plan de expansion

7/22/2019 Plan de Expansion

1/122

CELEC S.A. CORPORACIN ELCTRICA DEL ECUADOR

TR NSELE TRICELEC S.A. CORPORACIN ELCTRICA DEL ECUADOR

TR NSELE TRI

PLAN DE EXPANSIN DE TRANSMISINPERODO 2010-2020

Octubre - 2009


2/122



TR NSELE TRI


INDICE

1. GLOSARIO DE TERMINOS 52. RESUMEN EJECUTIVO 62.1 Objetivo 62.2 Informacin utilizada 62.3 Metodologa 62.4 Criterios 62.5 Resultados 72.6 Aspectos Complementarios 72.7 Conclusiones y Recomendaciones 8

3. ANTECEDENTES 144. OBJETIVOS 145. EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD Y

CONFIABILIDAD 14

5.1 Estado Estacionario 155.2 Estado Transitorio 175.3 Estado Dinmico 175.4 Criterios Bsicos de Confiabilidad 185.5 Incumplimiento de las normas de calidad 18

6. INFORMACIN UTILIZADA 196.1 Proyeccin de Demanda y de Generacin 196.2 Informacin proporcionada por las Empresas Elctricas Distribuidoras 19

7. LIBRE ACCESO AL SISTEMA DE TRANSMISIN 208. COORDINACIN CON EL CENACE 219. SITUACIN DEL SISTEMA DE TRANSMISION: Ao 2009 2110. PLAN DE EQUIPAMIENTO 2611. PRESUPUESTO PARA LA EJECUCIN DE LAS OBRAS 7012. ASPECTOS COMPLEMENTARIOS 7013. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 71


3/122



TR NSELE TRI


LISTADO DE CUADROS

CUADRO No. 1 : Subestaciones del SNT Caractersticas Tcnicas.

CUADRO No. 2 : Lneas de Transmisin del SNT Caractersticas Tcnicas.

CUADRO No. 3 : Proyeccin de la Demanda Anual de Potencia (MW).

CUADRO No. 4 : Proyeccin de la Demanda Mxima, Media y Mnima por barrasde entrega (MW).

CUADRO No. 5 : Proyectos de Generacin, plan de equipamiento del CONELEC.

CUADRO No. 6 : Presupuesto de Inversiones 2010-2020.

CUADRO No. 7 : Flujo de Caja de Inversiones 2009-2013.

CUADRO No. 8 : Impacto Econmico ante la No Ejecucin de Proyectos de

Expansin.CUADRO No. 9 : Requerimientos de Capacitores en el SNT.

CUADRO No. 10 : Costos por Baha. Subestaciones nuevas convencionales.

CUADRO No. 11 : Costos por Baha. Ampliacin subestaciones convencionales.

CUADRO No. 12 : Costos por Baha. Subestaciones aisladas en SF6.

CUADRO No. 13 : Costos de Transformadores de Potencia.

CUADRO No. 14 : Costos de Capacitores.

CUADRO No. 15 : Costos de Lneas de Transmisin.

CUADRO No. 16 : Costos de Instalaciones de 500 kV.

CUADRO No. 17 : Proyeccin de las Prdidas de Potencia y Energa en el SNT.


4/122



TR NSELE TRI


LISTADO DE GRAFICOS

GRAFICO No. 1 : Mapa del Ecuador con el Sistema Nacional de Transmisin aMayo-2009.

GRAFICO No. 2 : Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el ao 2010.




GRAFICO No. 6 : Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo2014-2015.





5/122



TR NSELE TRI


LISTADO DE ANEXOS

ANEXO A : Anlisis Elctrico del SNI para el Ao 2010.

ANEXO B : Flujos de Carga.


6/122

PLAN DE EXPANSIN DEL SISTEMA DE TRANSMISINPERODO 2010-2020

1. GLOSARIO DE TRMINOS

CATEG Corporacin para la Administracin Temporal Elctrica deGuayaquil.

CELEC S.A. Corporacin Elctrica del Ecuador S.A.

CENACE Centro Nacional de Control de Energa.

CONELEC Consejo Nacional de Electricidad.

COT Centro de Operacin de Transmisin.

CREG Comisin de Regulacin de Energa y Gas de Colombia

EEB Empresa de Energa de Bogot, de Colombia.

CNEL-Manab Empresa Elctrica Distribuidora cuya rea de concesin es laprovincia de Manab.

EMELNORTE Empresa Elctrica Distribuidora cuya rea de concesin sonlas provincias de Imbabura y Carchi.

CNEL-El Oro Empresa Elctrica Distribuidora cuya rea de concesin es laprovincia de El Oro.

CNEL-Guayas Los Ros Empresa Elctrica Distribuidora Guayas Los Ros.

ISA Interconexiones Elctricas S.A., empresa de transmisin enColombia.

MEM Mercado Elctrico Mayorista en el Ecuador.

PET Plan de Expansin de Transmisin.

REP Red de Energa del Per, empresa de transmisin en Per.

SNI Sistema Nacional Interconectado.

SNT Sistema Nacional de Transmisin.

TRANSELECTRIC Unidad de Negocio de CELEC S.A.

ULTC Por sus siglas en ingls, cambiador de tomas bajo carga.

UPME Unidad de Planeamiento Minero y Energtico de Colombia.

5


7/122

2. RESUMEN EJECUTIVO

2.1 Objetivo.-

Establecer el plan de equipamiento de obras requerido por el Sistema Nacional deTransmisin para el perodo 20102020. El plan propuesto considera el equipamientonecesario para garantizar la operacin de la red de transmisin en funcin de lasexigencias establecidas en las regulaciones vigentes.

2.2 Informacin utilizada.-

La informacin bsica para la formulacin del presente Plan de Expansin proviene de:

CONELEC: Entrega de informacin de la proyeccin de la demanda anual depotencia y energa prevista para el perodo 20102020, cuya ltima actualizacin fueenviada mediante correo electrnico el 20 de marzo de 2009; y, la lista de proyectosde generacin futura para servicio pblico tramitados por el CONELEC, con lasfechas estimadas de entrada en operacin. Para la elaboracin de este documento seincluye el plan de generacin que fue remitido va correo electrnico el 18 de febrerode 2009.

Empresas Elctricas Distribuidoras: Planes de Expansin facilitados por algunas deellas.

CENACE: Despachos energticos de las unidades de generacin participantes en elMEM, de estudios realizados para la determinacin del Precio Referencial deGeneracin; y, los costos variables de generacin actualizados al mes de febrero de2009.

Regulaciones del sector elctrico ecuatoriano vigentes a la fecha, entre las que seincluye la Regulacin No. CONELEC 003/08, referente a Calidad del Transporte dePotencia y del Servicio de Conexin en el SNI.

2.3 Metodologa.-

Sobre la base de estudios elctricos del Sistema Nacional Interconectado -SNI, seestablecen las alternativas de equipamiento tcnicamente aceptables, que cumplen conlas regulaciones del sector elctrico ecuatoriano. Las alternativas seleccionadas sonevaluadas econmicamente, considerando: inversin, operacin, mantenimiento,restricciones y prdidas de potencia y energa.

2.4 Criterios.-

La alternativa de expansin escogida es aquella que tcnica y econmicamente cumpleen mejor forma con las regulaciones vigentes.

6


8/122

2.5 Resultados.-

El Plan de Obras propuesto se resume en el Cuadro No. 6, con sus correspondientescostos. La inversin requerida para el perodo 20102020 es 874.94 millones de

dlares, los cuales 30.19 millones de dlares sern financiados con recursos del Fondode Solidaridad conforme el Mandato 009; mientras que los restantes 844.75 millones dedlares sern financiados con recursos del estado ecuatoriano, en cuyo valor se incluyen436.52 millones de dlares que corresponden a los sistemas de transmisin de 500 kV,asociados a los proyectos de generacin Coca Codo Sinclair, Sopladora y los de lasubcuenca del Ro Guayllabamba. Los valores de las inversiones que se indican en elreferido cuadro, corresponden al ao de su entrada en operacin.

En el Anexo A, se presenta el ANLISIS ELCTRICO DEL SNI PARA EL AO2010, con el objeto de mostrar la importancia de las obras programadas para este ao,y su afectacin al SNI en caso de no ser ejecutadas.

2.6 Aspectos Complementarios.-

CELEC S.A. - TRANSELECTRIC contempla en su plan de expansin la ejecucin devarios proyectos cuyas caractersticas permitiran obtener beneficios ambientales(locales y globales) y socioeconmicos.

En particular, ciertos proyectos identificados en este plan se justifican por el beneficioadicional de reducir emisiones de dixido de carbono (CO2) derivadas de la generacintermoelctrica que sirve al SNI y por ende, contribuir a los esfuerzos del pas enrelacin a la mitigacin del calentamiento global.

Como un aporte para el financiamiento para la ejecucin de estos proyectos, CELECS.A. - TRANSELECTRIC podra incorporar el beneficio ambiental global de losmismos, mediante su registro bajo el MDL del Protocolo de Kyoto y la posterior

participacin en el mercado internacional de certificados de reduccin de emisiones.

Los proyectos que por sus caractersticas, fomentarn una reduccin de emisiones deCO2 y que con el incentivo complementario de los certificados de carbono podranasegurar su implementacin son, entre otros:

-

Lnea de transmisin Santa Rosa-Pomasqui de 230 kV.- Lnea de transmisin Cuenca-Loja de 138 kV.- Lnea de transmisin Quevedo-Portoviejo de 230 kV.- Lnea de transmisin Milagro-Machala de 230 kV.- Lnea de transmisin Milagro-Trinitaria de 230 kV.- Lnea de transmisin Totoras-Quevedo de 230 kV.- Lnea de transmisin Quito-Guayaquil de 500 kV.Conjuntamente con EEB se contrat con una empresa consultora la realizacin deestudios para lograr la certificacin de la reduccin de emisiones debido a la segundalnea de interconexin con Colombia a 230 kV, cuya metodologa se encuentra en la

etapa final de aprobacin por parte del METH-PANEL.

7


9/122

2.7 Conclusiones y Recomendaciones.-

Con la finalidad de cumplir con las fechas de entrada en operacin de los proyectosreferidos en el presente Plan de Expansin, para garantizar el abastecimiento del

crecimiento de la demanda de energa elctrica y la incorporacin de generacin alSNI, ms an si se considera que el CONELEC mediante Oficio No. DE-09-1541 del16 de julio de 2009, informa la aprobacin del Plan de Expansin de Transmisin,

perodo 2009-2020, en el cual se incluye el presupuesto correspondiente al sistemade transmisin de 500 kV Coca Codo Sinclair-El Inga-Yaguachi-Sopladora, esindispensable que CELEC S.A. TRANSELECTRIC disponga de los recursoseconmicos oportunos y necesarios para la ejecucin de las obras, de acuerdo con el

presupuesto que forma parte de este plan.

El plan de generacin del CONELEC incluye proyectos hidroelctricos de grancapacidad (Coca Codo Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatn, Minas, La Unin,

Chontal, Chespi, Villadora, etc.) que determinan cambios estructurales en el SistemaNacional de Transmisin e involucran altas inversiones, las cuales, de no concretarsela ejecucin de los mencionados proyectos, provocarn un sobrecosto a los usuariosdel servicio elctrico nacional, por lo que se requiere que el CONELEC, con ladebida oportunidad, informe oficialmente el avance y/o retraso de los procesos dedesarrollo de estos proyectos de generacin.

En el presente Plan de Expansin de Transmisin se realiza una descripcin yvaloracin de las obras del sistema de transmisin de 500 kV y los subsistemas detransmisin de 230 kV asociados al desarrollo de los proyectos de generacin

hidroelctricos ubicados en la subcuenca del Ro Guayllabama, que el GobiernoNacional est promoviendo; sin embargo, debido a la falta de asignacin de recursosde manera oportuna por parte del Ministerio de Finanzas para la ejecucin de los

proyectos de expansin del SNT, se recomienda que dentro del financiamiento deestos proyectos de generacin, se incluyan los recursos para el desarrollo de susistema de transmisin asociado.

El sistema de transmisin de 500 kV, asociado a los proyectos de generacinhidroelctrica de la subcuenca del ro Guayllabamba, en una primera etapa operarenergizado a 230 kV, debido a que hasta el ao 2015, solamente se contar con unacapacidad instalada de 750 MW, de los 2000 MW previstos a desarrollarse en esta

subcuenca.

La configuracin del sistema de transmisin de 500 kV fue determinada medianteestudios preliminares, los cuales sern profundizados en los prximos meses, con lacontratacin de consultora.

Cabe indicar que el sistema de transmisin de 500 kV, se lo debe realizar en dosetapas. En la primera etapa iniciara su operacin energizado temporalmente a 230kV, en el ao 2011 entre El Inga y C.C.Sinclair; y, en el ao 2013, entre Yaguachi ySopladora, con el objetivo de brindar un servicio oportuno a la provincia deSucumbos y, en el segundo caso, coincidiendo con el inicio de la operacin del

proyecto hidroelctrico Sopladora. La segunda etapa de este sistema iniciar su

8


10/122

operacin en el ao 2015, operando todo el sistema a 500 kV, sujeto al ingreso delproyecto Coca Codo Sinclair.

La presencia del sistema de transmisin de 500 kV, demandar que los diferentesorganismos del sector elctrico, como el CONELEC, CENACE y CELEC S.A. -TRANSELECTRIC, analicen las modificaciones que debern realizarse y/o crearuna nueva normativa correspondiente, regulaciones, procedimientos operativos, entreotros aspectos, de modo de contar con reglas ya establecidas, previo al inicio de losdiseos de las subestaciones y lneas de transmisin para este nivel de tensin.

Estos proyectos hidroelctricos desplazarn la generacin trmica del pas, quebsicamente se encuentra ubicada en la cuidad de Guayaquil, lo que obliga a unimportante equipamiento de capacitores en diversas subestaciones del SNT.Adems, se crea la necesidad de definir las polticas de despacho de generacin deseguridad de rea, aspecto en el cual tienen responsabilidad el CONELEC

conjuntamente con el CENACE. Esta generacin de seguridad no se ha consideradoen los estudios elctricos del presente plan de expansin.

El desarrollo de los grandes proyectos de generacin hidroelctrica, traer comoconsecuencia la disminucin de la tarifa elctrica, lo que se reflejar en un mayorconsumo de energa, fundamentalmente por la disminucin o traslado del uso de gasdomiciliario (cocinas, calefones, etc.) hacia el uso de electricidad. Este potencialcrecimiento de la demanda deber ser revisado en la proyeccin de la demandaentregada por el CONELEC, de acuerdo con el cambio de la matriz energtica queimpulsar el Gobierno Nacional.

De acuerdo con la actualizacin de la proyeccin de demanda remitida por elCONELEC, se ha definido preliminarmente que para el abastecimiento de lademanda de la siderrgica que se ubicara en la zona de Posorja, el punto deconexin al SNT, sera la barra de 230 kV de la subestacin Nueva Prosperina. Demanera similar, para abastecer la demanda de las empresas mineras que se ubicaranen la zona de Zamora Chinchipe, preliminarmente el punto de conexin al SNT, serala barra de 230 kV de la subestacin Sinincay. Para los dos proyectos, las obrasrequeridas y la gestin para la conexin al SNT, sern de responsabilidad de los

promotores de estos proyectos, de acuerdo con la normativa vigente.

Para el ao 2011 se requiere de un sistema de transmisin a 230 kV entre El Inga yNueva Loja, obra que adems de atender los requerimientos futuros de CNEL-Sucumbos permitir suministrar energa a varias empresas petroleras ubicadas en elsector nororiental del pas, como es el caso de Petroproduccin, empresa que hamanifestado su inters en interconectarse con el sistema nacional.

Si bien la implantacin del sistema de transmisin de 230 kV hacia Sucumbos fueestablecido para el ao 2011 y que inicialmente utilizara una de las lneas de 500 kVentre El Inga y Coca Codo Sinclair energizada a 230 kV, se deber analizar la

posibilidad de postergarla, de tal forma que entre en operacin conjunta con elsistema de transmisin asociado al proyecto C.C.Sinclair, para lo cual se deber

prever generacin trmica temporal en Sucumbos analizar la posibilidad de

9


11/122

interconectarse a la subestacin Orito, a nivel de 115 kV, de la Empresa de Energadel Putumayo de Colombia.

Una nueva alternativa para atender la demanda del sector nororiental del pas, que seest analizando en el seno de la Comisin de Vecindad e Integracin entre Ecuador yColombia, podra ser la construccin de una lnea de interconexin internacionalentre Orito en Colombia y Nueva Loja en Ecuador, mediante una lnea de 230 kV,que inicialmente operara a 115 kV, alternativa que adems de cubrir posiblesretrasos en la construccin del proyecto Coca Codo Sinclair, servira luego paraexportar energa a Colombia, cuando este proyecto de generacin ingrese enoperacin.

Es preocupacin de CELEC S.A. TRANSELECTRIC que el CONELEC no hayacontinuado con el proyecto de normativa regulacin que defina cuando unainstalacin debe ser desarrollada como parte del Plan de Expansin de Transmisin

como parte de los sistemas de subtransmisin que son responsabilidad de lasEmpresas Distribuidoras.

La necesidad de ampliacin futura de la capacidad de transformacin a nivel de 230kV en la ciudad de Guayaquil, requiere que la CATEG-D realice, en el menor tiempo

posible, un estudio de expansin de su sistema de subtransmisin, considerando losniveles de voltaje de 138 y/o 230 kV, que permita atender de una forma adecuada ycoherente el crecimiento de la principal carga del SNI. Estudios similares debernrealizarse, en forma conjunta con TRANSELECTRIC, para varias empresasdistribuidoras del pas, como CNEL-Manab, CNEL-Guayas Los Ros,

EMELNORTE, CNEL-Esmeraldas, CNEL-Sucumbos, entre otras. Las empresas de distribucin debern realizar el equipamiento de compensacin

capacitiva en su sistema, no solamente para cumplir con el factor de potencia de lacarga que exige la normativa, sino tambin para que constituyan un respaldo ycomplemento de los capacitores que el transmisor instala en las subestaciones delSNT en su rea de influencia.

Debido a las dificultades que se presentan en la obtencin de las fajas deservidumbre para las nuevas lneas de transmisin, en algunos casos se propone quese diseen y construyan las lneas para un nivel de tensin superior al que operaran

inicialmente; y, en otros casos se ve la necesidad de adelantar su ejecucin con lafinalidad de asegurar estos derechos de paso, que a futuro sern ms difcilesconseguirlos. Igualmente, en situaciones en las que no se puede aplicar lo antesmencionado, se est optando por reconfigurar y optimizar algunas estructurasinstaladas en el SNT para aadir circuitos adicionales.

El CONELEC deber revisar la normativa referente a la entrega de los planes deexpansin de las distribuidoras y/o del transmisor, de tal forma de conseguir que los

planes de las empresas de distribucin que entregan al CONELEC puedan serconsideradas en la elaboracin del Plan de Expansin de Transmisin, con lafinalidad de evitar lo que ocurre actualmente, dndose el caso que la informacin

remitida por los distribuidores corresponde al plan elaborado hace un ao y, que

10


12/122


13/122

Se estima conveniente que la informacin proporcionada por el CONELEC para laejecucin del Plan de Expansin de Transmisin, como son la proyeccin de lademanda anual de potencia y energa y el plan de generacin para los prximos diezaos, sea entregada de manera oficial, los primeros das del mes de enero, con lo cual

se dispondr de un adecuado periodo de tiempo para la ejecucin de los estudioselctricos y econmicos que son necesarios para la actualizacin del referido plan.

Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energa elctrica del reanorte de Guayaquil y ante la dificultad de ampliar la capacidad de transformacin dela subestacin Policentro, se ha programado la construccin de la subestacin LasOrqudeas, la cual ser abastecida desde la subestacin Dos Cerritos a nivel de 138kV, con lo cual se evitar las altas transferencias de potencia por los transformadoresde la subestacin Pascuales 230/138 kV. Adems, el disponer un patio de 138 kV enla subestacin Dos Cerritos permite que la carga de CNEL-Guayas Los Ros,correspondiente al cantn Durn, pueda ser abastecida a ese nivel de voltaje.

La presencia de nueva generacin hidroelctrica en el pas, permite reducir lageneracin trmica en la ciudad de Guayaquil, que aadido con el crecimiento de sudemanda, hara necesario la ampliacin de la transformacin 230/138 kV en lasubestacin Pascuales y el incremento de la transformacin a nivel de 230 kV en lasubestacin Salitral, para servir desde el SNI a dicha ciudad. Una de las alternativasde equipamiento que soluciona en forma simultnea estos problemas, es laconstruccin de una nueva subestacin que preliminarmente se ubicara en la zona deSalitral, la cual ser alimentada desde la subestacin Yaguachi mediante una lnea de230 kV.

En el presente plan de expansin 2010-2020, se han programado nuevas obras detransmisin como la subestacin Chavezpamba en el norte del pas; una lnea de 138kV entre Nueva Loja y Orellana en el oriente ecuatoriano, las mismas que debernser ratificadas rectificadas, su ubicacin su fecha de entrada en operacin,mediante estudios particulares de cada rea, conjuntamente con las empresasdistribuidoras de cada una de las regiones de influencia de esas obras.

Por informacin extraoficial se conoce que se desarrollarn varios proyectoshidroelctricos adicionales en la subcuenca del ro Guayllabamba como Palma Real,Caldern, Manduriacu, Tortugo, etc., lo cual se requiere que el CONELEC lo

oficialice y/o los incluya en el plan de generacin, con la finalidad de poder definirun adecuado sistema de transmisin asociado y no establecer sistemas parciales sobredimensionados. Se menciona que esta generacin podra superar los 2.000MW, distribuidos en once proyectos, lo que implicar un replanteo del proyecto delsistema de transmisin El Inga Nanegalito San Gregorio de 500 kV.

Para brindar un mejor servicio a CNEL-Los Ros, se plantea la construccin de unanueva lnea de transmisin de 138 kV entre Milagro y Babahoyo, doble circuito, conmontaje inicial de uno, la cual utilizar las 32 estructuras que actualmente estnsiendo instaladas en reemplazo de los postes, con la finalidad de evitar los problemasde altura y distancias de seguridad, derivados del cambio del uso del suelo a lo largo

de la ruta de esta lnea de transmisin.

12


14/122

El CENACE recomend, en el PET 2009-2020, presentado en diciembre del 2008para la aprobacin del CONELEC, instalar capacitores a nivel de 69 kV en Salitral,recomendacin que no es factible, puesto que la barra de 69 kV es blindada y aisladaen SF6 y todas sus bahas estn ocupadas, siendo imposible ampliarlas. Este

problema se superar con la instalacin de la subestacin Nueva Salitral.

Para atender emergencias que se pudieran presentar en la lnea Totoras-Agoyn, anteuna posible erupcin del volcn Tungurahua, se han implementando mecanismos que

permitan energizar temporalmente a 138 kV, uno de los circuitos de la lnea Totoras-San Francisco de 230 kV, solucin que evitara cambiar la ruta de lnea Totoras-Agoyn a la otra margen del ro Pastaza.

13


15/122

3. ANTECEDENTES

El Art. 33 de la Ley de Rgimen del Sector Elctrico, Obligaciones del Transmisor,establece: El transmisor tendr la obligacin de expandir el sistema en base a planes

preparados por l y aprobados por el CONELEC.

El Art. 62 del Reglamento de la Ley del Sector Elctrico seala: La expansin delsistema de transmisin para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable y

para corresponder al Plan Maestro de Electrificacin, ser planificada

obligatoriamente por el transmisor y aprobada por el CONELEC.

4. OBJETIVOS

El objetivo del presente documento es establecer el plan de equipamiento de obras

requerido por el Sistema Nacional de Transmisin para los prximos diez aos, por loque el perodo de planeamiento es 2010-2020. El plan de obras propuesto considera elequipamiento necesario para garantizar la operacin de la red de transmisin en funcinde las exigencias establecidas en las regulaciones vigentes. El presente documento esuna revisin del Plan de Expansin de Transmisin 2010-2020, que fuera remitido alCONELEC para su aprobacin, mediante Oficio No. G-gpd-02467-09 del 11 de agostode 2009.

5. EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD YCONFIABILIDAD

El CONELEC, con fecha 25 de agosto de 1999, emiti la Regulacin No. CONELEC009/99, TRANSACCIONES DE POTENCIA REACTIVA EN EL MEM, reformadacon la Regulacin No. CONELEC 005/00 del 9 de agosto del 2000. En esta ltimaregulacin se introdujo una segunda transitoria con fecha 11 de abril del 2001, con laque se establece que las liquidaciones de potencia reactiva las realizar el CENACEutilizando los parmetros indicados en la Regulacin 009/99, hasta cuando elCONELEC apruebe los nuevos valores y los ponga en vigencia, en base a los resultadosde los estudios que entregue el CENACE. El 30 de abril de 2002, se expidi laregulacin No. CONELEC 004/02 que sustituye a la regulacin No. CONELEC 005/00.

Con fecha 8 de septiembre de 1999, el CONELEC emiti la Regulacin No. CONELEC011/99, PROCEDIMIENTOS DE OPERACIN Y DESPACHO, reformada con laRegulacin No. CONELEC 006/00 del 9 de agosto del 2000.

Con fecha 30 de enero del 2006, el CONELEC aprob la Regulacin No. CONELEC002/06 que fuera reemplazada por la Regulacin No. CONELEC 003/08, referente aCalidad del Transporte de Potencia y del Servicio de Conexin en el SNI, cuyoobjetivo y alcance sealan Establecer los niveles y los procedimientos de evaluacinde la calidad del transporte de potencia, y del servicio de transporte y conexin en los

sistemas de transmisin del Sistema Nacional Interconectado (SNI), operado conforme

a las disposiciones indicadas en la normativa vigente relacionadas con el

14


16/122

Funcionamiento del MEM, Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM y

Procedimientos de Despacho y Operacin.

En estas regulaciones se establecen los parmetros de calidad, seguridad y confiabilidad

que deben ser observados por el Transmisor y los dems agentes del MEM. Losaspectos relevantes son los siguientes:

5.1 Estado Estacionario.-

Voltaje.- Es responsabilidad del Transmisor (numeral 2.2 de la Reg. No. 004/02):

Declarar al CENACE los equipos para control de voltaje y suministro de potenciareactiva que pone a disposicin del MEM.

Mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones, convariaciones no mayores a los lmites establecidos por el CONELEC sobre la base

de los estudios presentados por el CENACE. Los estudios lo efectuarnconjuntamente el CENACE y el Transmisor tomando como referencia el Plan de

Expansin del Transmisor y el Plan de Operacin del MEM. Como uno de los

resultados de dichos estudios, se obtendr el listado de nodos del S. N. I. y perodos

donde no se pueda cumplir con el control de voltaje y potencia reactiva.

Ubicar los taps de los transformadores de reduccin en la posicin que losolicite el CENACE, con la finalidad de aprovechar al mximo la produccin de

potencia reactiva.

Corregir o levantar las restricciones en los nodos en donde no se pueda cumplircon el control de voltaje dentro de los plazos establecidos en los estudios.

El cambio de tensin al conectar o desconectar bancos de condensadores o reactores,

deber ser inferior al 5 % de la tensin nominal de la barra donde se ubica la

compensacin.

La tensin mxima permitida en el extremo abierto de las lneas (Efecto Ferranti) ser

de 1.15 pu.

Generacin de Potencia Reactiva.-

De acuerdo con el Artculo 28 del Reglamento para el funcionamiento del MEM

Todos los agentes del M.E.M. son responsables por el control del flujo de potenciareactiva en sus puntos de intercambio con el M.E.M. en funcin de las regulaciones que

emita el CONELEC sobre la materia.

Segn la Regulacin No. CONELEC 005/00, es responsabilidad de los generadoresEntregar reactivos hasta el 95 % del lmite de potencia reactiva (inductiva o

capacitiva), en cualquier punto de operacin que est dentro de las caractersticas

tcnicas de las mquinas, de acuerdo a lo solicitado por el CENACE.

Los Distribuidores y Grandes Consumidores entre otros aspectos son responsables de:

Comprometer en cada uno de los nodos (barras) de interconexin con eltransportista u otros agentes del M.E.M., un factor de potencia, que ser

15


17/122

determinado por el CONELEC sobre la base de un estudio conjunto CENACE-

Distribuidor y tomando como referencia el Plan de Expansin presentado como

respaldo al clculo del VAD. Los valores lmites del factor de potencia sern

calculados para demanda: mnima, media y mxima. El factor de potencia se lo

determinar sin tomar en cuenta el efecto de cualquier generacin insertada en lared del Distribuidor.

El CENACE deber presentar al CONELEC, el estudio conjunto con los agentesdel MEM, a efectos de fijar los niveles de voltaje en cada barra del SNT y los

valores del factor de potencia que deben presentar los Distribuidores y Grandes

Consumidores en sus puntos de conexin con el Transmisor o Distribuidor, segn

corresponda.

El estudio deber ser actualizado por el CENACE por lo menos una vez al ao ocuando se produzcan cambios importantes en la topologa del sistema o por la

incorporacin de nuevas unidades de generacin al mercado.

El CONELEC mediante Oficio No. DE-08-0557 del 26 de marzo de 2008 remiti lainformacin correspondiente a los niveles de voltaje que debe mantener el transmisor yel factor de potencia que deben presentar las Empresas Elctricas Distribuidoras. ElCONELEC establece:

1. Niveles de Voltaje:

El transmisor deber mantener los niveles de voltaje en las barras de 230 kV dentro de

la banda de +7% / -5% del voltaje nominal; en las barras de 138 kV dentro de la banda

de +5% / -7% del voltaje nominal; y, para el caso de barras de 69, 46 y 34.5 kV, el

transmisor deber mantener los niveles de voltaje dentro de la banda de +3% / -3%

del voltaje nominal.

Corresponder al CENACE, en conjunto con el transmisor, realizar la actualizacin

del presente estudio, de acuerdo a los criterios establecidos en la Regulacin antes

indicada, y adicionalmente, deber comunicar los resultados al CONELEC.

2. Factor de Potencia en puntos de entrega:

Los Distribuidores y Grandes Consumidores, conectados directamente al Sistema

Nacional de Transmisin, deben comprometer, en cada uno de sus puntos de conexin,

un factor de potencia dentro de los siguientes lmites:

0.96 superior inductivo para demanda media y punta. 0.99 menor inductivo para demanda base.

Para el caso de los grandes consumidores inmersos en la red de distribucin y hasta

tanto se completen los estudios por parte de los distribuidores, en conjunto con el

CENACE, sealado en el numeral 2.3 de la Regulacin No. CONELEC - 004/02, se

adoptarn un factor de potencia dentro de los siguientes lmites:

0.95 superior inductivo para demanda media y punta. 1.0 menor inductivo para demanda base.

16


18/122

Cargabilidad.-

En condiciones de operacin normal, las lneas de transmisin no debern operarse ams del 100 % de su capacidad de transporte segn diseo para la operacin normal del

sistema.

En el largo y mediano plazos no se permiten sobrecargas permanentes. En el corto ymuy corto plazo se pueden fijar lmites de sobrecarga de acuerdo a la duracin de lamisma, sin sobrepasar las temperaturas mximas permisibles de los equipos y sindisminuir la vida til de los mismos.

Para la ampliacin de capacidad de transformacin, se utiliza como criterio que: una vezque se alcance la capacidad FA (80% de la capacidad mxima) se equipa con un nuevotransformador en paralelo o se reemplaza al existente por uno de mayor capacidad.

En el anlisis de estado estacionario se consideran solo simples contingencias en laslneas de transmisin y en los bancos de transformadores 230/138 kV o 230/69 kV.

5.2 Estado Transitorio.-

El voltaje mximo transitorio permitido en el sistema durante un rechazo de carga serde 1.3 pu.

5.3 Estado Dinmico.-

El numeral 4.2.3.3. de los Procedimientos de Despacho y Operacin expresa:

El planeamiento de la operacin elctrica se lo ejecutar considerando los siguientes

criterios generales:

El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifsica a tierra en uno de loscircuitos de 230 kV, 138 kV o en uno de los transformadores 230/138 kV con

despeje de la falla por operacin normal de la proteccin principal y con la

prdida definitiva del circuito en falla, es decir no se debe considerar la operacin

del recierre automtico en la etapa de planificacin.

El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifsica a tierra en los dos circuitosa 230 kV o 138 kV, cuando los dos circuitos van instalados en la misma torre, condespeje de la falla por operacin normal de la proteccin principal y con la

prdida definitiva de los circuitos en falla, es decir no se debe considerar la

operacin del recierre automtico de ninguno de los circuitos en la etapa de

planificacin.

En las barras principales del sistema de transmisin la tensin transitoria no debeestar por debajo de 0.8 pu durante ms de 500 ms.

Una vez despejada la falla y eliminado el circuito o los circuitos del sistema, segnel caso, la tensin no debe permanecer por debajo de 0.8 pu por ms de 700 ms enel proceso de simulacin de estabilidad dinmica.

17


19/122

Durante la etapa de planificacin no se permitirn sobrecargas en lostransformadores de potencia 230/138 kV en el nuevo punto de equilibrio que se

alcanzara despus de la simulacin de la contingencia.

En la simulacin de contingencias se permitirn sobrecargas en lneas de 230 kV o138 kV hasta el 10 % cuando se alcance el nuevo punto de equilibrio del sistema.

Despus de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio, los voltajes en lasbarras de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 pu.

Durante el proceso oscilatorio y en el nuevo punto de equilibrio la frecuencia delsistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 63 Hz para frecuencias

inferiores a 59.5 Hz se debe implementar un esquema de alivio de carga.

El sistema estar diseado y operado para soportar sin consecuencias graves anteuna simple contingencia (n-1). Se entiende por consecuencia grave si ante la salida

de un generador, transformador o lnea de transmisin resultara:

- Inestabilidad del SNI.- Sobrecarga de lneas y/o transformadores por ms de quince (15) minutos.- Desviaciones de voltaje superiores a 10 %.Para este criterio se permite la separacin del sistema en islas elctricas, la

desconexin de carga o desconexin de generacin por disparos de lneas.

5.4 Criterios Bsicos de Confiabilidad.-

Para una operacin confiable el SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda

de los usuarios ante la contingencia de uno de los circuitos a 230 kV.

El SNI tambin debe permanecer estable ante la contingencia de los circuitos de una

lnea de transmisin que ocupen la misma torre. Para este caso el CENACE podr

implementar esquemas de desconexin automtica de carga por baja frecuencia con el

objeto de preservar la estabilidad.

El SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la salidade la unidad de mayor capacidad que tenga el SNI

5.5 Incumplimiento de las normas de calidad.-

Las sanciones y compensaciones econmicas a los Agentes del MEM por

incumplimientos de las normas de calidad, continuidad y confiabilidad, as como el

objeto y destino de las mismas, se establecern de acuerdo a lo indicado en el

Reglamento de Despacho y Operacin del SNI y el Reglamento de Suministro de

Servicio de Electricidad.

El pago de sanciones y compensaciones no exime al Transmisor o Agente, de lasobligaciones de solucionar las causas que las originan.

18


20/122

6. INFORMACIN UTILIZADA

6.1 Proyeccin de Demanda y de Generacin.-

Con Oficio No. DE-09-0287 del 13 de febrero de 2009 el CONELEC manifiesta que lainformacin solicitada por TRANSELECTRIC, mediante Oficio No. PE-gpd-00363-09del 23 de enero de 2009, relacionada con la proyeccin de la demanda anual de potenciay energa prevista para el perodo 20102020 y los cuadros de disponibilidades futurasde generacin para servicio pblico con las fechas estimadas de entrada en operacin delos proyectos tramitados por el CONELEC, ser remitida va correo electrnico en losdas subsiguientes.

Con fecha 17 de febrero de 2009, el CONELEC remite va correo electrnico lainformacin solicitada anteriormente, la cual fue modificada en varias ocasiones debido

a cambios en la proyeccin de la demanda elaborada por el CONELEC. La ltimainformacin de la proyeccin de demanda, con la cual se elabor el presente Plan deExpansin de Transmisin, fue recibida el 20 de marzo de 2009.

Los valores utilizados corresponden a la demanda no coincidente estimadas para unescenario de crecimiento medio y constan en el Cuadro No. 3. Sobre la base de esta

proyeccin, con la informacin estadstica de operacin que suministra el CENACE y elCOT, informacin extrada de los planes de expansin entregados por determinadasempresas elctricas y/ de las proyecciones de demanda proporcionada por algunasDistribuidoras, se determina la demanda en cada una de las barras del SNT para las tres

bandas horarias de carga, que se presenta en el Cuadro No. 4.

Las futuras centrales de generacin consideradas para la elaboracin del presente Plan,se indican en el Cuadro No. 5.

6.2 Informacin proporcionada por las Empresas Elctricas Distribuidoras.-

TRANSELECTRIC, mediante Oficio circular PE-gpd-00440-09 del 29 de enero del2009, solicit a todas las Empresas Elctricas Distribuidoras del pas, sus planes deexpansin y la informacin pertinente, para efectos de actualizar el PET, sin perjuiciode la responsabilidad que les asigna el Reglamento de Libre Acceso al Sistema de

Transmisin. No todas las empresas respondieron a dicha solicitud y muchas de ellas lohicieron en forma atrasada e incompleta.

Con relacin a la informacin proporcionada por las Empresas Elctricas Distribuidorases necesario destacar:

1) Tanto las Empresas Distribuidoras como CELEC S.A. - TRANSELECTRICpresentan sus respectivos planes de expansin al CONELEC en el mes de marzo decada ao.

2) Bajo estas circunstancias, al solicitar TRANSELECTRIC en los primeros meses del

ao que decurre el plan de expansin y la informacin pertinente, las Empresas

19


21/122

Distribuidoras entregan a TRANSELECTRIC el plan de expansin que fuepresentado al CONELEC en el ao inmediato anterior.

3) En consecuencia, el Plan de Expansin que presenta CELEC S.A. -

TRANSELECTRIC est basado en informacin de las Empresas Distribuidoras conun desfase de un ao en atraso, situacin que provoca descoordinacin en ladefinicin de determinadas obras, especialmente con aquellas empresas que tienenms de un punto de conexin con el SNT como ocurre con la Empresa ElctricaQuito, Ambato, CATEG-D, CNEL-Manab, EMELNORTE, entre otras.

4) Con los antecedentes expuestos, urge analizar las debidas reformas a la normativadel sector con el fin de lograr la coordinacin necesaria entre los agentes, adems sedebe concienciar a las empresas distribuidoras para que entreguen la informacin

para que sus necesidades se vean reflejadas en el Plan de Expansin que se elaboracada ao.

Adicionalmente, es necesario sealar que algunas Empresas Distribuidoras tieneninterpretaciones diversas de la normativa vigente en cuanto a responsabilidades en eldesarrollo de puntos de conexin al Sistema Nacional de Transmisin.

En particular, es preocupacin de CELEC S.A. TRANSELECTRIC el disponer de unanormativa regulacin que defina cuando una instalacin debe ser desarrollada como

parte del Plan de Expansin de Transmisin como parte de los sistemas desubtransmisin de las Empresas Distribuidoras.

7. LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIN

El 2 de julio de 2001 se promulg el Reglamento para el Libre Acceso a los Sistemasde Transmisin y Distribucin.

El artculo 17 del Reglamento mencionado establece: El usuario es responsable desolicitar, en forma oportuna al transmisor, las expansiones o adecuaciones del SNT que

sean necesarias para mejorar su vinculacin con el MEM, en los trminos del presente

reglamento, a fin de que se incorporen, si cumple con los requisitos sealados en la

Seccin Tercera del Captulo II de este reglamento, en el Plan de Expansin preparado

por el transmisor y aprobado por el CONELEC. En caso contrario el solicitante podrejecutar las obras requeridas, a su costo, de acuerdo con el artculo 35 de la Ley de

Rgimen del Sector Elctrico.

En el Artculo 36, se seala: Para efectos de considerar o no el requerimiento deexpansin solicitado, dentro del Plan de Expansin del SNT, el agente deber

demostrar la conveniencia de desarrollar las obras dentro del plazo de cinco (5) aos

contados desde la fecha de su solicitud, atendiendo a lo indicado en el artculo

inmediato siguiente y presentar los estudios tcnicos y econmicos que permitan

evaluar su conveniencia y necesidad.

El Artculo 37, especifica: En los trminos del artculo inmediato anterior, eltransmisor, con la asistencia del CENACE, evaluar la inclusin de las obras

20


22/122

solicitadas en el Plan de Expansin tomando como criterio que el valor presente del

total de costos de inversin, operacin y mantenimiento del sistema elctrico en su

conjunto, con todas las modificaciones que se deriven de la expansin solicitada,

resulte inferior o igual al valor presente del costo total de operacin y mantenimiento

de dicho sistema sin tal expansin, incluyendo dentro de los costos de operacinmencionados precedentemente el valor de la energa no suministrada al MEM. La

aplicacin de este criterio se har tomando como costo de inversin, operacin y

mantenimiento de la expansin el previsto para obras similares en el Plan de

Expansin aprobado

En los estudios elctricos efectuados para determinar el equipamiento requerido por elSistema de Transmisin se ha utilizado un esquema de transmisin asociado a los

proyectos de generacin futuros.

8. COORDINACIN CON EL CENACE

El CENACE, por medio del correo electrnico entreg a TRANSELECTRIC variosdespachos energticos de las unidades de generacin participantes en el MEM para el

perodo 2009-2020, los mismos que fueron tomados como base para considerar losdespachos de las unidades de generacin para el perodo de estudio y que sirvieroncomo referencia para proyectar los aos 2010 al 2020.

Adicionalmente, de la pgina Web del CENACE se obtuvo informacin de los CostosVariables de generacin vigentes para el mes de febrero de 2009.

9. SITUACIN DEL SISTEMA DE TRANSMISIN: AO 2009

La topologa del Sistema Nacional de Transmisin a julio del 2009, se indica en elGrfico No. 1. Adems, en los Cuadros Nos. 1 y 2, se presentan las caractersticas

principales de las subestaciones y lneas de transmisin, respectivamente, queconforman el SNT a la presente fecha.

Las obras de transmisin que hasta finales del ao 2009 entrarn en operacin, son lassiguientes:

- Subestacin Salitral.

Ampliacin de la barra de 69 kV, mediante la instalacin de equipamiento GIS (enSF6), para brindar mayor seguridad y confiabilidad a los diferentes Agentes conectadosen la subestacin Salitral. Este proyecto entrar en operacin en el mes de agosto del

presente ao.

- Subestacin Pascuales.

Uno de los bancos de autotransformadores 230/138 kV de la subestacin Pascuales

utiliza una de las bahas correspondiente a la lnea de transmisin Pascuales-Trinitaria

21


23/122

de 230 kV. TRANSELECTRIC tiene previsto instalar la baha de transformadorcorrespondiente para liberar la baha de lnea y reintegrarla a su funcin especfica.

