ente operador regional identificacion de la red de transmisión

San Salvador, 19 de noviembre de 2009
IDENTIFICACION DE LA
RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL
PARA EL AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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
ENTE OPERADOR REGIONAL
1
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
2
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
3
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
4
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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
Los Brillantes – Frontera
Guatemala/México1
Moyuta - Ahuachapán
15 de Septiembre – Agua
Caliente (1)
Prados – León I
Amayo - Liberia
Río Claro - Progreso
Cahuita – Changuinola
Tramo Línea SIEPAC
Aguacapa – Ahuachapán
Guatemala Norte – Panaluya
Panaluya – San Buenaventura
Ahuachapán – Nejapa (un
circuito)
15 de Septiembre – Nejapa
(un circuito)
Agua Caliente – 15 de
Septiembre (2)
Cajón – San Buenaventura
Toncontín – San Buenaventura
Agua Caliente – Planta
Sandino
Planta Sandino - Ticuantepe
Ticuantepe - Cañas
Cañas - Parrita
Río Claro – Palmar Norte
Río Claro - Veladero
Voltaje (kV)
Países
230
Guatemala hasta la frontera con
México
Guatemala – El Salvador
230
El Salvador - Honduras
230
230
230
230
Honduras - Nicaragua
Nicaragua – Costa Rica
Costa Rica - Panamá
Costa Rica - Panamá
Voltaje (kV)
Países
400
230
230
230
Interconexión Guatemala –El
Salvador
Guatemala
Interconexión Guatemala Honduras
230
El Salvador
230
El Salvador
230
230
Interconexión Honduras – El
Salvador
Honduras
Honduras
230
Interconexión Honduras - Nicaragua
230
Nicaragua
Interconexión Nicaragua – Costa
Rica
Costa Rica
Costa Rica
Interconexión Costa Rica - Panamá
230
230
230
230
230
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
ENTE OPERADOR REGIONAL
5
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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
Nodos
400
230
138
69
1
22
17
188
228
24
16
192
232
1
2
4
4
11
RTR Año
2010
1
14
0
0
15
16
0
0
16
1
0
0
0
1
7
0
1
0
8
0
Total
Líneas de
Transmisión
230
138
69
Total
Transformadores
de dos
devanados
400/230
230/138
230/69
138/69
Total
Transformadores 230/69/13.8
de tres
230/138/13.8
devanados
Total
El Salvador
Elemento de
Transmisión
3
25
28
38
RTR Año
2010
3
17
20
19
2
40
2
21
Transformadores
230/115/46de tres
23
devanados
6
6
Total
6
6
Nodos
Voltaje
(kV)
230
115
Total
Líneas de
Transmisión
115
230
Total
ENTE OPERADOR REGIONAL
Total BDD
6
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Honduras
Elemento de
Transmisión
Voltaje (kV)
Total BDD
Nodos
230
138
69
12
37
25
74
14
46
21
81
RTR Año
2010
11
20
0
31
13
22
0
35
4
4
7
0
11
4
2
2
2
2
Total
Líneas de
Transmisión
230
138
69
Total
Transformadores
230/138
de dos
138/69
devanados
Total
Transformadores
de tres
230/138/13.8
devanados
Total
Nicaragua
Elemento de
Transmisión
Voltaje (kV)
Total BDD
Nodos
230
138
69
8
45
47
100
9
47
40
96
RTR Año
2010
7
18
0
25
8
17
0
25
7
0
7
0
8
8
4
12
0
8
Total
Líneas de
Transmisión
230
138
69
Total
Transformadores
de dos
devanados
138/69
Total
Transformadores
230/138/13.8
de tres
devanados
138/69/13.8
Total
ENTE OPERADOR REGIONAL
7
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Costa Rica
Elemento de
Transmisión
Voltaje (kV)
Total BDD
Nodos
230
138
69
31
34
0
65
38
41
79
RTR Año
2010
27
20
0
47
28
26
54
Transformadores 230/138/13.8
de tres
devanados
230/69/13.8
13
11
0
0
Total
13
11
Total
Líneas de
Transmisión
Total
230
138
Panamá
Elemento de
Transmisión
Voltaje (kV)
Total BDD
Nodos
230
115
16
31
47
28
40
68
RTR Año
2010
15
8
23
27
9
36
1
0
1
0
9
0
5
3
14
3
Total
Líneas de
Transmisión
Total
Transformadores
de dos
devanados
230
115
230/115
Total
Transformadores 230/115/34.5
de tres
230/115/13.8
devanados
Total
ENTE OPERADOR REGIONAL
8
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
9
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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:
ENTE OPERADOR REGIONAL
10
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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
América Central (SIEPAC).
Eléctrica
de
los
Países
de
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
11
IDENTIFICACION DE LA
RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL
AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL
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
Guatemala
El Salvador
Honduras
Nicaragua
Costa Rica
Panamá
Nodo
Los Brillantes
Moyuta2
Aguacapa
Guatemala Norte
Panaluya
Ahuachapán
15 de Septiembre
Nejapa
Agua Caliente
Prados
Toncontín
Cajón
San Buenaventura
León I
Amayo
Planta Sandino
Ticuantepe
Liberia
Voltaje(kV)
400
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
No. Bus (PSS/E)
1128
1125
1101
1108
1710
28161
28181
28371
3301
3310
3155
3032
3300
4403
4750
4402
4406
50000
56050
56052
58350
50050
50052
54000
56100
56102
6014
6182
Nombre (PSS/E)
LBR-400
MOY-231
AGU-230
GNO-231
PAN-230
AHUA-230
15SE-230
NEJA-230
AGC B624
PRD B618
TON B610
CJN B601
SBV
LNI-230
AMY-230
PSN-230
TCP-230
LIB230
RCL230A
RCL230B
CAH230
CAS230A
CAS230B
PAR230
PNO230A
PNO230B
PRO230
VEL230
Río Claro
230
Cahuita
230
Cañas
230
Parrita
230
Palmar Norte
230
Progreso3
Veladero
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
13
Tabla 5.2. Líneas de interconexión pertenecientes a la RTR Básica.
Línea de interconexión
Los Brillantes – Frontera
Guatemala/México4
Moyuta – Ahuachapán
15 de Septiembre – Agua
Caliente (1)
Prados – León I
Amayo – Liberia
Río Claro – Progreso
Cahuita – Changuinola
Voltaje (kV)
Países
230
Guatemala hasta la frontera con
México
Guatemala – El Salvador
230
El Salvador - Honduras
230
230
230
230
Honduras - Nicaragua
Nicaragua – Costa Rica
Costa Rica - Panamá
Costa Rica - Panamá
400
Tabla 5.3. Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica.
Tramo Línea SIEPAC
Voltaje (kV)
Aguacapa – Ahuachapán
230
Guatemala Norte – Panaluya
230
Panaluya – San Buenaventura
230
Ahuachapán – Nejapa (un
circuito)
15 de Septiembre – Nejapa
(un circuito)
15 de Septiembre - Agua
Caliente (2)
Cajón – San Buenaventura
Toncontín – San Buenaventura
Agua Caliente – Planta
Sandino
Planta Sandino – Ticuantepe
Países
Interconexión Guatemala –El
Salvador
Guatemala
Interconexión Guatemala Honduras
230
El Salvador
230
El Salvador
230
230
Interconexión Honduras – El
Salvador
Honduras
Honduras
230
Interconexión Honduras - Nicaragua
230
Nicaragua
Interconexión Nicaragua – Costa
Rica
Costa Rica
Costa Rica
Interconexión Costa Rica - Panamá
230
Ticuantepe – Cañas
230
Cañas – Parrita
Río Claro – Palmar Norte
Río Claro – Veladero
230
230
230
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
ENTE OPERADOR REGIONAL
14
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
15
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.4. Nodos de control del sistema eléctrico de Guatemala.
País
Nombre
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
Observaciones
Nombre
(PSS/E)
1448
Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de la RTR básica Aguacapa
ALB-230 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas Arizona, Enron,
Sidegua, San José y Tampa.
Es el nodo eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión Moyuta
ESC-231 230 kV y Panaluya 230kV y recibe generación de forma radial de las plantas
Escuintla, SIS-D y La Palma
SIQ-230 Recibe generación de forma radial desde el nodo Magdalena 230 kV
TIC-231
Recibe generación de forma radial de la planta Tac Tic
TIC-232
1107
GES-231 Nodo que tiene asociados generación y demanda
GUA
Alborada
230
1102
GUA
Escuintla
230
1106
GUA
Siquinalá
230
GUA
Tac Tic
230
1132
1444
GUA
Guatemala Este
230
Tabla 5.5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador
.
País
Nombre
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Observaciones
Recibe generación en forma radial de la planta 5 de Noviembre
Recibe generación en forma radial de la planta Acajutla, también se
alimenta demanda desde este nodo.
Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión
Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta
Ahuachapán
Recibe Generación de la planta Cerrón Grande, también se alimenta
demanda desde este nodo.
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
SAL
5 de Noviembre
115
27101
5NOV-115
SAL
Acajutla
115
27131
ACAJ-115
SAL
Ahuachapán
115
27161
AHUA-115
SAL
Cerrón Grande
115
27171
CGRA-115
SAL
15 de
Septiembre
115
27181
15SE-115
ENTE OPERADOR REGIONAL
16
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
País
Nombre
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
Observaciones
Nombre
(PSS/E)
septiembre.
SAL
Berlín
115
27211
BERL-115
Recibe generación de la planta Berlín
Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la planta
Soyapango
Recibe generación en forma radial de la planta Guajoyo. También se
alimenta demanda desde este nodo
Recibe generación de la planta Nejapa. También se alimenta demanda en
este nodo
SAL
Soyapango
115
27301
SOYA-115
SAL
Santa Ana
115
27351
SANA-115
SAL
Nejapa
115
27371
NEJA-115
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
País
Nombre
Nodo
Voltaje No. Bus
(kV)
(PSS/E)
HON
Pavana
230
3034
HON
LUFUSSA
230
3355
HON
Cañaveral
138
3029
HON
Progreso
138
3038
HON
Térmica Sulzer
138
3122
ENTE OPERADOR REGIONAL
Nombre
(PSS/E)
PAV
B620
LUT
B622
CRL
B501
PGR
B509
TSZ
B526
Observaciones
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
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
Recibe generación de las planta Cañaveral
Recibe generación en forma radial de la planta Ceiba Térmica
Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta
radialmente ELC B520
17
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
País
Nombre
Nodo
Voltaje No. Bus
(kV)
(PSS/E)
HON
Choloma
138
3049
HON
La Puerta
138
3078
HON
Masca
138
3082
HON
Agua Prieta
138
3204
Observaciones
Nombre
(PSS/E)
CHM
B539
Nodo que tiene asociados generación y retiro
LPT B503 Nodo que tiene asociados generación y retiro
MAS
B544
AGP
B556
Nodo que tiene asociados generación y retiro
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)
NIC
Planta Nicaragua
230
4405
PNI-230
NIC
Acahualinca
138
4300
ACH-138
NIC
Tipitapa
138
4336
TPT-138
NIC
El Viejo
138
4312
EVJ-138
NIC
Los Brasiles
138
4315
LBS-138
NIC
León I
138
4316
LNI-138
NIC
Planta Managua
138
4317
MGA-138
ENTE OPERADOR REGIONAL
Observaciones
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
Recibe generación de las plantas Hugo Chávez 1 y Las Brisas. También se
alimenta demanda desde este nodo.
Recibe generación en forma radial de la Planta Tipitapa Power y Planta
Che Guevara ubicación Tipitapa
Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación radialmente de
PMR-69 (4326)
Recibe generación de las plantas Momotombo y Hugo Chávez II
Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la Planta
Energética Corinto
Recibe generación de la planta Managua
18
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Nodo
País
Observaciones
Nombre
Voltaje
(kV)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
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
NIC
NIC
San Jacinto Power
Nagarote
138
138
4334
4342
SJP-138T
NAG-138
Nodo que tiene demanda y recibe generación en forma radial de Planta
Centroamérica
Recibe generación de la planta San Jacinto Power
Nodo que tiene asociados generación y retiro
Tabla 5.8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica.
Nodo
País
Nombre
Voltaje
(kV)
Corobicí
230
Arenal
230
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Observaciones
COR230A
COR230B
ARE230A
ARE230B
MIR230A
MIR230B
MI3230
BAR230
CQU230
TOR230
PBL230
Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta
radialmente SAD138
Recibe generación de las plantas Arenal, Tejona, PESA y
Aeroenergía
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
Nodo que tiene asociados generación y retiro
Nodo que tiene asociados generación y retiro
Recibe generación de la planta Toro
Recibe generación de la planta Peñas Blancas. También se
alimenta demanda desde este nodo
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
Miravalle
230
Barranca
Ciudad Quezada
Toro
230
230
230
50100
50102
50200
50202
50250
50252
50253
50350
50650
50700
CRI
Peñas Blancas
230
50800
CRI
ENTE OPERADOR REGIONAL
19
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Nodo
País
Nombre
Voltaje
(kV)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Garabito
230
Cariblanco
230
La Caja
230
MOG
Pirris
230
230
La Caja
138
Alajuelita
Colima
138
138
50900
50950
50952
53000
53002
50300
54250
53004
53006
53454
53654
GAB230
CAR230A
CAR230B
CAJ230A
CAJ230B
MOG230
PIR230
CAJ138A
CAJ138B
ALA138
COL138
CRI
Río Macho
138
53854
RMA138
CRI
Cachí
138
CRI
Turrialba
138
CRI
Angostura
138
58004
58006
58054
58104
58106
CAC138A
CAC138B
TUR138
ANG138A
ANG138B
CRI
Trapiche
138
58154
TRA138
138
58304
58305
58306
MOI138A
MOI138B
MOI138C
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
Moín
ENTE OPERADOR REGIONAL
Observaciones
Nodo que tiene asociados generación y retiro
Recibe generación de la planta Cariblanco
Nodo que tiene asociados generación y retiro
Nodo que tiene asociados generación y retiro
Nodo que tiene generación asociada
Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se
conectan radialmente GAR138, NAR138, COC138 y POA138
Nodo que tiene asociados generación y retiro
Recibe generación de la planta Colima
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
Recibe generación de las plantas Cachí y La Joya
Nodo que tiene generación y demanda asociadas
Nodo que tiene asociados generación y retiro
Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se
conectan radialmente LEE138 (58204)
Nodo que tiene asociados generación y retiro
20
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.
País
Nombre
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
6003
230
Nombre
(PSS/E)
PANII230
PAN
Panamá II
PAN
Chorrera
230
6005
CHO230
PAN
Mata de Nance
230
6011
MDN230
PAN
Guasquitas
230
6179
GUA230
Panamá
115
6002
PAN115
PAN
PAN
PAN
Las Minas 1
Las Minas 2
Fortuna
115
115
230
6059
6060
6096
LM1115
LM2115
FOR230
PAN
Cemento Panamá
115
6170
CPA115
PAN
PAN
Cativa
Termocolón
115
115
6270
6290
CAT 115
TCOL 115
ENTE OPERADOR REGIONAL
Observaciones
Recibe generación de la planta Bayano, COPESA y Pacora
Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se
conecta radialemente PAM230
Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión
Progreso, 230 kV y tiene asociados centros de demanda y
generación.
Nodo que tiene asociada demanda. A este nodo se conecta
radialmente EST230.
Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se
conecta radialmente SMA115
Recibe generación de la planta Las Minas 1
Recibe generación de la planta Las Minas 2
Recibe generación de la planta Fortuna
Nodo que tiene asociada demanda. A este se conecta radialmente
GIR115
Nodo que tiene asociada generación
Nodo que tiene asociada generación
21
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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
De los escenarios anteriores, se seleccionó el escenario que
c)
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
22
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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)
GUA
Guatemala Sur
230
1109
GSU-231
GUA
Moyuta5
230
1126
MOY-230
GUA
Moyuta6
230
1129
MOY-232
GUA
San Joaquín
230
1120
SJQ-230
GUA
Los Brillantes
230
1110
LBR-231
Observaciones
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la
RTR continua
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la
RTR continua
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la
RTR continua
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 AGU230 (1101)
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 LBR400 (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
ENTE OPERADOR REGIONAL
23
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.11. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.
Línea de Transmisión
Nodo desde
País
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nodo hacia
Nombre
(PSS/E)
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
GUA
Escuintla
1106
ESC-231
Alborada
1102
ALB-230
230
1
GUA
Escuintla
1106
ESC-231
Alborada
1102
ALB-230
230
2
GUA
Alborada
1102
ALB-230
San Joaquín
1120
SJQ-230
230
1
GUA
San Joaquín
1120
SJQ-230
Aguacapa
1101
AGU-230
230
1
GUA
Siquinalá
1132
SIQ-230
Escuintla
1106
ESC-231
230
1
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
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
Tramo que forma parte de la
ruta de menor impedancia que
conecta el nodo de control ESC231 (1106) con el nodo de la
RTR básica AGU-230 (1101)
Tramo que forma parte de la
ruta de menor impedancia que
conecta el nodo de control ESC231 (1106) con el nodo de la
RTR básica AGU-230 (1101)
Tramos que forman parte de la
ruta de menor impedancia que
conecta el nodo de control ALB230 (1102) con el nodo de la
RTR básica AGU-230 (1101)
Tramo que forma parte de la
ruta de menor impedancia que
conecta el nodo de control SIQ230 (1132) con el nodo de la
RTR básica AGU-230 (1101)
Tramo que forma parte de la
ruta de menor impedancia que
conecta el nodo de control TIC231 (1444) y TIC-232 (1448)
con el nodo de la RTR básica
AGU-230 (1101)
24
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Línea de Transmisión
Nodo desde
País
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nodo hacia
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Nombre
1108
GNO-231
Voltaje
(kV)
Id
Comentario
230
1
Ruta de menor impedancia que
conecta los nodos de control
GES-231 (1107 y GNO-231
(1108)
Tramo que forma parte de la
ruta de menor impedancia para
hacer la RTR continua
GUA
Guatemala
Este
1107
GES-231
Guatemala
Norte
GUA
Moyuta7
1126
MOY-230
Moyuta
1125
MOY-231
230
1
GUA
Guatemala
Este
1107
GES-231
Moyuta
1129
MOY-232
230
1
GUA
Moyuta8
1126
MOY-230
Moyuta
1129
MOY-232
230
2
GUA
Escuintla
1106
ESC-231
Guatemala
Sur
1109
GSU-231
230
1
1109
GSU-231
230
2
GUA
Escuintla
1106
ESC-231
Guatemala
Sur
GUA
Guatemala
Este
1107
GES-231
Guatemala
Sur
1109
GSU-231
230
1
GUA
Siquinalá
1132
SIQ-230
Los Brillantes
1110
LBR-231
230
1
Tramos que forman parte de la
ruta de menor impedancia para
hacer la RTR continua
Tramos que forman parte de la
ruta de menor impedancia para
hacer la RTR continua
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
25
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.12. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de
Guatemala.
Transformador de dos devanados
País
GUA
Nodo desde
Nodo hacia
Subestación
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Los Brillantes
1128
LBR-400
1110
LBR-231
Voltaje
(kV)
Id
Comentario
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
SAL
Nombre
Voltaje
(kV)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
San Antonio Abad
115
27361
SANT-115
ENTE OPERADOR REGIONAL
Observaciones
Nodo necesario para conectar el nodo de control TALN-115 (27481)
al nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371).
26
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.14. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.
Línea de Transmisión
País
SAL
Nodo desde
No. Bus Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
Ahuachapán
27161
AHUA-115
Nodo hacia
No. Bus Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
Santa Ana
27351
SANA-115
Voltaje
Id
(kV)
115
1
SAL
Ahuachapán
27161
AHUA-115
Sonsonate
27411
SONS-115
115
1
SAL
Acajutla
27131
ACAJ-115
Sonsonate
27411
SONS-115
115
1
SAL
Acajutla
27131
ACAJ-115
Sonsonate
27411
SONS-115
115
2
27171
CGRA-115
Nejapa
27371
NEJA-115
115
1
27171
CGRA-115
Nejapa
27371
NEJA-115
115
2
SAL
SAL
Cerrón
Grande
Cerrón
Grande
SAL
Soyapango
SAL
15 de
Septiembre
SAL
5 de
Noviembre
27301
27181
27101
SOYA-115
Nejapa
15SE-115
Berlín
5NOV-115
Cerrón
Grande
ENTE OPERADOR REGIONAL
27371
27211
27171
NEJA-115
BERL-115
CGRA-115
115
115
115
1
1
1
Comentario
Tramo que forma parte de la
menor impedancia que conecta el
control SANA-115 (27351) con el
la RTR básica AHUA-230 (28161)
Tramo que forma parte de la
menor impedancia que conecta el
control SONS-115 (27411) con el
la RTR básica AHUA-230 (28161)
Tramos que forman parte de la
menor impedancia que conecta el
control ACAJ-115 (27131) con el
la RTR básica AHUA-230 (28161)
Tramo que forma parte de la
menor impedancia que conecta el
control CGRA-115 (27351) con el
la RTR básica NEJA-230 (28371)
Tramo que forma parte de la
menor impedancia que conecta el
control SOYA-115 (27301) con el
la RTR básica NEJA-230 (28371)
Tramo que forma parte de la
menor impedancia que conecta el
control BERL-115 (27211) con el
la RTR básica 15SE-230 (28181)
Tramo que forma parte de la
menor impedancia que conecta el
control 5NOV-115 (27101) con el
la RTR básica NEJA-230 (28371)
ruta de
nodo de
nodo de
ruta de
nodo de
nodo de
ruta de
nodo de
nodo de
ruta de
nodo de
nodo de
ruta de
nodo de
nodo de
ruta de
nodo de
nodo de
ruta de
nodo de
nodo de
27
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Línea de Transmisión
País
Nodo desde
No. Bus Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
SAL
San Antonio
Abad
SAL
San Antonio
Abad
27361
27361
SANT-115
Nodo hacia
No. Bus Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
Talnique
SANT-115
Nejapa
27481
27371
Voltaje
Id
(kV)
TALN-115
NEJA-115
115
115
1
1
Comentario
Tramo que forma parte de la
menor impedancia que conecta el
control TALN-115 (27481) con el
la RTR básica NEJA-230 (28371)
Tramo que forma parte de la
menor impedancia que conecta el
control TALN-115 (27481) con el
la RTR básica NEJA-230 (28371)
ruta de
nodo de
nodo de
ruta de
nodo de
nodo de
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
País
SAL
SAL
Nodo desde
Subestación
Nodo hacia (1)
Nodo hacia (2)
Voltaje
(kV)
Id
Comentario
NEJA-46
230/115
/46-23
NEJA_
TR
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)
15SE-230
24182
15SE-46
230/115
/46-23
INTER
3
15SE-230
24182
15SE-46
230/115
/46-23
INTER
4
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
28371
NEJA-230
27371
NEJA-115
24371
28371
NEJA-230
27371
NEJA-115
27181
15SE-115
28181
27181
15SE-115
28181
Nejapa
15 de
Septiembre
ENTE OPERADOR REGIONAL
Conecta el Nodo de
Control 15SE-115
(27181)
con
el
Nodo
Frontera
15SE-230 (28181)
28
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Transformador de tres devanados
País
SAL
Nodo desde
Subestación
Nodo hacia (1)
Nodo hacia (2)
Voltaje
(kV)
Id
Comentario
AHUA-46
230/115
/46-23
INTER
1
AHUA-46
230/115
/46-23
INTER
2
Conecta el Nodo de
Control AHUA-115
(27161)
con
el
Nodo
Frontera
AHUA-230 (28161)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
28161
AHUA-230
27161
AHUA-115
24161
28161
AHUA-230
27161
AHUA-115
24161
Ahuachapán
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)
HON
Progreso
230
3095
PGR B603
HON
Río Lindo
138
3098
RLN B521
HON
HON
HON
HON
HON
Bermejo
Circunvalación
Calpules
San Pedro Sula Sur
Santa Marta
138
138
138
138
138
3037
3052
3160
3203
3108
BER B507
CIR B537
CAL 138
SPS B558
SMT B534
ENTE OPERADOR REGIONAL
Observaciones
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el
nodo de control PGR B509 (3038) a RTR básica
Nodo que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta
el nodo de control CRL B501 (3029) a la RTR básica
Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que
conectan el nodo de control CHM B539 (3049) a la RTR básica
Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que
conectan el nodo de control LPT B503 (3078) a la RTR básica
29
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.17. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.
Línea de Transmisión
Nodo desde
País
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nodo hacia
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Nombre
3301
AGC B624
Voltaje
(kV)
Id
Comentario
230
1
Ruta eléctrica más corta para
unir PAV B620 (3334) con el
nodo de la RTR básica
AGC
B624(3301)
HON
Pavana
3034
PAV B620
Agua
Caliente
HON
Agua
Caliente
3301
AGC B624
LUFUSSA
3355
LUT B622
230
1
HON
Agua
Caliente
3301
AGC B624
LUFUSSA
3355
LUT B622
230
2
Cajón
3032
CJN B601
Progreso
3095
PGR B603
230
1
Cajón
3032
CJN B601
Progreso
3095
PGR B603
230
2
Cañaveral
3029
CRL B501
Río Lindo
3098
RLN B521
138
1
Progreso
3038
PGR B509
Río Lindo
3098
RLN B521
138
1
Bermejo
3037
BER B507
Choloma
3049
CHM B539
138
1
Bermejo
3037
BER B507
Choloma
3049
CHM B539
138
2
3052
CIR B537
138
1
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
Bermejo
3037
BER B507
Circunvalación
Circunvalación
3052
CIR B537
Calpules
3160
CAL 138
138
1
Progreso
3038
PGR B509
Calpules
3160
CAL 138
138
1
ENTE OPERADOR REGIONAL
Tramos de la ruta eléctrica más
corta para unir LUT B620 (3355)
con el nodo de la RTR básica
AGC B624(3301)
Tramos de la ruta eléctrica más
corta para unir PGR B603 (3095)
con el nodo de la RTR básica
CJN B601(3032)
Tramos de la ruta eléctrica más
corta para unir CRL B501 (3029)
con el nodo de la RTR básica
CJN B601(3032)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir CHM B539 (3049)
con el nodo de la RTR básica
CJN B601(3032)
30
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Línea de Transmisión
Nodo desde
País
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nodo hacia
Nombre
(PSS/E)
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
HON
Choloma
3049
CHM B539
Masca
3082
MAS B544
138
1
Masca
3082
MAS B544
Térmica
Sulzer
3122
TSZ B526
138
1
Choloma
3049
CHM B539
Agua
Prieta
3204
AGP B556
138
1
La Puerta
3078
LPT B503
3203
SPS B558
138
1
La Puerta
3078
LPT B503
3203
SPS B558
138
2
Santa
Marta
3108
SMT B534
3203
SPS B558
138
1
Progreso
3038
PGR B509
3108
SMT B534
138
1
Pavana
3034
PAV B620
3310
PRD B618
230
1
Toncontín
3155
TON B610
3301
AGC B624
230
1
Toncontín
3155
TON B610
3301
AGC B624
230
2
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
ENTE OPERADOR REGIONAL
San Pedro
Sula Sur
San Pedro
Sula Sur
San Pedro
Sula Sur
Santa
Marta
Prados
Agua
Caliente
Agua
Caliente
Comentario
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir MAS B544 (3082)
con el nodo de la RTR básica
CJN B601(3032)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir TSZ B526 (3122)
con el nodo de la RTR básica
CJN B601(3032)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir CHM B539 (3049)
con el nodo de la RTR básica
CJN B601(3032)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir LPT B503 (3078)
con el nodo de la RTR básica
CJN B601(3032)
Ruta eléctrica más corta para
que la RTR preliminar sea
continua
31
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.18. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de
Honduras.
País
Subestación
Nodo desde
No. Bus
Nombre
(PSS/E)
(PSS/E)
Transformador de dos devanados
Nodo hacia
Voltaje
Id
No. Bus
Nombre
(kV)
(PSS/E)
(PSS/E)
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
Observaciones
Nombre
Voltaje
(kV)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
NIC
Los Brasiles
230
4401
LBS-230
NIC
Masaya
230
4404
MSY-230
NIC
NIC
NIC
NIC
Oriental
Altamira
Las Colinas
Ticuantepe
138
138
138
138
4323
4302
4343
4340
ORT-138
ALT-138
LCN-138
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 TPT230 (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 TPT230 (4406)
ENTE OPERADOR REGIONAL
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 LNI230 (4403)
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)
32
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.20. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.
País
Nombre
Nodo desde
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Línea de Transmisión
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
Nombre
(PSS/E)
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
NIC
Los Brasiles
4401
LBS-230
Ticuantepe
4406
TCP-230
230
1
NIC
Acahualinca
4300
ACH-138
Los Brasiles
4315
LBS-138
138
1
NIC
Planta
Managua
4317
MGA-138
Achualinca
4300
ACH-138
138
1
NIC
El Viejo
4312
EVJ-138
León I
4316
LNI-138
138
1
NIC
San Jacinto
Power
4334
SJP-138T
León I
4316
LNI-138
138
1
NIC
Masaya
4404
MSY-230
Ticuantepe
4406
TCP-230
230
1
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control LBS-138 (4315) a
nodo de RTR básica TCP-230
(4406)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control ACH-138 (4300) a
nodo de RTR básica TCP-230
(4406)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control MGA-138 (4317) a
nodo de RTR básica TCP-230
(4406)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control EVJ-138 (4312) a
nodo de RTR básica LNI-230
(4403)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control SJP-138 (4334) a
nodo de RTR básica LNI-230
(4403)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control MSY-138 (4404) a
nodo de RTR básica TCP-230
33
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
País
Nombre
Nodo desde
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Línea de Transmisión
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
Nombre
(PSS/E)
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
Comentario
(4406)
NIC
Nagarote
4342
NAG-138
Los Brasiles
4315
LBS-138
138
1
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
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
NIC
Sébaco
4331
SEB-138
Planta Santa
Bárbara
4329
PSB-138
138
1
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
ENTE OPERADOR REGIONAL
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control NAG-138 (4342) a
nodo de RTR básica TCP-230
(4406)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control PNI-230 (4405) a
nodo de RTR básica PSN-230
(4402)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control PSB-138 (4329) a
nodo de RTR básica TCP-230
(4406)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control SEB-138 (4331) a
nodo de RTR básica TCP-230
(4406)
Tramo de la ruta eléctrica
más corta para unir el nodo
de control TPT-138 (4336) a
nodo de RTR básica TCP-230
(4406)
34
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
País
Nombre
Nodo desde
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Línea de Transmisión
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
Nombre
(PSS/E)
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
Comentario
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.
Transformador de tres devanados
País
NIC
NIC
Nodo desde
Subestación
Nodo hacia (1)
Nodo hacia (2)
Voltaje
(kV)
Id
Comentario
MSY-AT1
230/138
/13.8
MSY
-AT1
4918
MSY-AT2
230/138
/13.8
MSY
-AT2
TCP-138
4920
TCP-AT1
230/138
/13.8
TCPAT1
TCP-138
4920
TCP-AT2
230/138
/13.8
TCPAT2
Elementos
del
camino
eléctrico más corto para
llegar de MSY-138 (4319)
a nodo de RTR básica TCP230 (4406)
Elementos
del
camino
eléctrico más corto para
llegar de MSY-138 (4319)
a nodo de RTR básica TCP230 (4406)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
4404
MSY-230
4319
MSY-138
4916
4404
MSY-230
4319
MSY-138
4406
TCP-230
4340
4406
TCP-230
4340
Masaya
Ticuantepe
ENTE OPERADOR REGIONAL
35
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Transformador de tres devanados
País
NIC
NIC
Nodo desde
Subestación
Nodo hacia (1)
Nodo hacia (2)
Voltaje
(kV)
Id
LBS-AT1
230/138
/13.8
LBSAT1
4910
LBS-AT2
230/138
/13.8
LBSAT2
LNI-138
4902
LNI-AT1
230/138
/13.8
LNIAT1
LNI-138
4904
LNI-AT2
230/138
/13.8
LNIAT2
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
4401
LBS-230
4315
LBS-138
4908
4401
LBS-230
4315
LBS-138
4403
LNI-230
4316
4403
LNI-230
4316
Los Brasiles
León I
Comentario
Elementos
del
camino
eléctrico más corto para
llegar de LBS-138 (4315) a
nodo de RTR básica TCP230 (4406)
Elementos
del
camino
eléctrico más corto para
llegar de LNI-138 (4316) a
nodo de RTR básica LNI230 (4403)
Tabla 5.22. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.
País
Nombre
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Observaciones
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el
nodo de control MOG230 (50300) a la RTR básica
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
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
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
CRI
Liberia
230
50002
LIB230B9
CRI
San Miguel
230
53150
53152
SMI230A
SMI230B
Lindora
230
CRI
CRI
CRI
CRI
Moín
230
53050
LIN230A
53052
LIN230B
58300
58302
MOI230A
MOI230B
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
36
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
País
Nombre
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
53154
138
53156
Nombre
(PSS/E)
SMI138A
SMI138B
CRI
CRI
San Miguel
CRI
Siquirres
138
58254
SIQ138
CRI
CRI
San Isidro
Río Macho
230
230
56000
53850
SIS230
RMA230
Observaciones
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
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el
nodo de control TRA138 (58134) a la RTR básica
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
Nodo desde
País
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nodo hacia
Nombre
(PSS/E)
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
CRI
Corobicí
50102
COR230B
Cañas
50052
CAS230B
230
1
CRI
Arenal
50200
ARE230A
Corobicí
50100
COR230A
230
1
CRI
Miravalle
50252
MIR230B
MOG
50300
MOG230
230
1
CRI
MOG
50300
MOG230
Liberia
50002
LIB230B
230
1
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
COR230A y COR230B a nodo de
RTR básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
ARE230A y ARE230B a nodo de
RTR básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
MIR230A a nodo de RTR básica
CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
MOG230 (50300) a nodo de RTR
37
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde
País
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nodo hacia
Nombre
(PSS/E)
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
CRI
Barranca
50350
BAR230
Garabito
50900
GAB230
230
1
CRI
Garabito
50900
GAB230
Cañas
50052
CAS230B
230
1
CRI
Ciudad
Quezada
50650
CQU230
Peñas Blancas
50800
PBL230
230
1
CRI
Peñas Blancas
50800
PBL230
Arenal
50202
ARE230B
230
1
CRI
Toro
50700
TOR230
Ciudad
Quezada
50650
CQU230
230
1
CRI
Cariblanco
50950
CAR230A
San Miguel
53150
SMI230A
230
1
CRI
San Miguel
53152
SMI230B
Lindora
53050
LIN230A
230
1
CRI
San Miguel
53150
SMI230A
Lindora
53052
LIN230B
230
2
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
básica LIB230A (50000)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
BAR230 (50350) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
GAB230 (50900) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
CQU230 (50650) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
PBL230 (50800) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
TOR230 (50700) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
CAR230A (50950) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
SMI230B (53152) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
38
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde
País
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nodo hacia
Nombre
(PSS/E)
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
CRI
La Caja
53000
CAJ230A
Lindora
53050
LIN230A
230
1
CRI
La Caja
53002
CAJ230B
Lindora
53052
LIN230B
230
2
CRI
Lindora
53052
LIN230B
Barranca
50350
BAR230
230
2
CRI
Moín
58300
MOI230A
Cahuita
58350
CAH230
230
1
CRI
Pirris
54250
PIR230
Parrita
54000
PAR230
230
1
CRI
San Isidro
56000
SIS230
Palmar Norte
56100
PNO230A
230
1
CRI
San Miguel
53156
SMI138B
Cachí
58006
CAC138B
138
1
CRI
Alajuelita
53454
ALA138
La Caja
53006
CAJ138B
138
1
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
corta para unir el nodo de control
SMI230A (53150) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
CAJ230A (53000) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
LIN230B (53052) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
MOI138A y MOI138B a nodo de
RTR básica CAH30 (58350)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
PIR230 (54250) a nodo de RTR
básica PAR30 (54000)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
SIS230 (56000) a nodo de RTR
básica PNO230A (56100)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
CAC138A y CAC138B a nodo de
RTR básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
ALA138 (53454) a nodo de RTR
39
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde
País
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nodo hacia
Nombre
(PSS/E)
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
CRI
San Miguel
53154
SMI138A
Colima
53654
COL138
138
1
CRI
San Miguel
53156
SMI138B
Colima
53654
COL138
138
2
CRI
Río Macho
53854
RMA138
Cachí
58004
CAC138A
138
3
CRI
Angostura
58106
ANG138B
Cachí
58006
CAC138B
138
1
CRI
Turrialba
58054
TUR138
Cachí
58006
CAC138B
138
1
CRI
Moín
28302
MOI230B
Río Macho
53850
RMA230
230
1
CRI
Siquirres
58254
SIQ138
Moín
58304
MOI138A
138
1
CRI
Río Macho
53850
RMA230
San Isidro
56000
SIS230
230
1
CRI
Trapiche
58154
TRA138
Siquirres
58254
SIQ138
138
1
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
COL138 (53654) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
RMA138 (53854) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramos de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
ANG138B (58106) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
TUR138 (58054) a nodo de RTR
básica CAS230B (50052)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para hacer la RTR continua
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para unir el nodo de control
SIQ138 (58254) a nodo de RTR
básica CAH230B (58350)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para hacer la RTR continua
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para hacer la RTR continua
40
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.24. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de
Costa Rica.
País
Subestación
Nodo desde
No. Bus Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
53000
CRI
CRI
CRI
CRI
CAJ230A
Transformador de tres devanados
Nodo hacia (1)
Nodo hacia (2)
Voltaje
No. Bus Nombre No. Bus Nombre
(kV)
(PSS/E) (PSS/E) (PSS/E) (PSS/E)
53004
CAJ138A
53030
CAJAT1T
230/138/
13.8
11-77
6-1/71/8-1
53000
CAJ230A
53004
CAJ138A
53030
CAJAT2T
230/138/
13.8
53002
CAJ230B
53006
CAJ138B
53032
CAJAT3T
230/138/
13.8
1281
53002
CAJ230B
53006
CAJ138B
53033
CAJAT4T
1077
53150
SMI230A
53154
SMI138A
53180
SMIAT1T
53150
SMI230A
53154
SMI138A
53181
SMIAT2T
53152
SMI230B
53156
SMI138B
53182
SMIAT3T
230/138/
13.8
230/138/
13.8
230/138/
13.8
230/138/
13.8
La Caja
San Miguel
Moín
Id
1091
1277
17/18/1997
58300
MOI230A
58305
MOI138B
58330
MOIAT1T
230/138/
13.8
0503
53850
RMA230
53854
RMA138
53880
RMAAT1T
230/138/
13.8
14/15/
16-97
53854
RMA138
53850
RMA230
53881
RMAAT2T
230/138/
13.8
2083
Río Macho
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
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)
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)
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)
Transformadores que forman
parte de la ruta eléctrica más
corta para hacer la RTR
continua desde el nodo
PAR230 (54000) al nodo
RMA138 (53854)
41
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.25. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.
País
Nombre
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
Observaciones
Nombre
(PSS/E)
PAN
Llano Sánchez
230
6008
LSA230
PAN
Las Guías
230
6240
LGU230
PAN
Panamá
230
6001
PAN230
PAN
Cáceres
115
6018
CAC115
PAN
Santa Rita
115
6173
STR115
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)
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)
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)
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)
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.
País
PAN
PAN
PAN
PAN
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde
Nodo hacia
Voltaje
Id
No. Bus
Nombre
No. Bus Nombre
(kV)
Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
(PSS/E) (PSS/E)
Llano
Sánchez
Llano
Sánchez
Llano
Sánchez
Llano
Sánchez
6008
LSA230
Veladero
6182
VEL230
230
14
6008
LSA230
Veladero
6182
VEL230
230
15
6008
LSA230
Veladero
6182
VEL230
230
5A
6008
LSA230
Veladero
6182
VEL230
230
6A
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control LSA230 (6008) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
42
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
País
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde
Nodo hacia
Voltaje
Id
No. Bus
Nombre
No. Bus Nombre
(kV)
Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
(PSS/E) (PSS/E)
PAN
Mata de
Nance
6011
MDN230
Veladero
6182
VEL230
230
5B
PAN
Mata de
Nance
6011
MDN230
Veladero
6182
VEL230
230
6B
PAN
Guasquitas
6179
GUA230
Veladero
6182
VEL230
230
16
PAN
Guasquitas
6179
GUA230
Veladero
6182
VEL230
230
17
PAN
Panamá II
6003
PANII230
Llano
Sánchez
6008
LSA230
230
12
PAN
Panamá II
6003
PANII230
Llano
Sánchez
6008
LSA230
230
13
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
PAN
Fortuna
6096
FOR230
Guasquitas
6179
GUA230
230
18
PAN
Panamá
6001
PAN230
Chorrera
6005
CHO230
230
3A
PAN
Panamá
6001
PAN230
Chorrera
6005
CHO230
230
4A
PAN
Las Minas 1
6059
LM1115
Santa Rita
6173
STR115
115
2B
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control MDN230 (6011) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control GUA230 (6179) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control PANII230 (6003) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control CHO230 (6005) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramo de la ruta eléctrica más
corta para llegar del nodo de
control FOR230 (6096) a nodo
de RTR básica VEL230 (6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control PAN115 (6002) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
43
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
País
PAN
PAN
PAN
PAN
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde
Nodo hacia
Voltaje
Id
No. Bus
Nombre
No. Bus Nombre
(kV)
Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
(PSS/E) (PSS/E)
Cáceres
Cáceres
Panamá
Panamá
6018
6018
6002
6002
CAC11
CAC115
PAN115
PAN115
Santa Rita
Santa Rita
Cáceres
Cáceres
6173
6173
6018
6018
STR115
STR115
CAC115
CAC115
115
115
115
115
&1
&2
12
37
PAN
La Minas 2
6060
LM2115
Cativa
6270
CAT 115
115
0B
PAN
Las Minas 2
6060
LM2115
Cemento
Panamá
6170
CPA115
115
4B
PAN
Las Minas 1
6059
LM1115
Cativa
6270
CAT 115
115
0A
PAN
La Minas 1
6059
LM1115
Termocolón
6290
TCOL 115
115
1C
PAN
Mata de
Nance
6011
MDN230
Progreso
6014
PRO230
230
9
PAN
Fortuna
6096
FOR230
Changuinola
6260
CHA 230
230
20
ENTE OPERADOR REGIONAL
Comentario
más corta para llegar del nodo
de control LM1115 (6059) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control LM2115 (6060) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control CPA115 (6170) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control CAT 115 (6270) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para llegar del nodo
de control TCOL 115 (6290) a
nodo de RTR básica VEL230
(6182)
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para hacer la RTR
continua
Tramos de la ruta eléctrica
más corta para hacer la RTR
continua
44
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.27. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de
Panamá.
País
PAN
Subestación
Panamá
Nodo desde
No. Bus Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
6002
PAN115
6002
PAN115
6002
PAN115
ENTE OPERADOR REGIONAL
Transformador de tres devanados
Nodo hacia (1)
Nodo hacia (2)
Voltaje
No. Bus Nombre No. Bus Nombre
(kV)
(PSS/E) (PSS/E) (PSS/E) (PSS/E)
230/115/
6001
PAN230
6082
PAN13T1
13.8
230/115/
6001
PAN230
6082
PAN13T1
13.8
230/115/
6001
PAN230
6082
PAN13T1
13.8
Id
Comentario
T1
Elementos
de
la
ruta
eléctrica más corta para
llegar de PAN115 (6002) a
nodo
de
RTR
básica
VEL230 (6182)
T2
T3
45
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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)
b)
c)
El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos 5.1
al 5.3
El cambio en el flujo en el elemento en relación al comercio
MER es mayor que un umbral U= 15%.
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
Estocástico
Todas las series Forward
Numero de series Forward: 50
Numero de series Backward: 40
Desviación Estandar: 2
15 Iteraciones
Año inicial de Hidrología 2009
Etapa Inicial 01/2010
Etapa Inicial 01/2010
5 Bloques de demanda
2 Años adicionales
Etapa Mensual,
Configuración dinámica
Cronograma de mantenimiento
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
complementan la RTR, resultantes de las simulaciones.
ENTE OPERADOR REGIONAL
que
46
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.28. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el
sistema eléctrico de Guatemala.
Nodo
País
GUA
GUA
Nombre
Voltaje
(kV)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
ENRON
Arizona
230
230
1105
1121
ENR-230
ARI-230
Tabla 5.29. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR
complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.
País
GUA
GUA
GUA
Línea de Transmisión de la RTR complementaria
Nodo desde
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
No. Bus
Nombre
Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
(PSS/E) (PSS/E)
Alborada
San Joaquín
Guatemala
Sur
1102
1120
ALB-230
SJQ-230
1109
GSU-231
ENRON
Arizona
Guatemala
Norte
Voltaje
(kV)
Id
1105
1121
ENR-230
ARI-230
230
230
1
1
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)
115
27421
NCUS-115
SAL
Nuevo
Cuscatlán
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
SAL
ENTE OPERADOR REGIONAL
47
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.31. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR
complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.
País
SAL
SAL
SAL
SAL
SAL
SAL
SAL
SAL
SAL
SAL
Línea de Transmisión de la RTR complementaria
Nodo desde
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
No. Bus
Nombre
Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
(PSS/E)
(PSS/E)
Nuevo
27421
NCUS-115
Ateos
27441
ATEO-115
Cuscatlán
Santa Ana
27351
SANA-115
Opico
27381
OPIC-115
Sonsonate
27411
SONS-115
Ateos
27441
ATEO-115
Opico
27381
OPIC-115 Sonsonate
27411
SONS-115
Ateos
27441
ATEO-115
Talnique
27481
TALN-115
Santo
Nuevo
27461
STOM-115
27421
NCUS-115
Tomás
Cuscatlán
Nejapa
27371
NEJA-115
Opico
27381
OPIC-115
Santo
San Martín
27431
SMAR-115
27461
STOM-115
Tomás
Ahuachapán
28161
AHUA-230
Nejapa
28371
NEJA-230
15 de
28181
15SE-230
Nejapa
28371
NEJA-230
Septiembre
Voltaje
(kV)
Id
115
1
115
115
115
115
1
1
1
1
115
1
115
1
115
1
230
2
230
2
Tabla 5.32. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el
sistema eléctrico de Honduras.
País
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
Nombre
LUFUSSA
Suyapa
Cerro Grande
Comayagua
Villa Nueva
Santa Fe
Piedras Azules
Siguatepeque
Caracol
ENTE OPERADOR REGIONAL
Nodo
Voltaje
(kV)
230
230
230
138
138
138
138
138
138
No. Bus
(PSS/E)
3080
3033
3175
3060
3123
3101
3091
3103
3180
Nombre
(PSS/E)
LUV B621
SUY B612
CEG PRO1
CYG B536
VNU B520
SFE B505
PAZ B525
SGT 138
CAR B540
48
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.33. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR
complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.
País
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
HON
Línea de Transmisión de la RTR complementaria
Nodo desde
Nodo hacia
No. Bus Nombre
No. Bus Nombre
Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
(PSS/E) (PSS/E)
3032
CJN B601
3033
SUY B612
Cajón
Suyapa
3034
PAV B620
3080
LUV B621
Pavana
LUFUSSA
3033
SUY B612
3034
PAV B620
Suyapa
Pavana
3060
CYG B536 Piedras Azules
3091
PAZ B525
Comayagua
San Pedro
Agua Prieta
3203
SPS B558
3204
AGP B556
Sula Sur
San Pedro
Agua Prieta
3203
SPS B558
3204
AGP B556
Sula Sur
Villa Nueva
Caracol
3123
VNU B520
3180
CAR B540
3098
RLN B521
Río Lindo
Caracol
3180
CAR B540
CEG
Suyapa
Cerro Grande
PRO1
3033
SUY B612
3175
CEG
Toncontín
Cerro Grande
3155
TON B610
3175
PRO1
Piedras
Siguatepeque
3091
PAZ B525
3103
SGT 138
Azules
3060
CYG B536
Comayagua
Santa Fe
3101
SFE B505
Cañaveral
3029
CRL B501 Siguatepeque
3103
SGT 138
Voltaje
(kV)
230
230
230
138
138
Id
1
1
1
1
1
138
138
138
230
2
1
1
1
230
1
138
138
138
1
1
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
Nodo desde
País
Nombre
NIC
NIC
NIC
Planta
Sandino
Los Brasiles
Masaya
Nodo hacia
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
4402
4401
4319
Voltaje
(kV)
Id
MSY-230
230
1
PSN-230
TPT-138
230
138
1
1
Nombre
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
PSN-230
Masaya
4404
LBS-230
MSY-138
Planta Sandino
Tipitapa
4402
4336
ENTE OPERADOR REGIONAL
49
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.35. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el
sistema eléctrico de Costa Rica.
Nodo
País
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
Nombre
Voltaje
(kV)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Sandillal
General
Leesville
Leesville
La Joya
Garita
El Coco
Tarbaca
Cóncavas
Este
Sabanilla
230
230
230
138
138
138
138
230
138
138
138
Escazú
138
Desamparados
Palmar Norte10
138
230
50103
54500
58200
58204
54154
53204
53304
53900
53754
53554
53704
53354
53356
53404
56102
SAD230
GEN230
LEE230
LEE138
JOY138
GAR138
COC138
TAR230A
COV138
EST138
SAB138
ESC138A
ESC138B
DES138
PNO230B
Tabla 5.36. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR
complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.
País
Nombre
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
Corobicí
Arenal
General
Río Claro
Tarbaca
Toro
Garabito
Lindora
Trapiche
La Joya
La Caja
Garita
Cóncavas
Línea de Transmisión de la RTR complementaria
Nodo desde
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
No. Bus
Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
(PSS/E)
(PSS/E)
50102
COR230B
Sandillal
50103
SAD230
50202
ARE230B
Miravalle
50250
MIR230A
54500
GEN230
Leesville
58200
LEE230
56052
RCL230B
Palmar Norte
56102
PNO230B
53900
TAR230A
Parrita
54000
PAR230
50700
TOR230
Cariblanco
50952
CAR230B
50900
GAB230
La Caja
53000
CAJ230A
53050
LIN230A
Tarbaca
53900
TAR230A
58154
TRA138
Leesville
58204
LEE138
54154
JOY138
Cachí
58006
CAC138B
53004
CAJ138A
Garita
53204
GAR138
53204
GAR138
El Coco
53304
COC138
53754
COV138
Angostura
58104
ANG138A
Voltaje
(kV)
Id
230
230
230
230
230
230
230
230
138
138
138
138
138
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
50
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
País
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
Línea de Transmisión de la RTR complementaria
Nodo desde
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
No. Bus
Nombre
Nombre
Nombre
(PSS/E) (PSS/E)
(PSS/E)
(PSS/E)
La Caja
53005
CAJ138B
El Coco
53304
COC138
Este
53554
EST138
Cóncavas
53754
COV138
Alajuelita
53454
ALA138
Este
53554
EST138
Angostura
58106
ANG138B
Trapiche
58154
TRA138
Turrialba
58054
TUR138
Angostura
58106
ANG138B
Sabanilla
53704
SAB138
Cachí
58004
CAC138A
La Caja
53004
CAJ138A
Colima
53654
COL138
La Caja
53004
CAJ138A
Escazú
53356
ESC138B
Escazú
53354
ESC138A
Desamparados
53404
DES138
Desamparados
53404
DES138
Este
53554
EST138
Cóncavas
53754
COV138
Río Macho
53854
RMA138
Este
53554
EST138
Río Macho
53854
RMA138
Voltaje
(kV)
Id
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
138
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Tabla 5.37. Transformadores de tres devanados que forman parte de la
RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.
Transformador de tres devanados
País
CRI
Nodo desde
Nodo hacia (1)
Nodo hacia (2)
Subestación
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
Lesville
58200
LEE230
58204
LEE138
58230
LEEAT1T
Voltaje
(kV)
Id
230/138/
13.8
AT1
Tabla 5.38. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el
sistema eléctrico de Panamá.
País
Nombre
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
PAN
PAN
Bayano
230
6100
BAY230
Pacora
230
6171
PAC230
PAN
Estí
230
6178
EST230
PAN
COPESA
230
6103
COP23O
ENTE OPERADOR REGIONAL
51
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.39. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR
complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.
País
Línea de Transmisión de la RTR complementaria
Nodo desde
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
No. Bus
Nombre
Nombre
Nombre
(PSS/E)
(PSS/E)
(PSS/E)
(PSS/E)
Voltaje
(kV)
Id
PAN
Bayano
6100
BAY230
Pacora
6171
PAC230
230
1A
PAN
PAN
PAN
PAN
PAN
PAN
Estí
Panamá II
Panamá
Panamá
Panamá II
Bayano
Mata de
Nance
Mata de
Nance
6178
6003
6001
6001
6003
6100
EST230
PANII230
PAN230
PAN230
PANII230
BAY230
Guasquitas
Pacora
Panamá II
Panamá II
COPESA
COPESA
6179
6171
6003
6003
6103
6103
GUA230
PAC230
PANII230
PANII230
COP23O
COP23O
230
230
230
230
230
230
19
1B
1C
2B
2A
2A
6011
MDN230
Fortuna
6096
FOR230
230
7
6011
MDN230
Fortuna
6096
FOR230
230
8
PAN
PAN
ENTE OPERADOR REGIONAL
52
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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.
ENTE OPERADOR REGIONAL
53
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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
en el caso base (sin contingencias), y
como problemas locales que se deben
control. Ejemplos barras de 13.8 kV
radiales.
de voltaje y sobre-carga
que se han identificado
resolver en el área de
de distribución, líneas
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.
País
HON
Nombre
Suyapa
Nodo
Voltaje
No. Bus
(kV)
(PSS/E)
138
3030
Nombre
(PSS/E)
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
País
Subestación
HON
Suyapa
Nodo desde
No. Bus
Nombre
(PSS/E)
(PSS/E)
3030
ENTE OPERADOR REGIONAL
SUY B515
Nodo hacia
No. Bus
Nombre
(PSS/E)
(PSS/E)
3033
SUY B612
Voltaje
(kV)
Id
230/138
1
54
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
Tabla 5.42. Transformadores de tres devanados que se adicionan a la
RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa
Transformador de tres devanados
País
Nodo desde
Subestación
Nodo hacia (1)
Nodo hacia (2)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
No. Bus
(PSS/E)
Nombre
(PSS/E)
HON
Suyapa
3033
SUY
B612
3030
SUY
B515
3131
SUY
R212
HON
Suyapa
3033
SUY
B612
3030
SUY
B515
3132
SUY
R213
ENTE OPERADOR REGIONAL
Voltaje
(kV)
230/
138/13.
8
230/138
/13.8
55
Id
1
2
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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
GUA
GUA
GUA
1152
1154
1204
1444
GNO-691
GSU-691
CEN-69
TIC-231
1153
1156
12027
1448
GNO-692
GSU-692
CEN-692
TIC-232
1
1
1
1
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
CRI
50054
53204
53354
50000
50050
50100
50200
50250
50950
53050
53100
53150
53154
53900
56050
56100
58004
58104
58300
58304
58305
53000
CAS138A
GAR138A
ESC138A
LIB230A
CAS230A
COR230A
ARE230A
MIR230A
CAR230A
LIN230A
BEL230A
SMI230A
SMI138A
TAR230A
RCL230A
PNO230A
CAC138A
ANG138A
MOI230A
MOI138A
MOI138B
CAJ230A
50056
53206
53356
50002
50052
50102
50202
50252
50952
53052
53102
53152
53156
53902
56052
56102
58006
58106
58302
58305
58306
53002
CAS138B
GAR138B
ESC138B
LIB230B
CAS230B
COR230B
ARE230B
MIR230B
CAR230B
LIN230B
BEL230B
SMI230B
SMI138B
TAR230B
RCL230B
PNO230B
CAC138B
ANG138B
MOI230B
MOI138B
MOI138C
CAJ230B
1
1
1
1
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1
1
1
1
ENTE OPERADOR REGIONAL
56
REPRESENTACIÓN GRÁFICA DE LA
RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL
AÑO 2010
RTR DE GUATEMALA - AÑO 2010
58
RTR DE EL SALVADOR - AÑO 2010
59
RTR DE HONDURAS - AÑO 2010
RTR Básica
Agua Prieta 138 kV
Choloma 138 kV
Masca -138KV
Nodo de Control
Térmica Sulzer 138 kV
RTR Preliminar
No pertenece a la RTR
Bermejo 138 kV
RTR Complementaria
La Puerta 138 kV
RTR por seguridad operativa
San Pedro Sula Sur 138
KV
Santa Marta 138 kV
Circunvalación 138 kV
Villa Nueva 138 kV
Calpules 138 kV
Caracol 138 kV
Progreso 138 kV
Río Lindo 138 kV
Progreso 230 kV
Agua Caliente - Frontera
El Salvador 230 kV
Agua Caliente - 15 Septiembre
Línea SIEPAC 230 kV
Agua Caliente - Sandino
Línea SIEPAC 230 kV
Cañaveral 138 kV
Agua Caliente 230kV
Prados - Frontera Nicaragua
230 kV
Siguatepeque 138 kV
Cajón 230 kV
Pavana 230
kV
Piedras Azules 138 kV
Suyapa 230 kV
Santa Fe 138 kV
Prados 230kV
Lufussa (B621)
230 kV
Comayagua 138 kV
Cerro Grande 230
kV
Suyapa 138 kV
Lufussa 230 kV
San Buenaventura
230 kV
Toncontín 230 kV
San Buenaventura - Panaluya
230 kV
Línea SIEPAC
60
RTR DE NICARAGUA - AÑO 2010
61
RTR DE COSTA RICA - AÑO 2010
62
RTR DE PANAMA - AÑO 2010
63