EMPRESA DE ENERGIA DEL PACