Conexión a 500 kV del proyecto Ituango, incluida la conexión a la Subestación

Medellín 500/230 kV y el circuito Ituango - Porce III - Sogamoso 500 kV. Proyecto

definido en el Plan de Expansión UPME 2013-2027. Fecha entrada según plan de

expansión, junio 2018. Fecha ocficial, agosto de 2018

7 Sobrecarga los ATR San Carlos 2 230/500 kV y San Carlos 4 230/500 kV, ante la N-1 ATR San

Carlos 3 500/230 kV


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8 Sobrecarga ATR Primavera 500/230 kV o de la línea Jaguas - Malena 1 220 kV, ante la N-1 San

Carlos – Primavera 500 kV


9 Sobrecarga la línea Ancón Sur (EPM) - Ancón Sur

(ISA) 2 220 kV, ante N-1 Ancón Sur (EPM) - Ancón Sur (ISA) 1 220 kV.


STN - Nordeste

10 Bajas tensiones en el área ante N-1 Primavera -

Sogamoso 500 kV. Programar generación para el soporte

de tensiones.

Atlántico

11 Agotamiento en la capacidad de transformación

220/110 kV en Tebsa y Termoflores. Programar generación al interior de

Atlántico.

Proyecto Caracolí STN. Proyecto definido en el Plan de Expansión UPME 2012 – 2025 (Res. MME 180423). Fecha de entrada

según Res. 9_1159_2013, 30 de nov. 2016. Mejora interconectividad Caracolí 220 kV. Proyecto definido en el Plan de Expansión UPME 2013-2027. Fecha de entrada según

Resolución 9_1159_2013, nov. 2016.

12 Atrapamiento de la generación de Atlántico Reconfigurar circuitos en 220 kV.

13 Contingencia del transformador Sabanalarga

220/110 kV genera sobrecarga no admisible del transformador en paralelo

Aumento de capacidad de sobrecarga en emergencia de los transformadores

Sabanalarga 220/110 kV

Proyecto Caracolí STN. Proyecto definido en el Plan de Expansión UPME 2012 – 2025 (Res. MME 180423). Fecha de entrada

según Res. 9_1159_2013, 30 de nov. 2016. Este proyecto permite cerrar el anillo en

Malambo 110 kV

14 Agotamiento en la red de 110 kV de Atlántico.

Mantener vigentes los ESPS implementados.

Balancear generación entre Tebsa y Flores.

Operar la subestación Flores 110 kV desacoplada.

Obras asociadas en el STR al proyecto Caracolí. Obras con concepto UPME. Fecha

concepto noviembre 2016.

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Área o Subárea


15 Alcance de los niveles de corto circuito a los

valores de diseño en las subestaciones Tebsa y Termoflores 110 kV.

Limitar generación.

Proyecto de conexión de la planta Termobarraquilla en 220 kV a través del transformador de Tebsa 220/110 kV de

180 MVA e instalar un nuevo transformador Tebsa 220/110 kV de 100 MVA

Repotenciar subestación Tebsa 110 kV. Obras incluidas por la UPME en el alcance al

concepto de obras en el STR del proyecto Caracolí.

Operar Termoflores 110 kV desacoplada. No operarla como una

sola subestación.

Repotenciar subestación Termoflores 110 kV. (Recomendado XM)

Está pendiente definir una solución.

Bolívar

16 N-1 transformador del Bosque 220/66 kV,

sobrecarga líneas a 66 kV Operar acoplada la subestación

Bosque 66 kV.

Proyecto Segundo transformador 220/66 kV en la S/E El Bosque. Proyecto viabilizado por

la UPME en el plan de expansión 2008 – 2022. Fecha de entrada según concepto UPME, abril de 2014. Fecha esperada de entrada en operación, septiembre 2015.

17 N-1 líneas a 66 kV sobrecargan otros circuitos

de la red a 66 kV. Mantener operativos los ESPS

instalados.

Proyecto de Subestación La Marina 66 kV y obras asociadas. Año 2018.

Este proyecto tiene concepto UPME, el cual elimina estas restricciones. Sin embargo, es

importante resaltar que estas obras entrarían en su totalidad para el año 2018, y

las mismas se agotan en el corto plazo.

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Proyecto cambio de nivel de tensión de 66 kV a 110 kV de la red del STR

(Recomendado XM). La UPME ha analizado una solución

estructural que contempla el aumento del nivel de tensión de 66kV a 110kV en una

porción de la subárea. Sin embargo, ante las dificultades de ejecución de estas obras, en el próximo plan de expansión se analizarán

nuevas alternativas (como baterías) que permitan eliminar/mitigar estas

restricciones.

18 Límite de importación de la subárea Bolívar Generación de seguridad al interior de

la subárea

Proyecto segundo circuito Bolívar - Cartagena 220 kV. Proyecto definido en el

Plan de Expansión UPME 2012 – 2025 (Res. MME 180423). Fecha de entrada según

Res. 9_1159_2013, 30 de nov. 2016. Ampliación del plazo.

Fecha esperada de entrada en operación, según Res. MME 9 0697 de 2014, 7 de

marzo de 2017.

19 Bajas tensiones en Gambote y Bayunca 66 kV. Generación de seguridad al interior de

la subárea si la tensión es inferior al límite.

Proyecto Bolívar 220/66 kV y reconfiguración del circuito Villa Estrella -

Bayunca 66 kV. Tiene concepto UPME, fecha concepto abril de 2016.

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Área o Subárea


20 Bajas tensiones en El Carmen 110 kV y

Zambrano 66 kV.

Operar Ternera 110 kV por encima de la tensión nominal.

Instalación de compensación

capacitiva en el área de influencia.

Operar interconectadas las redes de Córdoba – Sucre y Bolívar.

Proyecto condensador El Carmen 22.6 Mvar 66 kV con dos pasos. Cada uno de 11.3 Mvar. Fecha entrada en operación del

concepto UPME Julio 2015.

Córdoba – Sucre.

21 Bajas tensiones ante contingencias sencillas en

las barras del STR de la subárea

Mantener operativos los ESPS instalados.

Proyecto condensador Montería 32.4 Mvar 110 kV. Fecha entrada en operación del

concepto UPME Julio 2015.


500/110 kV en Chinú.

Proyecto corredor Chinú – Montería – Urabá 220 kV. Proyecto definido en el Plan

de Expansión UPME 2012 – 2025 (Resolución MME 180423). Fecha de

entrada según Resolución 9_1159_2013, 30 de noviembre de 2016.

23

N-1 de un circuito del corredor Chinú – Montería – Riosinú – Tierralta – Urrá 110 kV

ocasiona desatención de demanda y posterior disparo de elementos sobrecargados.

24 Sobrecarga del circuito Chinú – Montería 110 kV

y colapso de tensión ante la N-1 del transformador Cerromatoso 500/230 kV.

25 Sobrecarga en el transformador Urrá

230/110 kV ante la N-1 de un circuito Urrá – Cerromatoso 230 kV

Control de cortes asociados

GCM

26 Agotamiento de la capacidad de líneas a nivel

de 110 kV y bajas tensiones en subestaciones de 110 kV en el departamento de Magdalena


Proyecto Río Córdoba 220 kV. Proyecto definido en el Plan de Expansión 2013-2027. Fecha de entrada en operación septiembre

2016.

27 Agotamiento de la capacidad de trasformación

en Cuestecitas Refuerzo en la conexión al STN

Proyecto Tercer Transformador de Cuestecitas 220/110 kV. Fecha concepto de conexión UPME 30 de abril de 2014, fecha

esperada enero de 2016.

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28 Bajas tensiones ante contingencia en el

transformador de Copey 500/220 kV o del circuito Ocaña - Copey 500 kV.

Programar generación de seguridad para el soporte de tensiones. Es

necesario programar 1 o 2 unidades de Guajira dependiendo de la

demanda. De no contarse con esta generación, se pone en riesgo la atención confiable y segura de la

demanda de la subárea.

Proyecto de instalación de compensación capacitiva en el Banco 110 kV. Fecha

concepto UPME julio de 2015

Compensación capacitiva en la subestación Termocol de 35 Mvar. Plan de expansión UPME 2013 - 2027. Fecha de entrada en

operación noviembre de 2015

Compensación capacitiva en la subestación Valledupar de 50 Mvar. Plan de expansión UPME 2014 - 2028. Fecha de entrada en

operación noviembre de 2016.

Copey – Cuestecitas 500 kV y Segundo circuito Copey - Fundación 220 kV. Plan de

expansión UPME 2014 - 2028. Fecha de entrada en operación noviembre de 2019.

Proyecto segundo Transformador en Copey 500/220 kV. Proyecto definido en el plan de expansión 2013-2027. Fecha de entrada en

operación según plan de expansión, noviembre 2015.

29 Ante la N-1 de un transformador Valledupar

transformador 220/110 kV se presenta Demanda No Atendida (DNA)

Traslados de carga a otras zonas. Refuerzo en la conexión al STN.

Transformador provisional Valledupar 100 MVA 220/110 kV en paralelo con

el actual compartiendo bahías de 220 kV y 110 kV (En explotación

Comercial desde el 16 de Septiembre de 2014).

Proyecto segundo transformador de Valledupar 220/110 kV. Fecha de entrada

según concepto UPME, diciembre de 2013. En convocatoria pública, según Res. CREG

024 de 2013.

Proyecto La Loma 110 kV y líneas El Paso - La Loma - La Jagua 110 kV, junio de 2017,

Concepto UPME

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30

Ante la N-1 de un transformador Valledupar 220/34.5 kV, se presenta sobrecarga del

transformador en paralelo. DNA por disparo de elemento sobrecargado.

Se recomienda al Operador de Red el estudio de medidas operativas que

permitan minimizar los riesgos sobre la atención de la demanda.

Nuevo punto de conexión en San Juan 220/110 kV, tercer transformador

Valledupar 220/34.5 kV, nueva subestación Guatapurí 110 kV abriendo la línea

Valledupar - San Juan 110 kV. Año 2018. (Propuesta Plan de Expansión Electricaribe) La solución identificada por la UPME es el

tercer transformador Valledupar 220/34.5kV. Sin embargo, la UPME aún no

ha dado concepto, el mismo se emitiría una vez se tenga definido el ejecutor de la

ampliación de la subestación Valledupar, pues existe una restricción de espacio en la

subestación actual de Valledupar que impide la instalación del tercer

transformador.

ESSA


230/115 kV.

Se recomienda al agente el estudio de medidas operativas que permitan

minimizar los riesgos sobre la atención de la demanda.

Nueva subestación Palenque 230 kV, Reconfiguración del doble circuito

Guatiguará – Sogamoso 230 kV. Plan de expansión de la UPME 2014-2018.

Año 2017. Cambio de configuración en Barranca

230/115 kV de anillo a interruptor y medio + Obras a nivel de STR y SDL. Fecha esperada de entrada según concepto UPME, 2018-

2019.

32 Agotamiento en la red de 115 kV.

CENS 33

Agotamiento en la capacidad de transformación 230/115 kV. Ante N-1 en los transformadores de

conexión del área se observan bajas tensiones en las barras del STR y sobrecargas del corredor

Ocaña – Convención – Tibú 115 kV

Revisar el esquema suplementario. Y tomar las acciones necesarias para

realizar el enmallamiento de toda la red a 115 kV.

Plan de Expansión de CENS: Refuerzo de la capacidad de transformación STN/STR de

las subestaciones existentes, compensación capacitiva y refuerzos en la red de 115 kV.

Fecha esperada de entrada según concepto

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34

Agotamiento de la red de 115 kV. Bajas tensiones ante N-1 San Mateo – Ínsula 115 kV y

Demanda No Atendida ante contingencias sencillas.

UPME, entre 2017-2018

EBSA - ENERCA

35 Sobrecarga de los transformadores Paipa

230/115 kV ante salida del ATR paralelo de 180 MVA.

Programar generación de seguridad para el control de cortes.

Nueva subestación San Antonio 230 kV y Doble circuito Sochagota – San Antonio 230 kV. Plan de expansión de la UPME

2014-2018. junio 2018

36 Sobrecarga del circuito Tunja – Chiquinquirá

115 kV y bajas tensiones en las subestaciones Barbosa 115 kV y Cimitarra 115 kV.

Riesgo de desatención de demanda.

Obras a nivel de STR que están siendo evaluadas por el OR y UPME.

UPME dio concepto al segundo circuito Tunja – Chiquinquira 115kV, el cual elimina

la restricción de sobrecarga. Para la restricción de bajas tensiones, la

UPME planteó como alternativa un segundo circuito Paipa – Barbosa 115kV en el Plan de

Expansión 2014-2028. Sin embargo, esta obra aún no está definida ya que se espera

que el OR acepte llevarla a cabo o proponga otras obras que eliminen esta restricción, de

lo contrario se aplicará el mecanismo definido en la Resolución CREG 024 de 2013

(convocatoria).

37

Agotamiento en la red a 115 kV. N-1 Paipa – San Antonio 115 kV, sobrecarga la línea Paipa –

Duitama 115 kV y ocasiona bajas tensiones en las barras de Casanare

Programar generación de seguridad para el control de cortes.

Proyecto circuito Aguazul – Yopal 115 kV. Este proyecto mitiga la restricción pero no es la solución definitiva. Fecha de entrada

según concepto UPME, 2011. Fecha esperada de entrada, dic 2015.

Bogotá 38 Sobrecarga del transformador Bacatá

500/115 kV ante la contingencia del ATR 500/230 kV.

Cubrir cortes.

Proyecto segundo transformador Bacatá 500/115 kV. Fecha esperada de entrada en operación febrero de 2015. Fecha concepto

junio 2015.

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Proyecto Nueva Esperanza y obras asociadas. Actualmente en construcción. Convocatoria UPME 01 de 2008. Fecha de

entrada en operación según resolución MME 9 1009 de 2013, mayo 10 de 2015.

Fecha esperada: 2016 (fecha informada por el agente en las reuniones de seguimiento

de proyectos del área Oriental)

39

En escenarios de demanda mínima y máximo despacho en Chivor, Guavio y Pagua, se

presentan violaciones por sobrecarga ante la contingencia de alguno de los circuitos Guaca –

La Mesa 230 kV.

Balancear la generación del área.

40 Sobrecarga no admisible de Bacatá – El Sol

115 kV ante contingencia sencilla de Bacatá – Chía 115 kV

Generación de seguridad en Termozipa.

Proyecto Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá 230 kV, y doble transformación 230/110 kV.

Fecha de entrada en operación según convocatoria, octubre de 2015. Fecha

estimada de entrada en operación enero 2017 (fecha informada por el agente en las reuniones de seguimiento de proyectos del

área Oriental).

41

Bajo escenarios de máximo despacho en Chivor y mínima generación en Guavio, se presentan

violaciones por sobrecarga ante la contingencia de alguno de los circuitos Guavio – Chivor

230 kV.

Mantener operativo el RAG en Chivor.

42 Sobrecarga en la línea Torca - Aranjuez 115 kV

ante contingencias sencillas. Programar generación para el control

de cortes.

43 Violaciones de tensión en el área Oriental ante

contingencia de la línea Primavera – Bacatá 500 kV.

Generación de seguridad en el área oriental.

STATCOM Bacatá 500 kV. Proyecto definidos en plan de Expansión UPME 2013

– 2027 . Fecha de entrada según plan de expansión, Nov 2015

Proyecto enlaces Sogamoso – Norte y Norte - Nueva Esperanza 500 kV. Proyectos

definidos en el plan de Expansión UPME 2013 – 2027. Fecha de entrada en

operación sep 2017.

Proyecto circuito Virginia – Nueva Esperanza 500 kV. Proyecto definido en el

plan de Expansión UPME 2013 – 2027. Fecha de entrada según plan de expansión

2020.

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Meta

44 Sobrecarga superior al límite de emergencia del

circuito Ocoa - Barzal 115 kV ante N-1 del circuito La Reforma - Barzal 115 kV.

Se recomienda al OR analizar medidas que mitiguen las consecuencias sobre

la demanda.

Expansión en el STR. UPME la tiene identificada, se espera que el OR proponga una obra de expansión para eliminar esta restricción, de manera que

para el próximo Plan de Expansión se analice y defina la solución.

45

Bajas tensiones en el Meta y Guaviare ante contingencia doble de Guavio - Reforma 230 kV + Guavio - Tunal 230 kV, teniendo en cuenta los respaldos de ECOPETROL en Ocoa 115 kV y Suria

115 kV (alrededor de 70 MW)

Generación de seguridad en el área oriental.

Proyecto Suria 230/115 kV y obras asociadas en 230 y 115 kV. Proyecto

definido en el plan de Expansión UPME 2012 – 2025 (Resolución MME 180423).

Fecha de entrada según Resolución 9_1159_2013, 30 de noviembre de 2016.

Proyecto reconfiguración del enlace Guavio - Tunal 230 kV en Guavio - Reforma - Tunal 2 230 kV. Proyecto definido en el plan de

expansión 2013-2027. Fecha de entrada en operación noviembre de 2015

Instalación de compensación capacitiva en el Meta (92.5 Mvar) con control VQ. Fecha entrada según concepto UPME, noviembre

de 2014. Fecha de puesta en operación agosto – septiembre de 2015 (fecha

informada por el agente en las reuniones de seguimiento de proyectos del área

Oriental).

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Valle 46 Sobrecargas en estado estacionario del anillo Yumbo - La Campiña - Chipichape 115 kV ante

alta generación térmica.

Cubrir cortes. Operación de la Subestación Yumbo

en dos barras independientes.

Repotenciación de los circuitos Yumbo - La Campiña - Chipichape 115 kV.

(Recomendado XM - EPSA). Para esta restricción, UPME ya había

realizado una evaluación económica, que en su momento indicaba que no era viable, sin embargo, las condiciones han cambiado y la

UPME la tiene identificada para ser analizada en el próximo Plan de Expansión

2015 – 2029 teniendo en cuenta las propuestas del OR EPSA en su plan de

expansión.

Cauca - Nariño

47 Agotamiento en la red de 115 kV de Cauca y

Nariño. Repotenciación de los circuitos del

STR

Nuevo punto de conexión al STN o Refuerzo en transformación en San Bernardino

230/115 kV propuesto por el OR. Obras para estudio en el plan de expansión

de la UPME 2015-2019. UPME realizó un primer análisis en el

anterior Plan de Expansión y encontró que los beneficios no apalancarían una obra de transmisión. Sin embargo, en la operación

se evidencian problemas en la red de 115kV, por lo que la UPME volverá a

analizar la subárea en el próximo plan según las observaciones y recomendaciones de

XM. XM propone analizar la posibilidad de

realizar cambios de CT’s.

48 Agotamiento en transformación 230/115 kV en la entrada a Cauca-Nariño ante contingencias

sencillas.

Se recomienda al agente el estudio de medidas operativas que permitan

minimizar los riesgos sobre la atención de la demanda.

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Huila - Tolima - Caquetá

49 Agotamiento en transformación 230/115 kV en

Betania y Mirolindo Cubrir cortes.

Refuerzos en transformación 230/115 kV (Recomendado XM).

UPME la tiene identificada y aparece como recomendación el aumento de capacidad de transformación en Betania y Mirolindo en el último Plan de Expansión UPME 2014-2028.

Sin embargo, estas obras aún no están definidas ya que se espera que el OR acepte llevarlas a cabo o proponga otras obras que eliminen esta restricción, de lo contrario se

verificará la viabilidad de ejecución mediante el mecanismo de la resolución

CREG 024 de 2013

50

Sobrecargas por encima de los valores de emergencia declarados las líneas: Betania –

Altamira y Altamira – Florencia 115 kV y bajas tensiones en red de 115 kV ante contingencias

sencillas de Betania – Altamira 230 kV y ATR Altamira 230/115 kV

Riesgo de desatención de demanda.

Segundo transformador Altamira 230/115 kV (Recomendado XM) y refuerzos en 115 kV, está siendo evaluado por el OR y

UPME. La UPME la tiene identificada y recomienda

el segundo transformador Altamira 230/115kV para eliminar estas restricciones. Sin embargo, esta obra aún no está definida

y se espera que los OR Electrohuila y Caquetá se pongan de acuerdo para

solicitarla o propongan otras obras que eliminen esta restricción. Si no existe

respuesta alguna, la UPME sacaría este proyecto a convocatoria.

51 Agotamiento de capacidad de transporte de

circuitos a nivel de 115 kV en Natagaima Limitar generación.

Proyecto normalización de la subestación Natagaima 115 kV. Fecha entrada según concepto UPME, octubre de 2014. Fecha

esperada 2015

Proyecto subestación Tuluní 230 kV.

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52 Sobrecarga en la red de 115 kV o Bajas

tensiones ante contingencias sencillas en la red de 115 kV y transformadores de conexión.

Cubrir cortes.

Proyecto definido en el plan de expansión 2013-2027. Fecha de entrada según

Resolución 9_1159_2013, 30 de noviembre de 2016.

CQR

53 Agotamiento de transformación Esmeralda

230/115 kV.

Generación de seguridad en Ínsula, San Francisco, Esmeralda y Dorada.


Proyecto Armenia 230/115 kV. Fecha de entrada según concepto UPME, Noviembre

de 2011. Fecha inicial convocatoria noviembre de 2013. Fecha modificada de entrada en operación, Agosto 30 de 2014. No se espera que se pueda cumplir esta

fecha por retrasos en las licencias ambientales.

Reconfiguración del enlace Esmeralda - San Felipe 230 kV entrando a la Enea 230 kV (2018) y cambio de nivel de tensión del enlace Esmeralda – Hermosa 115 kV a

230 kV (2019) + Refuerzos en transformación STN/STR. Plan de Expansión

2014-2028.

54 Sobrecarga de La Rosa - Dosquebradas 115 kV o Papeles - Cartago 115 kV ante contingencia del

ATR Cartago 230/115 kV.

En caso de no estar habilitado el esquema suplementario

implementado se debe programar generación de seguridad en el Valle que permitan minimizar los riesgos sobre la atención de la demanda.

Reconfiguración del circuito Virginia - San Marcos 230 kV en Virginia - Cartago 230 kV

y Cartago - San Marcos 230 kV. Plan de expansión de la UPME 2014-2018.

Año 2016.

STN-CARIBE 55 El límite de importación del área obliga

generación de seguridad en Caribe. Cubrir cortes.

Proyecto doble circuito Ituango - Cerromatoso y un corredor Cerromatoso -

Chinú - Copey 500 kV. Proyecto definido en el Plan de Expansión UPME 2013 – 2027.

Fecha de entrada en operación según plan de expansión, 2018.

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Área o Subárea


STN-Suroccidente

56 El límite de importación obliga generación de

seguridad en el área Suroccidental. Cubrir cortes.

Proyecto Medellín - Virginia 500 kV + líneas Virginia – Alférez 500 kV y San Marcos –

Alférez 500 kV + doble transformación en Alférez 500/230 kV + Reconfiguración del

circuito Juanchito – Pance 230 kV entrando a Alférez 230 kV. Proyectos definidos en el

plan de Expansión UPME 2013 – 2027. Fecha de entrada en operación según plan

de expansión, 2018.

Las restricciones resaltadas en Gris son las que aún no tienen obra de expansión definida o con concepto UPME.

Tabla 1. Tabla Resumen de Restricciones y clasificación de impacto y proyectos

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A continuación se muestra el detalle y listado total de las restricciones actuales que presenta el Sistema Inteconectado Nacional discriminadas por área o subárea y clasificadas de acuerdo a su impacto en el SIN y se presentan las recomendaciones operativas para minimizar o mitigar el impacto de dicha restricción. Así mismo, se indican las obras definidas y/o recomendadas. Cabe resaltar que el impacto que se ingresa en esta tabla de restricciones detallada es diferente al impacto definido en el acuerdo CNO 696, ya que el acuerdo define el impacto de los proyectos de expansión, y en este caso se está definiendo un impacto para cada restricción detallada.

Rojo (1) Naranja (2) Amarillo (3)

Restricciones que generan DNA en Estado Normal de Operación

Restricciones que generan DNA ante

Contingencias Sencillas debido a insuficiencia de generación de seguridad

Restricciones que requieren Generación de Seguridad o Limitaciones

de Geneneración ante Contingencias Sencillas

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31.48%

68.52%

Proporción de Restricciones por Impacto

En la Figura 1 se presenta la distribución de las restricciones detalladas, diferenciándolas por su impacto en el SIN, donde se puede observar que el 31.48% son restricciones que generan Demanda No Atendida - DNA ante contingencias sencillas debido a insuficiencia de generación de seguridad (color naranja) y el restante 68.52% son restricciones que requieren Generación de Seguridad o Limitaciones de Geneneración ante Contingencias Sencillas (Color amarillo). En la situación actual no hay restricciones que generan Demanda No Atendida - DNA en Estado Normal de Operación (Rojo).

Figura 1. Número de Restricciones por Área/Subárea e Impacto

De la misma figura tambien se puede evidenciar la criticidad de las restricciones que generan DNA ante contingencias sencillas debido a insuficiencia de generación de seguridad, resaltando las subáreas Norte de Santander, Córdoba-Sucre, GCM, Santander y Bolívar. De las barras de color amarillo es importante resaltar que las 18 que aparecen para la subárea Atlantico para el año 2016 pasan a la categoría naranja. Por otro lado, se puede resaltar que aunque para el área

6 65 5

32 2 2

1 1 1

23

9

6

2

1

18

3

12

4

7

14

20

2

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8

10

12

14

16

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20

Nú

me

ro d

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est

ricc

ion

es

Número de Restricciones por Área/Subárea e Impacto

Restricciones que requieren Generación de Seguridad o Limitaciones de Geneneración ante Contingencias Sencillas

Restricciones que generan DNA ante Contingencias Sencillas debido a insuficiencia de generación de seguridad

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Antioquia se presentan 14 restrcciones en color amarillo, las mismas están directamente relacionadas con el balance interno de generación en el área y tienen poca probabilidad de ocurrencia.

La Figura 2 presenta la distribución de las restricciones detalladas, diferenciándolas por su impacto en el SIN, mostrando en el lado izquierdo las restricciones con impacto clasificado en color naranja y el derecho para las de color amarillo.

Figura 2. Proporciónd e Restricciones por Área/Subárea

Norte de Santander, 17.65%

Córdoba-Sucre, 17.65%

Santander, 14.71%GCM, 14.71%

Bolívar, 8.82%

Cauca-Nariño, 5.88%

Boyacá-Casanare, 5.88%

Huila-Tolima-Caquetá, 5.88%

Meta, 2.94%

Atlántico, 2.94%Bogotá, 2.94%

Proporción de Restricciones Naranjas por Área/SubáreaRestricciones que generan DNA ante Contingencias Sencillas debido a insuficiencia de generación de seguridad

Atlántico, 24.32%

Antioquia, 18.92%

Bolívar, 12.16%

STN Oriental, 9.46%

Huila-Tolima-Caquetá, 8.11%

Valle, 5.41%

Bogotá, 4.05%

GCM, 4.05%

STN-Suroccidente, 2.70%

Boyacá-Casanare, 2.70%

Córdoba-Sucre, 2.70%

CQR, 2.70% Meta, 1.35%

STN Caribe, 1.35%

Proporción de Restricciones Amarillas por Área/SubáreaRestricciones que requieren Generación de Seguridad o Limitaciones de Geneneración ante Contingencias Sencillas

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Área o Subárea

Número Restricciones Detalladas Impacto Recomendaciones Mediano

Plazo Obras definidas y/o recomendadas

Atlántico 1 Atr Tebsa 3 214/110 kV / Atr Tebsa 2 220/110 kV + Atr Tebsa 1 220/110 kV

3 Programar generación a nivel

de 110 kV

Proyecto Caracolí y obras asociadas, Mejora interconectividad Caracolí 220 kV. Noviembre

de 2016. Obras asociadas al proyecto Caracolí a nivel de

STR. Años 2016-2017.

Atlántico 2 Atr Flores 2 220/110 kV / Atr Tebsa 3

214/110 kV 3

Programar generación a nivel de 110 kV



STR. Años 2016-2017.

Atlántico 3 Atr Flores 2 220/110 kV / Atr Flores

220/110 kV 3

Programar generación a nivel de 110 kV



STR. Años 2016-2017.

Atlántico 4 Sabanalarga 220/110 kV / Sabanalarga 9

220/110 kV 2

Alternativas del OR para evitar DNA mayor.

Aumento de capacidad de sobrecarga en emergencia de

los transformadores Sabanalarga 220/110.



STR. Años 2016-2017. Estos proyectos permiten cerrar el anillo en

Malambo 110 kV.

Atlántico 5 Oasis - Silencio 1 110 kV / Oasis - Centro 1

110 kV 3

Equilibrar la generación de Flores I y Flores IV con

generación de Tebsa por 110 kV.



STR. Años 2016-2017.

Atlántico 6 Atr Tebsa 3 214/110 kV / Termoflores I –

Oasis 110 kV 3





STR. Años 2016-2017.

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Área o Subárea



Atlántico 7 Atr Tebsa 3 214/110 kV / Termoflores II –

Oasis 110 kV 3





STR. Años 2016-2017.

Atlántico 8 Termoflores II – Oasis 1 110 kV / Termoflores I – Oasis 1 110 kV

3





STR. Años 2016-2017.

Atlántico 9 Termoflores I – Las Flores 1 110 kV /

Termoflores I – Oasis 1 110 kV 3

Equilibrar la generación de Flores I con generación de

Tebsa por 110 kV.



STR. Años 2016-2017.

Atlántico 10 Termoflores I – Las Flores 1 110 kV / Oasis

– Silencio 1 110 kV 3

Equilibrar la generación de Flores I con generación de

Tebsa por 110 kV.



STR. Años 2016-2017.

Atlántico 11 Atr Flores 2 220/110 kV / Termoflores II –

Oasis 110 kV 3

Equilibrar la generación de Flores IV con generación de

Tebsa por 110 kV.



STR. Años 2016-2017.

Atlántico 12 Atr Flores 1 220/110 kV / Termoflores I –

Oasis 110 kV 3

Equilibrar la generación de Flores IV con generación de

Tebsa por 110 kV.



STR. Años 2016-2017.

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Área o Subárea



Atlántico 13 Tebsa – Veinte Julio 1 110 kV / TVeinte

Julio – Veinte Julio 1 110 kV 3





STR. Años 2016-2017.

Atlántico 14 Tebsa – Unión 1 110 kV / Tebsa – El Rio 1

110 kV 3

Equilibrar la generación de Tebsa con generación de Flores

I y Flores IV por 110 kV.



STR. Años 2016-2017.

Atlántico 15 Tebsa – Cordialidad 110 kV / Tebsa – El

Río 110 kV 3

Equilibrar la generación de Tebsa con generación de Flores

I y Flores IV por 110 kV.



STR. Años 2016-2017.

Atlántico 16 Flores – Nueva Barranquilla 1 220 kV / Flores – Nueva Barranquilla 2 220 kV

3 Limitar generación de la

subárea.


de 2016.

Atlántico 17 Tebsa – Sabanalarga 3 220 kV / Tebsa –

Sabanalarga 1 220 kV + Tebsa – Sabanalarga 2 220 kV

3

Reconfigurar circuitos en 220 kV.

Limitar generación de la subárea.


de 2016.

Atlántico 18 Alcance de los niveles de corto circuito a los valores de diseño en la subestación

Tebsa 110 kV. 3

Limitar unidades de generación de la subárea.

Alternativas para reducción del nivel de cortocircuito.

Proyecto de conexión de la planta Termobarranquilla en 220 kV a través del transformador de Tebsa 220/110 kV de

180 MVA e instalar un nuevo transformador Tebsa 220/110 kV de 100 MVA.

Repotenciar subestación Tebsa 110 kV. Obras incluidas por la UPME en el alcance al

concepto de obras en el STR del proyecto Caracolí.

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Área o Subárea



Atlántico 19 Alcance de los niveles de corto circuito a los valores de diseño en las subestación

Termoflores 110 kV. 3

Operar Termoflores 110 kV desacoplada.

Alternativas para reducción del nivel de cortocircuito.

Repotenciar subestación Termoflores 110 kV. (Recomendado XM).

Está pendiente definir una solución.

Bolívar 20 Bolívar – Cartagena 220 kV / Bolívar -

Bosque 220 kV + Sabanalarga – Ternera 220 kV

3 Generación de seguridad al

interior de la subárea. Proyecto segundo circuito Bolívar - Cartagena

220 kV. Marzo de 2017.

Bolívar 21 Proeléctrica - Membrillal 66 kV /

Cartagena - Bocagrande 66 kV 3

Limitar la generación de Proeléctrica.

Proyecto de Subestación La Marina 66 kV y obras asociadas. Año 2018. Este proyecto

tiene concepto UPME, el cual elimina estas restricciones. Sin embargo, es importante resaltar que estas obras entrarían en su

totalidad para el año 2018, y las mismas se agotan en el corto plazo.

Proyecto cambio de nivel de tensión de 66 kV a 110 kV de la red del STR (Recomendado XM). La UPME ha analizado una solución estructural que contempla el aumento del nivel de tensión de 66kV a 110kV en una porción de la subárea. Sin embargo, ante las dificultades de ejecución

de estas obras, en el próximo plan de expansión se analizarán nuevas alternativas

(como baterías) que permitan eliminar/mitigar estas restricciones.

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Bolívar 22 Ternera - Bosque 66 kV / Cartagena -

Bocagrande 66 kV 3








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Área o Subárea



Bolívar 23 Cartagena - Zaragocilla 66 kV/ Cartagena -

Bocagrande 66 kV 3








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Área o Subárea



Bolívar 24 Proeléctrica - Mamonal 1 66 kV/ Cartagena - Bocagrande 66 kV

3 Limitar la generación de

Proeléctrica.







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Área o Subárea



Bolívar 25 Bolívar - Bosque 220 kV / Cartagena -

Bocagrande 66 kV 3








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Área o Subárea



Bolívar 26 Bosque - Bocagrande 66 kV / Cartagena -

Bocagrande 66 kV 2








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Área o Subárea



Bolívar 27 Cartagena - Bocagrande / Bosque -

Bocagrande 66 kV 2








Bolívar 28 Atr Bosque 220/66 kV / Ternera - Bosque

66 kV + Cartagena - Bocagrande 66 kV 2

Actuación de esquema suplementario con DNA. Limitar la generación de Proeléctrica en

demanda mínima.

Proyecto Segundo transformador 220/66 kV en la S/E El Bosque. Septiembre 2015.

Bolívar 29 Bolívar - Cartagena 220 kV / Atr Bosque

220/66 kV 3

Generación de seguridad en Proeléctrica.

Proyecto Segundo transformador 220/66 kV en la S/E El Bosque. Septiembre 2015.

Bolívar 30 Bajas tensiones en Gambote y Bayunca

66 kV 3

Generación de seguridad al interior de la subárea si la

tensión es inferior al límite.

Proyecto Bolívar 220/66 kV y reconfiguración del circuito Villa Estrella - Bayunca 66 kV. Abril

de 2016.

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Área o Subárea



Bolívar 31 Bajas tensiones en El Carmen 110 kV y

Zambrano 66 kV 3

Operar Ternera 110 kV por encima de la tensión nominal. Instalación de compensación

capacitiva en el área de influencia.

Operar interconectadas las redes de Córdoba – Sucre y

Bolívar.

Proyecto condensador El Carmen 22.6 Mvar 66 kV con dos pasos. Julio 2015.

Córdoba-Sucre

32 Atr Chinú 1 500/110 kV / Atr Chinú 2 500/110 kV + Atr Chinú 3 500/110 kV

2 Actuación de esquema

suplementario con DNA. Proyecto corredor Chinú – Montería – Urabá

220 kV. Noviembre de 2016.

Córdoba-Sucre

33 Chinú - Coveñas 110 kV / Chinú - Boston

110 kV 2

Actuación de esquema suplementario con DNA.

Proyecto corredor Chinú – Montería – Urabá 220 kV. Noviembre de 2016.

Córdoba-Sucre

34 Chinú - Boston 110 kV / Chinú - Coveñas

110 kV 2



Córdoba-Sucre

35 Boston - Sierraflor 110 kV / Chinú -

Coveñas 110 kV 2



Córdoba-Sucre

36

Chinú - Montería 110 kV / Atr Urrá 230/110 kV

Bajas tensiones ante N-1 de Chinú - Montería 110 kV


suplementario con DNA.

Proyecto condensador Montería 32.4 Mvar 110 kV. Julio 2015.


Córdoba-Sucre

37

Atr Urrá 230/110 kV / Chinú - Montería 110 kV

Bajas tensiones ante N-1 de Atr Urrá 230/110 kV


suplementario con DNA.



Córdoba-Sucre

38

Atr Cerromatoso 500/230 kV / Chinú - Montería 110 kV

Bajas tensiones ante N-1 Atr Cerromatoso 500/230 kV

3 Generación de seguridad en

Urrá.



Córdoba-Sucre

39 Urrá - Cerromatoso 230 kV / Atr Urrá

230/110 kV 3 Limitar generación de Urrá.


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Área o Subárea



GCM 40

Cargabilidad de la línea El Paso – El Banco 110 kV por encima del 100% en estado

normal de operación. Bajas tensiones en Riohacha y El Banco 110 kV.

3 Generación en Guajira. Expansión en el STR.

GCM 41 Atr Fundación 1 220/110 kV / Atr

Fundación 2 220/110 kV 3 Generación en Guajira.

Proyecto Río Córdoba 220 kV. Septiembre 2016.

GCM 42 Atr Cuestecitas 2 220/110 kV / Atr

Cuestecitas 1 220/110 kV 2


Proyecto Tercer Transformador de Cuestecitas 220/110 kV. Enero de 2016.

GCM 43 Atr Valledupar 220/34.5 kV 1+2 2 Alternativas del OR para evitar

DNA mayor.

Nuevo punto de conexión en San Juan 220/110 kV, tercer transformador Valledupar

220/34.5 kV, nueva subestación Guatapurí 110 kV abriendo la línea Valledupar - San Juan

110 kV. Año 2018. (Propuesta Plan de Expansión Electricaribe)

La solución identificada por la UPME es el tercer transformador Valledupar 220/34.5kV.

Sin embargo, la UPME aún no ha dado concepto, el mismo se emitiría una vez se

tenga definido el ejecutor de la ampliación de la subestación Valledupar, pues existe una

restricción de espacio en la subestación actual de Valledupar que impide la instalación del

tercer transformador.

GCM 44 Atr Valledupar 220/110 kV 1+2 2 Alternativas del OR para evitar

DNA mayor.

Proyecto segundo transformador de Valledupar 220/110 kV con sus respectivas

bahías. Año 2016. Proyecto La Loma 110 kV y líneas El Paso - La

Loma - La Jagua 110 kV. Junio de 2017. Nuevo punto de conexión en San Juan

220/110 kV y obras asociadas. Año 2018. (Propuesta Plan de Expansión Electricaribe)

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Área o Subárea



GCM 45 Fundación - Rio Córdoba 110 kV / Santa

Marta - Gaira 110 kV 2



GCM 46 Santa Marta - Gaira 110 kV / Fundación -

Rio Córdoba 110 kV 2



GCM 47 N-1 de Copey 500/220 kV o del circuito

Ocaña - Copey 500 kV generan bajas tensiones en la subárea

3 Unidades de seguridad en

Guajira.

Proyecto de instalación de compensación capacitiva en el Banco 110 kV. Julio de 2015. Compensación capacitiva en la subestación Termocol de 35 Mvar. Noviembre de 2015. Proyecto segundo Transformador en Copey

500/220 kV. Noviembre 2015. Compensación capacitiva en la subestación

Valledupar de 50 Mvar. Noviembre de 2016. Nuevo circuito Copey – Cuestecitas 500 kV y Segundo circuito Copey - Fundación 220 kV.

Noviembre de 2019.

STN Caribe 48 Límite de importación del área Caribe por contingencias sencillas en líneas a 500 kV

3 Generación de seguridad y

Unidades al interior de Caribe.

Proyecto dos circuitos Ituango - Cerromatoso 1 y 2, corredor Cerromatoso - Chinú - Copey

500 kV. Año 2018.

Antioquia 49 Guatapé – Miraflores 220 kV / Envigado –

Guayabal 110 kV 3

Balancear la generación entre el norte y el oriente del área

Nueva S/E Guayabal 220 kV y corredor de línea Bello – Guayabal – Ancón 220 kV. Noviembre

de 2016.

Antioquia 50 Guatapé - Miraflores 1 220 kV / Guatapé -

Barbosa 1 220 kV 3

Programar generación interna al norte del área para controlar

los cortes asociados


de 2016.

Antioquia 51 Guatapé - Barbosa 1 220 kV / Envigado -

Guayabal 1 110 kV 3



de 2016.

Antioquia 52 ATR Bello 2 214/110 kV / ATR Bello 1

214/110 kV 3



de 2016.

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Área o Subárea



Antioquia 53 San Carlos 3 230/500 kV / San Carlos 2 230/500 kV + San Carlos 4 230/500 kV

3 Balancear la generación entre el

norte y el oriente del área

Conexión a 500 kV del proyecto Ituango, incluida la conexión a la Subestación Medellín

500/230 kV y el circuito Ituango - Porce III - Sogamoso 500 kV. Agosto de 2018

Antioquia 54 San Carlos – Primavera 500 kV / ATR

Primavera 220/500 kV 3




Antioquia 55 Salto 1 110/220 kV / Salto 2 110/214 kV 3 Limitar generación para controlar corte asociado

Refuerzo de la conexión al STN (Recomendado XM).

UPME la tiene identificada para ser analizada en el próximo Plan de Expansión 2015 - 2029.

Antioquia 56 La Tasajera – Bello 220 kV / Envigado –

Guayabal 110 kV 3



de 2016.

Antioquia 57 ATR Miraflores 1 220/110 kV / Envigado –

Guayabal 110 kV 3



de 2016.

Antioquia 58 San Carlos - Primavera 1 500 kV/ Jaguas -

Malena 1 220 kV 3




Antioquia 59 Ancón Sur (EPM) - Ancón Sur (ISA) 1

220 kV / Ancón Sur (EPM) - Ancón Sur (ISA) 2 220 kV

3 Balancear la generación entre el

norte y el oriente del área



Antioquia 60 Occidente - Ancón Sur 1 220 kV /

Envigado - Ancón Sur 1 110 kV 3




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Área o Subárea



Antioquia 61 Guadalupe IV - Occidente 1 220 kV / La

Tasajera - Occidente 1 220 kV 3


En análisis de alternativas de expansión. Es posible que esta restricción se mitigue con la entrada de la Subestación Medellín (Katios)

500 kV, sin embargo esto no se ha sido analizado en detalle, por esta razón se

realizaran los análisis en el próximo Plan de Expansión 2015 -2029.

Antioquia 62

Bajas tensiones en las barras de Cocorná 110 kV, Texas 110 kV, Pto. Nare 110 kV, Moriche 110 kV, Pto. Inmarco 110 kV, Pto. Boyacá 110 kV, Palagua 110 kV,

Vasconia110 kV ante N-1 Playas – Pto. Nare 110 kV

3 Instalación de un banco de

condensadores.

Transformador en La Sierra 90 MVA 220/110 kV. Conexión al STN en la subestación

La Sierra para la interconexión La Sierra - Cocorná 110 kV. Año 2017.

STN Oriental 63 Primavera - Bacatá 1 500 kV 3

Programar generación al interior del área para el control del corte y mínimo número de

unidades para control de tensión

STATCOM Bacatá 500 kV. Noviembre 2015. Proyecto Chivor – Chivor II – Norte – Bacatá 230 kV, y doble transformación 230/110 kV.

Enero 2017 (fecha informada por el agente en las reuniones de seguimiento de proyectos del

área Oriental). Proyecto enlaces Sogamoso – Norte y Norte - Nueva Esperanza 500 kV. Septiembre 2017. Proyecto circuito Virginia – Nueva Esperanza

500 kV. Año 2020.

STN Oriental 64 Bacatá 500/230 kV / Bacatá 500/115 kV 3 Programar generación al

interior del área para el control del corte

Proyecto segundo transformador Bacatá 500/115 kV. Junio 2015.



área Oriental).

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STN Oriental 65 Chivor - Guavio 2 220 kV / Chivor - Guavio

1 220 kV 3

El corte es controlado a través del RAG implementado en

Chivor. Es necesario controlar el corte balanceando la

generación entre Chivor y Guavio, en condiciones particulares ya sea de

mantenimientos o asignación de AGC



área Oriental).

STN Oriental 66 Bahía de Seccionamiento Chivor S200/

Chivor - Guavio 2 220 kV 3

Controlar el corte balanceando la generación de las ocho

unidades de Chivor



área Oriental).

STN Oriental 67 Guaca - Mesa 1 220 kV / Guaca - Mesa 2

220 kV 3

Limitar la generación del área para el control del corte.

Proyecto Nueva Esperanza y obras asociadas. Año 2016 (fecha informada por el agente en

las reuniones de seguimiento de proyectos del área Oriental)

STN Oriental 68 Bacatá 115/500 kV / Bacatá 230/500 kV 3 Limitar la generación del área

para el control del corte.




área Oriental).

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STN Oriental 69 Guavio - Reforma 1 220 kV + Guavio -

Tunal 1 220 kV / Guavio - Circo 1 220 kV + Guavio - Circo 2 220 kV

3

Balancear generación entre la generación del norte y del sur

del área para el control del corte


Fecha de entrada en operación según convocatoria, octubre de 2015. Fecha

estimada de entrada en operación enero 2017 (fecha informada por el agente en las

reuniones de seguimiento de proyectos del área Oriental).

Bogotá 70 Torca - La Calera 1 115 kV / Torca -

Aranjuez 1 115 kV 3





área Oriental). Proyecto Nueva Esperanza y obras asociadas. Año 2016 (fecha informada por el agente en


Bogotá 71 Bacatá 500/115 kV / Torca - Aranjuez 1

115 kV 3




Bogotá 72 Torca - Castellana 1 115 kV / Autopista -

Castellana 1 115 kV 3

Limitar la generación del área para el control del corte.

Proyecto Nueva Esperanza y obras asociadas. Año 2016 (fecha informada por el agente en


Bogotá 73 San José – San Facón 57.5 kV / TVeraguas

– Gorgonzola 57.5 kV 2 Desatención de demanda. Expansión en el STR.

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Meta 74 Reforma - Barzal 1 115 kV / Ocoa - Barzal

1 115 kV 2 Desatención de demanda.

Expansión en el STR. UPME la tiene identificada, se espera que el OR proponga una obra de expansión para

eliminar esta restricción, de manera que para el próximo Plan de Expansión se analice y

defina la solución.

Meta 75 Guavio – Reforma 230 kV + Guavio –

Tunal 230 kV 3

Programa generación en PAGUA para soporte de tensión

Instalación de compensación capacitiva en el Meta (92.5 Mvar) con control VQ. Agosto –

septiembre de 2015 (fecha informada por el agente en las reuniones de seguimiento de

proyectos del área Oriental). Proyecto reconfiguración del enlace Guavio - Tunal 230 kV en Guavio - Reforma - Tunal 2

230 kV. Noviembre de 2015. Proyecto Suria 230/115 kV y obras asociadas

en 230 y 115 kV. Noviembre de 2016.

Norte de Santander

76 ATR Ocaña 230/115 kV/ ATR San Mateo

230/115 kV. 2 Desatención de demanda.

Plan de Expansión de CENS: Refuerzo de la capacidad de transformación STN/STR de las

subestaciones existentes, compensación capacitiva y refuerzos en la red de 115 kV.

Años 2017-2018.

Norte de Santander

77

N-1 del ATR Ocaña 230/115 kV ocasiona bajas tensiones en las subestaciones a 115 kV Ocaña, Aguachica, Ayacucho,

Convención, Tibú y Zulia kV.

2 Desatención de demanda.



Años 2017-2018.

Norte de Santander

78 ATR San Mateo 230/115 kV / ATR Ocaña 230/115 kV + Ocaña – Convención –Tibú

115 kV. 2 Desatención de demanda.



Años 2017-2018.

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Norte de Santander

79

N-1 del ATR San Mateo 230/115 kV ocasiona bajas tensiones en las

subestaciones de Convención 115 kV, Tibú 115 kV, Zulia 115 kV, Ínsula 115 kV y

San Mateo 115 kV




Años 2017-2018.

Norte de Santander

80 N-1 ATR Belén (Cúcuta) 230/115 kV

ocasiona demanda no atendida en Cúcuta 115 kV y Sevilla 115 kV.




Años 2017-2018.

Norte de Santander

81 N-1 San Mateo – Ínsula 115 kV ocasiona

bajas tensiones en las subestaciones Tibú 115 kV, Zulia 115 kV e Ínsula 115 kV




Años 2017-2018.

Boyacá-Casanare

82 Paipa 1 230/115 kV 180 MVA / Paipa 2

230/115 kV + Paipa 3 230/115 kV 3

Programar generación interna en Boyacá - Casanare para

controlar el corte

Proyecto circuito Aguazul – Yopal 115 kV. Dic 2015.

Nueva subestación San Antonio 230 kV y Doble circuito Sochagota – San Antonio 230 kV. Junio

2018.

Boyacá-Casanare

83 Paipa – San Antonio 115 kV / Paipa –

Duitama 115 kV 3

Programar generación interna en Boyacá - Casanare para

controlar el corte

Proyecto circuito Aguazul – Yopal 115 kV. Dic 2015.

Nueva subestación San Antonio 230 kV y Doble circuito Sochagota – San Antonio 230 kV. Junio

2018.

Boyacá-Casanare

84 Tunja - Chiquinquirá 1 115 kV/Paipa -

Barbosa 1 115 kV 2 Desatención de demanda.

Segundo circuito Tunja – Chiquinquira 115kV. Año 2018.

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Boyacá-Casanare

85 Bajas tensiones en las subestaciones Barbosa 115 kV y Cimitarra 115 kV.


Expansión en el STR. Obras a nivel de STR que están siendo evaluadas por el OR y UPME.

La UPME planteó como alternativa un segundo circuito Paipa – Barbosa 115kV en el Plan de

Expansión 2014-2028. Sin embargo, esta obra aún no está definida ya que se espera que el OR acepte llevarla a cabo o proponga otras obras que eliminen esta restricción, de lo

contrario se aplicará el mecanismo definido en la Resolución CREG 024 de 2013

(convocatoria).

Santander 86 ATR Barranca 1 230/115 kV/ Barranca 2

230/115 kV 2 Desatención de demanda.

Nueva subestación Palenque 230 kV, Reconfiguración del doble circuito Guatiguará

– Sogamoso 230 kV. Año 2017. Cambio de configuración en Barranca

230/115 kV de anillo a interruptor y medio y obras a nivel de STR y SDL. Años 2018-2019.

Santander 87 Bucaramanga – Real Minas 115 kV/ Palos

– Palenque 115 kV 2 Desatención de demanda.




Santander 88 ATR Palos 230/115 kV/ ATR Bucaramanga

203/115 kV 2 Desatención de demanda.




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Santander 89 ATR Piedecuesta 230/115 kV/ ATR

Bucaramanga 230/115 kV 2 Desatención de demanda.




Santander 90

Barranca – San Silvestre 115 kV ocasiona bajas tensiones en San Silvestre 115 kV, San Alberto 115 kV, Sabana de Torres

115 kV y Lizama 115 kV





STN-Suroccidente

91 San Carlos - Virginia 1 500 kV 3

Programar generación al interior del área para el control del corte y mínimo número de

unidades para control de tensión



circuito Juanchito – Pance 230 kV entrando a Alférez 230 kV. Año 2018.

STN-Suroccidente

92 ATR San Marcos 500/230 kV / ATR

Virginia 500/230 kV 3

Programar generación al interior del área para el control

del corte



circuito Juanchito – Pance 230 kV entrando a Alférez 230 kV. Año 2018.

CQR 93 Virginia – Cartago 230 kV / La Rosa –

Dosquebradas 115 kV 3

En caso de no estar habilitado el esquema suplementario

implementado se debe programar generación de seguridad en el Valle que

permitan minimizar los riesgos sobre la atención de la

demanda.

Reconfiguración del circuito Virginia - San Marcos 230 kV en Virginia - Cartago 230 kV y

Cartago - San Marcos 230 kV. Año 2016.

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CQR 94 Esmeralda 1 230/115 kV/ Esmeralda 2

230/115 kV 3 Programar generación interna

Proyecto Armenia 230/115 kV. Año 2015. Reconfiguración del enlace Esmeralda - San

Felipe 230 kV entrando a la Enea 230 kV (2018) y cambio de nivel de tensión del enlace

Esmeralda – Hermosa 115 kV a 230 kV (2019) + Refuerzos en transformación STN/STR.

Huila-Tolima-Caquetá

95 Prado – Flandes 2 115 kV / Prado –

Flandes 1 115 kV 3 Programar generación interna

Proyecto subestación Tuluní 230 kV. Noviembre de 2016.


96 Betania - El Bote 115 kV/Betania -

Seboruco - El Bote 115 kV 3 Programar generación interna



97 Betania - Sur 115 kV/Betania - Seboruco -

El Bote 115 kV 3 Programar generación interna



98 Natagaima - Prado/El Bote - Tenay 115 kV 3 Programar generación interna Proyecto subestación Tuluní 230 kV.

Noviembre de 2016.


99 ATR Betania 2 230/115 kV / ATR Betania 1

230/115 kV 3 Programar generación interna

Refuerzos en transformación 230/115 kV (Recomendado XM).

UPME la tiene identificada y aparece como recomendación el aumento de capacidad de transformación en Betania y Mirolindo en el último Plan de Expansión UPME 2014-2028.

Sin embargo, estas obras aún no están definidas ya que se espera que el OR acepte llevarlas a cabo o proponga otras obras que eliminen esta restricción, de lo contrario se

verificará la viabilidad de ejecución mediante el mecanismo de la resolución CREG 024 de

2013

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100 Mirolindo – Papayo 115 kV/ Mirolindo –

Brisas 115 kV 3 Programar generación interna Expansión en el STR.


101 ATR Altamira 230/115 kV / Betania –

Altamira 115 kV + Altamira – Florencia 115 kV


Segundo transformador Altamira 230/115 kV (Recomendado XM) y refuerzos en 115 kV,

está siendo evaluado por el OR y UPME. La UPME la tiene identificada y recomienda el segundo transformador Altamira 230/115kV

para eliminar estas restricciones. Sin embargo, esta obra aún no está definida y se espera que

los OR Electrohuila y Caquetá se pongan de acuerdo para solicitarla o propongan otras obras que eliminen esta restricción. Si no

existe respuesta alguna, la UPME sacaría este proyecto a convocatoria.


102 Bajas tensiones en red de 115 kV ante N-1

del ATR Altamira 230/115 kV 2 Desatención de demanda.

Segundo transformador Altamira 230/115 kV (Recomendado XM) y refuerzos en 115 kV,

está siendo evaluado por el OR y UPME. La UPME la tiene identificada y recomienda el segundo transformador Altamira 230/115kV

para eliminar estas restricciones. Sin embargo, esta obra aún no está definida y se espera que

los OR Electrohuila y Caquetá se pongan de acuerdo para solicitarla o propongan otras obras que eliminen esta restricción. Si no

existe respuesta alguna, la UPME sacaría este proyecto a convocatoria.

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Valle 103 Sobrecargas del anillo Yumbo - La

Campiña - Chipichape 115 kV 3

Programar generación. Operación de la Subestación Yumbo 115 kVen dos barras

independientes.

Repotenciación de los circuitos Yumbo - La Campiña - Chipichape 115 kV. (Recomendado

XM - EPSA). Para esta restricción, UPME ya había realizado

una evaluación económica, que en su momento indicaba que no era viable, sin

embargo, las condiciones han cambiado y la UPME la tiene identificada para ser analizada en el próximo Plan de Expansión 2015 – 2029

teniendo en cuenta las propuestas del OR EPSA en su plan de expansión.

Valle 104 ATR Yumbo 1 230/115 kV / ATR Yumbo 4

230/115 kV 3 Programar generación.






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Área o Subárea



Valle 105 Yumbo - San Luis 1 115 kV/ Yumbo - San

Luis 2 115 kV 3

Programar generación. Este corte aparece por la operación desacoplada de la subestación Yumbo 115 kV para mitigar la

sobrecargas del anillo Yumbo - La Campiña - Chipichape 115 kV






Valle 106 Guachal - Yumbo 1,2 115 kV / Guachal -

Yumbo 2,1 115 kV 3

Limitar generación térmica en Valle.






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Área o Subárea



Cauca-Nariño

107 Jamondino – Pasto 115 kV / Jamondino –

Catambuco 115 kV 2

Repotenciación de los circuitos del STR

No existe proyecto propuesto. UPME realizó un primer análisis en el anterior

Plan de Expansión y encontró que los beneficios no apalancarían una obra de

transmisión. Sin embargo, en la operación se evidencian problemas en la red de 115kV, por lo que la UPME volverá a analizar la subárea en el próximo plan según las observaciones y

recomendaciones de XM. XM propone analizar la posibilidad de realizar

cambios de CT’s.

Cauca-Nariño

108 Catambuco – Pasto 115 kV / Jamondino –

Catambuco 115 kV 2

Repotenciación de los circuitos del STR

No existe proyecto propuesto. UPME realizó un primer análisis en el anterior

Plan de Expansión y encontró que los beneficios no apalancarían una obra de

transmisión. Sin embargo, en la operación se evidencian problemas en la red de 115kV, por lo que la UPME volverá a analizar la subárea en el próximo plan según las observaciones y

recomendaciones de XM. XM propone analizar la posibilidad de realizar

cambios de CT’s.

Las restricciones resaltadas en Gris son las que aún no tienen obra de expansión definida o con concepto UPME.

Tabla 2. Restricciones Detalladas del Sistema Inteconectado Nacional

Tabla Restricciones Trimestre P 01-2015 P. Mensuales de Anlisis del Mercado... · 2017-07-27 · P....

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