Estos trabajos se estn ejecutando conjuntamente con el proceso de modernizacin de la

subestacin Pascuales, y se tiene programada su entrada en operacin para el cuartotrimestre del 2009.

- Subestacin Esmeraldas.La ampliacin de la capacidad de transformacin, mediante la instalacin de un segundoautotransformador trifsico, 45/60/75 MVA, 138/69 kV, con ULTC, y lascorrespondientes bahas de alta y baja tensin, est prevista para el cuarto trimestre deeste ao. El autotransformador se encuentra ubicado en la subestacin y se inici el

proceso para la contratacin de las obras civiles para la construccin de las bases y parael montaje electromecnico respectivo.

- Subestacin Santa Elena.

Para la ampliacin de la capacidad de transformacin de esta subestacin, se encuentraen sitio un autotransformador trifsico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con ULTC, ascomo las correspondientes bahas de alta y baja tensin. Se estima concluir con lainstalacin de este equipamiento en el cuarto trimestre de este ao.

- Modernizacin de Subestaciones.

La Regulacin CONELEC 003/08 tiene implicaciones directas en el equipamiento deprotecciones, control y medicin, por lo que es necesario acelerar un plan demodernizacin de las subestaciones del SNT, muchas de las cuales sobrepasan los 20 y25 aos de operacin.

Durante el tercer y cuarto trimestre del 2009 se concluir con la modernizacin de lassubestaciones Salitral y Santa Rosa, respectivamente.

- Interconexin con Colombia, elementos de compensacin.

Como parte del proyecto de la segunda interconexin de 230 kV entre las subestaciones

Pomasqui y Jamondino de Ecuador y Colombia, respectivamente, que ingres enoperacin en el mes de noviembre del ao 2008, contempla la instalacin de un bancode capacitores 3x27 Mvar en la barra de 138 kV de la subestacin Santa Rosa, as comola instalacin de un reactor de 25 Mvar en la subestacin Pomasqui a este mismo nivelde voltaje.

Al momento se cuenta con el equipamiento necesario y se est realizando el respectivomontaje electromecnico, con lo cual, se prev la entrada en operacin de estoselementos de compensacin para el tercer trimestre de 2009.

22


24/122

- Sistema de Registros de Eventos.

El cuarto trimestre del 2009, con la instalacin del sistema de registros de eventos yperturbaciones en la subestacin Santa Rosa, se concluir el proceso de implementacin

de este sistema en el SNT. Cabe sealar que las nuevas subestaciones que formarnparte del SNT, tienen incorporados estos sistemas de registros de eventos, lo quepermitir mejorar los ndices de disponibilidad de sus instalaciones.

- Sistema de transmisin Quevedo - Portoviejo.

Como parte de este sistema de transmisin, que permitir mejorar las condiciones decalidad y seguridad en el suministro de energa elctrica a la provincia de Manab, est

previsto para el cuarto trimestre del 2009, el ingreso en operacin de la lnea detransmisin QuevedoPortoviejo (San Gregorio), 230 kV, 110 km, doble circuito, conmontaje inicial de uno y la S/E San Gregorio 230/138 kV, 225 MVA de capacidad.

A la presente fecha, se cuenta con todo el equipamiento requerido para la ejecucin deestas obras y se inici la construccin de las obras civiles tanto de la lnea detransmisin, como de la subestacin San Gregorio. De manera similar, se cuenta con elequipamiento para la ampliacin de la baha de 230 kV en la subestacin Quevedo.

Cabe sealar que estn en ejecucin los trabajos de ampliacin de una baha de 138 kVen la S/E Portoviejo, lo cual posibilitar la energizacin, a su voltaje de diseo (138kV), la lnea Portoviejo-Manta, de propiedad de CNEL-Manab, que se concluirn eltercer trimestre del 2009.

De acuerdo con los anlisis realizados, hasta que el SNT cuente con la operacin de laS/E Montecristi 138/69 kV de 100 MVA de capacidad, para mejorar los perfiles devoltaje en esta zona, TRANSELECTRIC en el tercer trimestre de este ao, realizar lainstalacin provisional de un banco de capacitores de 12 Mvar en la S/E Portoviejo, loscuales son parte del equipamiento de la Subestacin Nueva Prosperina; y, la reubicacinde la S/E Mvil 138/69 kV, junto a la subestacin Manta 2 de CNEL-Manab, la mismaque ser alimentada con la lnea de transmisin Portoviejo-Manta energizada a 138 kV.

- Subestacin Esmeraldas, compensacin capacitiva.

Durante el cuarto trimestre del ao 2009, se concluir con la instalacin de los dosbancos de capacitores de 12 Mvar cada uno, para lo cual, se cuenta con el equipamientorequerido.

- Sistema de Transmisin Nororiente Subestacin Baos.

Con la finalidad de normalizar el segundo circuito de la lnea de transmisin Totoras-Agoyn de 138 kV, y evitar la salida de las centrales de generacin Agoyn y SanFrancisco, ante la salida de este nico enlace entre estas subestaciones, que adems

provocara la prdida del aporte energtico del sistema colombiano, con el consecuenteimpacto al SNI, TRANSELECTRIC est construyendo la subestacin Baos 138/69

kV, cuyo patio de maniobras de 138 kV est previsto entrar en operacin en el ltimotrimestre del ao 2009.

23


25/122

A la presente fecha se estn ejecutando las obras civiles de la subestacin y est enproceso de contratacin del montaje electromecnico.

- Lnea de Transmisin Trinitaria Salitral.

Para el cuarto trimestre de 2009, TRANSELECTRIC dispondr de la lnea detransmisin TrinitariaSalitral, 138 kV, doble circuito, 12 km, con la operacin inicialde un solo interruptor (baha de lnea de 138 kV) tanto en Salitral como en Trinitaria.

El retraso de la puesta en operacin de esta lnea, se debe a dificultades del uso de la vaperimetral para su trazado, que involucr el retiro de la iluminacin del parterre centralhacia los costados de la va, trabajos que los realiz el Municipio de Guayaquil a costode TRANSELECTRIC.

Adems, mientras no se libere las bahas de 230 y 138 kV en la subestacin Trinitaria,utilizadas por TERMOGUAYAS e INTERVISA, respectivamente, esta obra no seraprovechada adecuadamente.

- Subestacin Nueva Prosperina.

Con la finalidad de poder disponer de un nuevo punto de alimentacin para la ciudad deGuayaquil, se encuentra en construccin esta subestacin de 230/69 kV, 225 MVA decapacidad, junto a la avenida Perimetral, y uno de los dos tramos de 2 km, para laderivacin de la lnea Pascuales-Trinitaria de 230 kV, que permitir alimentar a stasubestacin.

Este proyecto inicialmente contemplaba la instalacin de dos bancos de capacitores de12 Mvar cada uno. Sin embargo, debido a las condiciones crticas de voltajeregistradas en la zona de Portoviejo y Manta, y de acuerdo con las reuniones mantenidascon el CENACE, CONELEC y CNEL-Manab se decidi llevar uno de estos bancos decapacitores a la subestacin Portoviejo de TRANSELECTRIC, los cuales se instalarnen el tercer trimestre del ao 2009.

A la presente fecha se encuentra culminados los trabajos de obras civiles y est poriniciarse el montaje electromecnico y se espera su entrada en operacin para el cuarto

trimestre del ao 2009.De acuerdo con la informacin de demanda suministrada por el CONELEC, para el ao2011, se prev la instalacin de un complejo siderrgico en la zona de Posorja, con unacarga del orden de 184 MW. De los anlisis preliminares realizados, el punto deconexin para esta carga sera la barra de 230 kV de la subestacin Nueva Prosperina,

para lo cual se requerir una lnea de transmisin de 230 kV, doble circuito, de 80 kmde longitud aproximadamente, con la ampliacin de las bahas en la subestacin NuevaProsperina. Estos trabajos y la gestin para la conexin al SNT, sern deresponsabilidad de la empresa promotora del proyecto.

24


26/122

- Sistema de Transmisin Trinitaria Las Esclusas.

Con la finalidad de evacuar, en las mejores condiciones tcnicas y econmicas, lageneracin que est siendo instalada en el proyecto hidroelctrico Mazar, as como

aquella correspondiente a la segunda y tercera etapa de Machala Power, y la generacinde los proyectos hidroelctricos Minas y La Unin, se observa la necesidad de disponerde una nueva va de inyeccin de energa de bajo costo hacia la principal carga del pas,determinndose que la mejor opcin para conseguir aquello, es mediante la construccinde una lnea de transmisin entre Milagro, Las Esclusas y Trinitaria, con lo cual seevitar posibles colapsos del SNI ante fallas en cualquiera de las lneas Milagro-Pascuales y Milagro-Dos Cerritos-Pascuales.

La ejecucin de este proyecto de transmisin se ha dividido en dos etapas: lneaTrinitaria-Las Esclusas; y, subestacin Las Esclusas y lnea Las Esclusas-Milagro.

Con la finalidad de disponer de un adecuado centro de generacin en el sur deGuayaquil, la Alcalda de dicha ciudad dispuso que las barcazas de TERMOGUAYAS(Keppel) de 150 MW, de Intervisa Trade de 105 MW y, de Ulysseas de 55 MW, seubiquen en el sector de Las Esclusas, las cuales se conectarn al SNT a nivel de 230 y138 kV. La generacin de TERMOGUAYAS se encuentra operando desde el mes dediciembre del 2006, para lo cual este agente construy una lnea de 230 kV, doblecircuito, de 7.5 km de longitud, montaje inicial de uno, conectndose temporalmente enforma radial a la subestacin Trinitaria en la baha correspondiente a uno de loscircuitos de la lnea Trinitaria-Pascuales de 230 kV.

Actualmente, se han concluido las negociaciones entre CELEC S.A. -TRANSELECTRIC y TERMOGUAYAS, para la adquisicin de este tramo de lnea,que formar parte del sistema de transmisin Trinitaria-Milagro, obra que fueraaprobada por el CONELEC en el Plan de Expansin vigente. Como parte de esteacuerdo TERMOGUAYAS realizar el montaje del segundo circuito en la lneaTrinitaria-Las Esclusas de 230 kV, mientras que la ampliacin de dos bahas de 230 kVen la subestacin Trinitaria ser construida por CELEC S.A.-TRANSELECTRIC.

La fecha estimada de entrada en operacin del segundo circuito es el cuarto trimestredel ao 2009.

- Lnea de Transmisin Totoras Ambato (repotenciacin).De los estudios elctricos realizados se determin la necesidad de repotenciar esta lnea,

para evitar sobrecargas en la misma, lo que afectara a la vida til del conductor ypondra en riesgo al sistema. Esta obra se culminar en el cuarto trimestre del 2009.

- Sistema de Transmisin Las Esclusas Caraguay.

La ciudad de Guayaquil requiere de un nuevo punto de abastecimiento de energaelctrica desde el SNI, desde el cual se pueda atender el crecimiento de la demanda dela zona centro y sur de la ciudad,

25


27/122

Para cubrir esta necesidad, est en construccin este sistema, que consta de una lnea detransmisin de 6 km a 138 kV, doble circuito y de la subestacin Caraguay 138/69 kVde 225 MVA, sistema que entrar en operacin a finales del ao 2009

10. PLAN DE EQUIPAMIENTO

Sobre la base de los resultados de los estudios elctricos realizados se determina elcorrespondiente plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisin para el

periodo 2010-2020.

Con la finalidad de cumplir con las fechas de entrada en operacin de los proyectosreferidos en el presente Plan de Expansin, para garantizar el abastecimiento delcrecimiento de la demanda de energa elctrica del SNI, es indispensable queTRANSELECTRIC disponga de los recursos econmicos oportunos y necesarios para

la ejecucin de las obras, de acuerdo con el presupuesto sealado en el Cuadro No. 6.

En el Cuadro No. 7 se presentan los flujos de caja de las inversiones para el perodo2009-2013, que se requieren para cumplir con el plan de equipamiento propuesto en el

presente Plan de Expansin; y, en el Cuadro No. 8 se presentan la evaluacin delimpacto econmico que se producira en el S.N.I. ante la no ejecucin de los proyectosde expansin del Sistema Nacional de Transmisin.

Los costos de los equipos de subestaciones han sido revisados en funcin de las ofertasrecibidas por TRANSELECTRIC en los diferentes concursos para suministro deequipos; y, en el caso de las nuevas instalaciones de 500 kV, se utiliza informacinextrada del Estudio "Determinacin del Costo FOB de los Elementos Tcnicos y elFactor de Instalacin para Unidades Constructivas" realizado por HMV Ingenieros Ltda.

para la CREG de Colombia en junio de 2006.

Considerando que para la mayora de los equipamientos se utilizan precios unitariosuniformes, pueden existir discrepancias con ciertos costos de algunos equipamientos enlos cuales se han identificado ciertas caractersticas particulares de las obras adesarrollar (obras civiles que requieren pilotaje, complementacin de equipos, etc.). Enlos Cuadros Nos. 10, 11 y 12 constan los costos unitarios por baha para subestaciones.

En el Cuadro No. 13, se presentan los costos de transformadores monofsicos ytrifsicos, determinados en funcin de los costos obtenidos del Concurso de SuministroST/5 realizado por TRANSELECTRIC y cuyo equipo se termin de entregar en el mesde mayo del 2006.

En el Cuadro No. 14, se presenta un detalle de los costos de capacitores para diferentescapacidades y niveles de voltaje.

En el Cuadro No. 15, se presentan los costos de las lneas de transmisin, desglosadosen costos propios de la lnea y costos de las indemnizaciones previstas.

En el Cuadro No. 16, se presentan los costos para instalaciones de 500 kV, que fueronextrados del Estudio "Determinacin del Costo FOB de los Elementos Tcnicos y el

26


28/122

Factor de Instalacin para Unidades Constructivas" realizado por HMV Ingenieros Ltda.para la CREG de Colombia en junio de 2006.

10.1 Ampliacin de Subestaciones

A continuacin se presentan las subestaciones del SNT que requierenampliacin, bsicamente de su capacidad de transformacin, con la finalidad decubrir los requerimientos derivados del crecimiento de la demanda.

10.1.1 Subestacin Cuenca, ampliacin.

Con la finalidad de dotar de un punto de conexin directa de la EmpresaElctrica Azogues S.A. a las instalaciones del SNT, se tiene previsto laimplementacin de una baha de lnea de 69 kV en la subestacin Cuenca, para

el cuarto trimestre del ao 2010.

10.1.2 Subestacin Babahoyo.

Para atender el crecimiento de la demanda de esta zona del pas, se requiere lainstalacin de un segundo autotransformador trifsico, 40/53/66 MVA, 138/69kV, con ULTC. Actualmente en esta subestacin se dispone de una sola baha,tanto en 138 kV como en 69 kV, por lo que se hace necesario adquirir bahasadicionales de transformador y transferencia para los dos niveles de voltaje ycon ello completar los esquemas de barra principal y transferencia.Adicionalmente se requiere la implementacin de al menos una baha adicionalde lnea de 69 kV. Entrada en operacin, tercer trimestre del ao 2010.

10.1.3 Subestacin Santo Domingo.

Instalacin de un segundo banco de autotransformadores monofsicos,3x33/44/55 MVA, 230/138 kV, con las correspondientes bahas de alta y bajatensin, obra que permitir atender el crecimiento de la demanda de SantoDomingo y Esmeraldas, cubriendo especialmente las necesidades de estas doszonas del pas, cuando se encuentra fuera de operacin la Central TrmicaEsmeraldas. Fecha de entrada en operacin, tercer trimestre del ao 2010.

10.1.4 Subestacin Esmeraldas, Sala de Control.

Esta obra permite independizar de la Central Trmica Esmeraldas, la operacinde los tableros de control y proteccin de la subestacin deTRANSELECTRIC. La ejecucin de la misma se ha postergado, en principiodebido a una poltica del Directorio anterior, de no permitir realizar inversionesen terrenos que no sean de propiedad de la compaa, situacin que ha sidosuperada con la conformacin de CELEC S.A. Adicionalmente, la

postergacin tambin se debe a un rediseo que se realiz sobre la ampliacinde esta subestacin ante la posibilidad de la instalacin de nueva generacin

por parte de TERMOESMERALDAS.

27


29/122

Actualmente se cuenta con los equipos y diseos de la nueva sala de control, yest en proceso la contratacin de las obras civiles, por lo que se estimaconcluir este proyecto en el tercer trimestre del 2010,

10.1.5 Subestacin Chone.

Instalacin de un autotransformador trifsico, 60/80/100 MVA, 138/69 kV, conULTC, en reemplazo del actual transformador de 60 MVA. Esta ampliacin dela capacidad de transformacin, permitir satisfacer el crecimiento de losrequerimientos energticos de la zona norte de la provincia de Manab. Suoperacin est prevista para el segundo semestre del ao 2010.

Este autotransformador trifsico de 138/69 kV de 60 MVA de capacidadinstalado actualmente en la subestacin Chone, ser reubicado en la nuevasubestacin Quinind que ser construida por TRANSELECTRIC, con la

finalidad de optimizar la capacidad de transformacin del SNT.

10.1.6 Subestacin Pomasqui.

Instalacin de un segundo transformador trifsico, 180/240/300 MVA, 230/138kV, con las correspondientes bahas de alta y baja tensin. Por flujos de

potencia se requiere ampliar su capacidad para el ao 2010, para atender elcrecimiento de la demanda de la zona norte del pas (E.E.Quito yEMELNORTE), puesto que se alcanzara el 80% de la capacidad nominal deltransformador existente, criterio utilizado por TRANSELECTRIC para laampliacin de la capacidad de transformacin en las subestaciones del SNT.

Sin embargo, debido a la falta de recursos para la ejecucin de varios proyectosde expansin, la Corporacin ha visto la necesidad de priorizar y buscarfuentes de financiamiento externas para la ejecucin de estos proyectos, por talmotivo, se ha reprogramado la entrada en operacin de este nuevoequipamiento para el segundo semestre del ao 2011.

10.1.7 Subestacin Santo Domingo.

Instalacin de un segundo banco de autotransformadores monofsicos,

3x20/26/33 MVA, 138/69 kV, con las correspondientes bahas de alta y bajatensin, obra que permitir atender el crecimiento de la demanda de la EmpresaElctrica Santo Domingo a nivel de 69 kV. La fecha de entrada en operacin seadelanta dos aos con respecto a lo programado en el Plan de Expansinvigente, debido a un crecimiento mayor de la demanda, programndose suoperacin para el primer trimestre del ao 2011.

10.1.8 Subestacin Mulal.

Del anlisis realizado de las cargas de la Empresa Elctrica Cotopaxi que sonatendidas a travs de las subestaciones Ambato y Mulal, se observa que cada

ao vara su distribucin de demanda, provocando una inestabilidad en laprogramacin de la ampliacin de capacidad de transformacin de estas dos

28


30/122

subestaciones del SNT. En el presente estudio, la demanda para estassubestaciones diminuy con respecto a la demanda utilizada en el Plan deExpansin anterior, por tal motivo se reprograma la entrada en operacin deun segundo autotransformador trifsico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con

ULTC con las correspondientes bahas de alta y baja tensin. para el segundosemestre del ao 2011.

La subestacin Mulal cuenta actualmente con una sola baha de 69 kV, por loque se requiere adquirir una baha adicional de transformador y la detransferencia para completar el esquema de barra principal y transferencia.Adicionalmente, se debe implementar al menos una baha adicional de lnea de69 kV.

10.1.9 Subestacin Las Esclusas.

Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energa elctricadel sur de Guayaquil y ante la dificultad de ampliar la capacidad detransformacin de la subestacin Trinitaria, de acuerdo con la actualizacin dela demanda entregada por la CATEG, para el ao 2014, ser necesario contarcon un nuevo punto de entrega desde del SNT, por lo que, luego del anlisis dela distribucin de la demanda futura de la CATEG, se ha programado lainstalacin de un banco de transformadores de 100/133/167 MVA, de 230/69kV, en la subestacin Las Esclusas, as como la ampliacin de una baha de230 kV y la implementacin del patio de 69 kV, con al menos tres salidas delnea de 69 kV. Esta obra permitir que la subestacin Caraguay libererecursos de transformacin, los mismos que se utilizaran para atender mayoresrequerimientos de la carga del centro de la ciudad de Guayaquil.

10.1.10 Subestacin Ambato.

Instalacin de un segundo autotransformador trifsico, 33/44 MVA, 138/69kV, con ULTC, con las correspondientes bahas de alta y baja tensin. Porcapacidad se requiere ampliar la transformacin para el ao 2012, fecha que havenido cambindose en los ltimos aos debido al comportamiento variante dela distribucin de la demanda de la Empresa Elctrica Cotopaxi que esabastecida desde la subestacin Ambato. Esta obra permitir atender el

crecimiento de la demanda de las Empresas Elctricas Ambato y Cotopaxi.10.1.11 Subestacin San Gregorio de Portoviejo.

Instalacin de un autotransformador trifsico 100/133/167 MVA, 230/69 kV,con ULTC, con las correspondientes bahas de alta y el patio de 69 kV, obraque adems permitir atender el crecimiento de la demanda de la parte centraly sur de la provincia de Manab, que de acuerdo con los anlisis de flujos de

potencia se la requiere para el ao 2012. Su ubicacin y su relacin detransformacin podran variar dependiendo de estudios especficos que debernefectuarse de este sistema regional conjuntamente con la Distribuidora.

29


31/122

10.1.12 Subestacin Posorja.

De los anlisis realizados se determin que se debe incrementar la capacidad detransformacin en Posorja mediante la instalacin de un segundo

transformador trifsico de 20/27/33 MVA, 138/69 kV, con las correspondientesbahas de alta (incluidas dos bahas de transformacin y transferencia paracompletar el esquema de barras principal y transferencia) y una baha de bajatensin, para cubrir el incremento de la demanda. Fecha de entrada enoperacin, ao 2014, la misma que podr ser adelantada si se desarrolla el

puerto de aguas profundas en dicho sector del pas.

10.1.13 Subestacin Loja.

Instalacin de un autotransformador trifsico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, conULTC, con las correspondientes bahas de alta y baja tensin. Esta ampliacin

de la capacidad de transformacin, permitir satisfacer el crecimiento de losrequerimientos energticos de la zona sur del pas. Su operacin est prevista

para finales del ao 2016.

10.2 Reserva para Subestaciones (Regulacin CONELEC 003/008)

En el mes de enero del ao 2008, entr en vigencia la Regulacin CONELEC003/08, actualizando la anterior Regulacin CONELEC 002/006 referente aCALIDAD DE TRANSPORTE DE POTENCIA Y DEL SERVICIO DECONEXIN EN EL SNI, en la cual se establecen una serie de obligaciones yresponsabilidades del transmisor para cumplir con los criterios de calidad,seguridad y confiabilidad, as como con lo establecido en los Procedimientosde Despacho y Operacin.

Con la finalidad de cumplir con las exigencias de esta regulacin, se vuelveindispensable el equipamiento de las segundas unidades bancos detransformacin en las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisin,actividad que es difcil realizarla en poco tiempo, por lo queTRANSELECTRIC, en la versin preliminar del Plan de Expansin, que fue

presentado en el mes de mayo del 2006, propuso un plan de implementacin

para ejecutarlo en los prximos cinco aos, en dieciocho subestaciones delSNT. Varias de esas ampliaciones consistan simplemente en adelantar suimplementacin, pues de todas maneras deban entrar en operacin en aos

posteriores por el crecimiento de la demanda.

En las reuniones de trabajo realizadas como parte de la revisin del referidoplan, el CONELEC consider que por el elevado monto del presupuesto de lasinversiones para los prximos 10 aos y por otros criterios relacionados con laregulacin sobre la calidad del servicio se deba reducir al mnimo necesario elequipamiento propuesto, con transformadores ubicados estratgicamente, paraque puedan atender eventuales emergencias en el SNT, pero mantenindose el

riesgo de dejar sin servicio, durante algunos das, a zonas del pas dondeocurriese algn evento en los equipos de transformacin, mientras se moviliza

30


32/122

uno de los transformadores trifsicos que se detallan mas adelante o semoviliza la subestacin mvil y/o el transformador mvil que est programadoadquirirse para el ao prximo. El costo de la energa no servida, que podra

presentarse por este cambio en el equipamiento originalmente propuesto por

TRANSELECTRIC, no debera ser atribuible al transmisor, pero el CONELECen la resolucin de aprobacin del Plan de Expansin 2007-2016 no acept estapropuesta de que ese costo no sea atribuible al transmisor.

En la presente versin del Plan se mantiene el equipamiento de reserva quefuera aprobado por el CONELEC el ao 2007, pues si el organismo reguladormantiene su posicin de no aprobar la instalacin de transformadores porseguridad del suministro debido al alto monto de inversin para los prximosonce aos, TRANSELECTRIC insiste que el costo de la energa nosuministrada no debera ser imputable al transmisor.

Sin embargo, para las prximas versiones del plan de expansin se incluir unanueva propuesta de equipamiento de transformacin de reserva para cumplircon los requerimientos de confiabilidad aplicando el criterio de operacin n-1en transformacin.

Debido a la falta de recursos econmicos para la ejecucin de varios proyectosde expansin, TRANSELECTRIC ha visto la necesidad de reprogramar laentrada en operacin del equipamiento que se presenta a continuacin:

10.2.1 Transformador mvil, trifsico de 60/80 MVA, 138/69 kV. Se elimina elnivel de 46 kV, por cuanto el transformador 138/46 kV de la subestacinVicentina, conjuntamente con la actual subestacin mvil, servir para atenderemergencias en el sistema de la E. E. Quito. Fecha de disponibilidad paraoperacin, segundo trimestre del ao 2010.

10.2.2 S/E Pascuales,un transformador monofsico 75/100/125 MVA, 230/138 kV,como reserva de las seis unidades actuales en operacin. Fecha de entrada enoperacin, segundo semestre del ao 2010.

10.2.3 Subestacin Nueva Prosperina.

Instalacin de un transformador trifsico, 135/180/225 MVA, 230/69 kV, conULTC, con las correspondientes bahas de alta y baja tensin. Estetransformador servir tambin de reserva del transformador de Pascuales138/69 kV, pues en el caso de una emergencia podra ser desmontado yreubicado en la referida subestacin y conectarse temporalmente a una baha de230 kV. Adicionalmente, este transformador podra servir como reserva paralos casos en que fallaran las unidades de transformacin de las subestacionesSinincay, Dos Cerritos, Milagro, Riobamba, etc. Fecha de entrada enoperacin, finales del ao 2011.

31


33/122

10.2.4 Subestacin El Inga (Pifo).

Instalacin de un transformador trifsico, 135/180/225 MVA, 230/138 kV, conlas correspondientes bahas de alta y baja tensin. Este transformador podra

servir como reserva para los casos en que fallaran las unidades detransformacin de las subestaciones Milagro, Trinitaria, Las Esclusas, SanGregorio, etc. Fecha de entrada en operacin, ao 2012.

10.2.5 Bahas de emergencia y/o reserva del SNT.

Con la finalidad de facilitar la conexin de nueva generacin que requiera elpas en forma emergente (conexin de barcazas, etc.), es necesario contar conun stock de bahas a nivel de 230, 138 y 69 kV, que permitirn reducir lostiempos de ingreso de dicha generacin. Adicionalmente, este equipo servir

para cubrir eventuales emergencias en el SNT y/o retrasos en el suministro de

estos elementos en proyectos que podran postergar su fecha de entrada enoperacin, con el consiguiente sobrecosto operativo para el sistema elctricoecuatoriano. Fecha de adquisicin de estos equipos, segundo trimestre del2011.

10.3 Modernizacin de Subestaciones y Medicin de Calidad del Servicio

La Regulacin CONELEC 003/08 tiene implicaciones directas en elequipamiento de protecciones, control y medicin, por lo que es necesarioacelerar un plan de modernizacin de las subestaciones del SNT, muchas de lascuales sobrepasan los 20 y 25 aos de operacin. El equipamiento asociado atodo este proceso de modernizacin, es el siguiente:

- Reemplazo de equipo primario como TCs, TPs y eventualmenteinterruptores.

- Reemplazo de los sistemas de proteccin de rels electromecnicos yestticos a digitales IEDs, estableciendo un sistema de gestin de

protecciones.- Reemplazo del sistema de control manual electromecnico con switches a

un sistema de control distribuido e integrado al COT/CENACE con

protocolos de comunicacin.- Adquisicin de registradores de falla y eventos, integracin a lassubestaciones y manejo de informacin a travs de un sistema de gestin deregistradores automticos de perturbaciones (RAPS).

- Adquisicin de sistemas de medicin con registro de magnitudes, deacuerdo con las especificaciones establecidas en la Regulacin 002/06 yestablecimiento de un sistema de gestin de medicin.

- Integracin de nuevos SOE (estampado del tiempo) a la base de datos delCENACE y TRANSELECTRIC, a travs de protocolo IEC-60870-5-101.

Sobre la base de los acuerdos alcanzados con el CONELEC durante las

sesiones de revisin de los dos ltimos planes de expansin aprobados,nicamente se consider la modernizacin de aquellas subestaciones que

32


34/122

TRANSELECTRIC haba iniciado los respectivos procesos de adquisicin deequipos, entre las que se encontraban las subestaciones Ibarra, Pascuales,Milagro, Esmeraldas, Santa Rosa y Salitral, las cuales se tena previstoculminar su modernizacin hasta finales del ao 2007. Sin embargo, debido a

dificultades en los procesos de implantacin no fue factible cumplir con lafecha antes indicada.

Durante el segundo trimestre del 2010 se concluir la modernizacin de lassubestaciones Pascuales, Esmeraldas e Ibarra.

10.4 Sistema de Registro de Eventos

Para completar el plan originalmente establecido de instalacin deRegistradores Automticos de Perturbaciones en subestaciones claves del SNT,

se continuar con este equipamiento en la subestacin Pascuales, en formaparalela con la modernizacin de esta subestacin, para que ingrese enoperacin en el transcurso del segundo trimestre del ao 2010.

10.5 Sistema de Transmisin Milagro Machala, 230 kV

Como parte de las perspectivas de generacin en la zona de influencia de estesistema de transmisin, en el Plan de Expansin de Transmisin 2004-2013, seconsider que:

a) Termopichincha trasladar las tres unidades de generacin, actualmenteen operacin en Santa Rosa, hasta una localidad cercana a la poblacin

de Arenillas, para generara energa elctrica utilizando gas natural

procedente del norte del Per. Potencia a instalarse 72 MW. Fecha de

entrada en operacin: octubre de 2005.

b) Intervisa Trade S. A. trasladar la central de generacin de 104 MW,actualmente conectada a la subestacin Trinitaria, a una localidad

cercana a las instalaciones en las que se ubicar Termopichincha,

igualmente para producir con gas natural de la misma procedencia.

Fecha estimada de entrada en operacin: octubre de 2005.

c) Machala Power incrementar en 94 MW su capacidad instalada. Lacentral se conectar a 230 kV en la subestacin San Idelfonso. Fecha

estimada de entrada en operacin: octubre de 2006.

Las dos primeras han solicitado la inclusin en el Plan de Expansin de

Transmisin las obras requeridas para evacuar la potencia producida desde

Arenillas hasta el SNI (Termopichincha con Oficio PE-196 del 14 de

septiembre de 2004 e Intervisa con Oficio No. INT-399/04 del 14 de

septiembre de 2004).

33


35/122

Las fechas mencionadas para la entrada en operacin de la referida generacin,han sido postergadas varias veces, siendo en la actualidad algo muy incierto.

El CONELEC en su plan de generacin contempla la instalacin de los

proyectos hidroelctricos La Unin de 80 MW previsto para el ao 2013 yMinas de 273 MW para el ao 2014, en la provincia de El Oro, as comotambin indica que la tercera unidad de 95 MW de Machala Power entrar enoperacin en el primer semestre del 2010 y la cuarta unidad de 85 MW en elao 2011, por lo que se requiere un sistema de transmisin que permita evacuardicha generacin. De los estudios efectuados inicialmente porTRANSELECTRIC, la mejor alternativa para su evacuacin consiste de unalnea de transmisin desde Machala hacia la subestacin Trinitaria en una

primera etapa y, hacia Milagro en una segunda etapa, en funcin de que seconcrete la generacin en Arenillas y de su capacidad a instalarse, mediantelneas a 230 kV, doble circuito, adems del sistema de transmisin requerido

desde Arenillas hasta Machala.

La ltima informacin suministrada por parte de BPZ Energy, empresa queproveera de gas natural desde Per, indicaba que en el mes de septiembre delao 2006 se debi culminar la perforacin del primer pozo de exploracin, que

permitira comprobar la existencia de las suficientes reservas de gas natural,pero hasta la presente fecha TRANSELECTRIC no tiene conocimiento sobre elavance de este proyecto de explotacin del gas natural.

Por otro lado, el CONELEC ratifica en su informacin entregada aTRANSELECTRIC para la elaboracin de este plan, que Machala Powerentrara en operacin con su tercera unidad de 95 MW en el ao 2010,ratificando lo que esta empresa generadora inform a TRANSELECTRICmediante una comunicacin oficial, en la que seal que no tena certidumbreen cumplir con la fecha originalmente prevista para mediados del ao 2008.

Por lo expuesto y considerando los eventos ocurridos en el mes de mayo del2005 en la subestacin Machala y en el mes de diciembre de 2006 en lasubestacin Milagro, se estima pertinente continuar con el proyecto a 230 kVentre Milagro y Machala en forma independiente de los requerimientos de losgeneradores, enfocndose la atencin en el suministro de energa elctrica a la

provincia de El Oro y la eventual exportacin de energa al Per. Este proyectode transmisin se complementar con la lnea de transmisin Milagro-LasEsclusas-Trinitaria que se detalla ms adelante. En tal virtud, el desarrollo

propuesto de este sistema de transmisin, consiste en:

- Lnea de transmisin Milagro-San Idelfonso-Machala, 230 kV, 135 km, dosconductores por fase, calibre 750 ACAR, en estructuras de doble circuitocon el montaje inicial de un circuito.

- Ampliacin de la subestacin Milagro: una baha de lnea de 230 kV (obraque concluy su ejecucin a finales del ao 2008).

34


36/122

- Ampliacin de la subestacin Machala: dos bahas de lnea, una baha deacoplamiento y una baha de transformador, que permitirn completar elesquema de doble barra principal de 230 kV, obras que sern concluidas enel tercer trimestre del ao 2009.

La fecha estimada de entrada en operacin del primer circuito de la lnea detransmisin, ser el cuarto trimestre del ao 2010, proyecto que ha sidoreprogramado debido a la falta de asignacin de recursos econmicos, tal comose seal anteriormente.

Respecto al avance de la lnea de transmisin, se debe sealar que lossuministros para la lnea de transmisin se disponen en bodega y est enconstruccin las obras civiles, estando pendiente el montaje electromecnico delas estructuras por falta de financiamiento.

10.6 Sistema de Transmisin Cuenca Loja, 138 kV (segundo circuito)

Hasta finales de ao 2006, debido a los bajos niveles de voltaje que exista enla barra de 138 kV de la subestacin Loja, entraba a operar generacin forzadade carcter trmico, lo que fue temporalmente superado con la entrada enoperacin de 12 Mvar en capacitores.

Los capacitores constituyen una solucin parcial, siendo necesario definir unasolucin a largo plazo, para lo cual se ha considerado el siguienteequipamiento:

- Montaje del segundo circuito de la lnea de transmisin CuencaLoja, 138kV, 135 km.

- Ampliacin de la S/E Loja:

En la actualidad el patio de 138 kV de esta subestacin est compuesto porlas bahas de lnea y de transferencia de 138 kV, no existiendo la baha detransformador, esquema que es adecuado para la topologa actual. Al aadirel segundo circuito, es necesario completar el esquema de barra principal y

transferencia, para lo que se requiere:. Una baha de lnea de 138 kV.. Una baha de transformador de 138 kV.

- Ampliacin de la S/E Cuenca:

. Una baha de lnea de 138 kV.

Fecha de estimada en operacin ser el segundo semestre del ao 2010.

35


37/122

10.7 Sistema de Transmisin Quevedo Portoviejo (San Gregorio), 230 kV

La lnea de transmisin Quevedo Daule Peripa Portoviejo de 138 kV, doblecircuito, conforme con los resultados de operacin y a los estudios elctricos

efectuados, no cumple con las regulaciones vigentes al no ser posible mantenerel voltaje en 0.90 pu en Portoviejo al producirse la salida de un circuito de lalnea Daule PeripaPortoviejo, 138 kV. Con la instalacin de 2x12 Mvar encapacitores realizado en enero del ao 2007, mejoraron las condicionesoperativas pero no se elimin el problema.

Aspecto importante constituye la fecha de energizacin, a su voltaje de diseode 138 kV, de la lnea de transmisin PortoviejoManta hoy operando a 69 kVy la construccin de la subestacin Manta 138/69 kV, obra que en su momento,de acuerdo con el criterio del CONELEC, era responsabilidad de ladistribuidora, pero que debido a su imperiosa necesidad de contar con esta

instalacin para dar operatividad al nuevo sistema de 230 kV entre Portoviejo yQuevedo, en el Plan de Expansin vigente se considera como parte integral dedicho sistema de transmisin.

El CONELEC recin el 6 de mayo de 2008 informa que ha sido aprobado elPlan de Transmisin, 2008-2017, plan en el que la construccin de lasubestacin Manta pasa a ser responsabilidad de TRANSELECTRIC, en talvirtud, se realiz un anlisis de la ubicacin ms adecuada de la referidainstalacin, tomando en cuenta facilidades para la expansin de los sistemas detransmisin y subtransmisin, siendo el sitio ms adecuado para construir lasubestacin, la zona de Montecristi, en un sector junto a la subestacin de69/13.8 kV de CNEL-Manab.

Para la conexin de las subestaciones San Gregorio y Montecristi, se debeseccionar la lnea Portoviejo-Manta de 138 kV, de 34 km de longitud, de

propiedad de CNEL-Manab, a 7 km y a 27 km de la subestacin Portoviejo,respectivamente.

Para finales del ao 2009, se tiene previsto el ingreso en operacin de lassiguientes obras:

-

Lnea de transmisin QuevedoPortoviejo (San Gregorio), 230 kV, 110 km,estructuras de doble circuito, con montaje inicial de un circuito.

- S/E San Gregorio:. Un autotransformador trifsico 230/138 kV, 135/180/225 MVA.. Una baha de lnea de 230 kV.. Dos bahas de lnea de 138 kV.. Una baha de transformador de 138 kV.. Una baha de transferencia de 138 kV.

- S/E Quevedo, ampliacin de una baha de lnea de 230 kV.

36


38/122

- S/E Portoviejo (4 Esquinas), ampliacin de una baha de lnea de 138 kV.Adicionalmente, hasta que el SNT cuente con la operacin del sistemaQuevedo-San Gregorio, y con la finalidad de mejorar las condiciones de

suministro de energa elctrica en esta zona, TRANSELECTRIC de acuerdocon los compromisos de las reuniones mantenidas con delegados de CENACE,CONELEC y CNEL-Manab, en el tercer trimestre del ao 2009 instalartemporalmente un banco de capacitores de 12 Mvar en la subestacinPortoviejo, que estaba inicialmente previsto a ser instalado en la subestacin

Nueva Prosperina. Por otro lado, hasta disponer de la subestacin Montecristi138/69 kV, 100 MVA, se proceder con la reubicacin de la S/E Mvil 138/69kV, 32 MVA, desde la subestacin 4 Esquinas (Portoviejo) hacia lasubestacin Manta 2 de CNEL-Manab.

Para complementar este sistema de transmisin, las obras relacionadas con la

subestacin Montecristi y su alimentacin desde la subestacin San Gregorio,previstas para el segundo trimestre del ao 2010, son las siguientes:

- S/E Montecristi (ex Manta):. Un transformador trifsico 138/69 kV, 60/80/100 MVA.. Una baha de lnea de 138 kV.. Tres bahas de lnea de 69 kV.. Una baha de transformador de 69 kV.. Una baha de transferencia de 69 kV.

- Lnea de transmisin 4 Esquinas (Portoviejo)-San Gregorio-Montecristi,138 kV, 27 km, un circuito (adquirir un tramo de la lnea de propiedad deCNEL-Manab).

- Lnea de transmisin de 138 kV, 7 km de longitud, en estructuras doblecircuito, con montaje inicial de uno, desde la subestacin Montecristi hastael cruce con la lnea Portoviejo Manta de 138 kV, energizada actualmentea 69 kV.

En el proyecto de compensacin capacitiva del numeral 10.10, se incluye la

instalacin de 12 Mvar de capacitores a nivel de 69 kV en la subestacinMontecristi. Esta compensacin estar conformada por el banco de capacitoresde 12 Mvar, instalados temporalmente en la subestacin 4 Esquinas(Portoviejo).

A la presente fecha se cuenta en bodegas las estructuras y conductores y, esten construccin las obras civiles y el montaje de la lnea de transmisin.Respecto a la subestacin San Gregorio, est en ejecucin las obras civiles quecorresponden a obras de urbanizacin y bases para los equipos. Cabe indicarque se cuenta en sitio con el suministro del equipo primario que incluye eltransformador.

37


39/122

Cabe mencionar que debido al alto crecimiento de la demanda de Manta y porrazones de requerimientos de voltaje, es necesario para el ao 2012 realizar elmontaje del segundo circuito de la lnea Quevedo-San Gregorio a 230 kV, conla correspondiente ampliacin de bahas en Quevedo y San Gregorio, en la

ltima de las cuales se deber completar el esquema de doble barra en 230 kV.

10.8 Sistema de Transmisin Paute (Zhoray) Cuenca (Sinincay), 230 kV

De los anlisis realizados en el plan de expansin vigente se encontr que lamejor solucin para ampliar la capacidad de suministro de energa a la ciudadde Cuenca, es construir una subestacin de seccionamiento en la localidad deZhoray, cerca del proyecto Paute, con la cual se seccionar los dos circuitos dela lnea de transmisin PauteMilagro a 230 kV. Desde esta subestacin saldruna lnea de transmisin a 230 kV hasta la nueva subestacin en la ciudad de

Cuenca (sector de Sinincay).

La construccin de la lnea de transmisin a 230 kV, desde la subestacinZhoray hasta la nueva subestacin Cuenca (Sinincay), en estructuras doblecircuito con el montaje inicial de uno, de 52 km de longitud, fue concluida enel mes de febrero del 2009.

La subestacin Zhoray est prcticamente concluida faltando nicamente laejecucin de las pruebas de los raps y tableros. Adems, para la conexin del

proyecto hidroelctrico Mazar al SNT, se requiere la instalacin de lostransformadores de corriente, divisores capacitivos de potencial, as como delos pararrayos en cada una de las bahas de lnea de 230 kV, que sernocupadas por la central de generacin. Este equipamiento est previstoinstalarlo durante el primer trimestre del ao 2010.

Este sistema de transmisin, que permitir cubrir el crecimiento de la demandade

plan de expansion

Documents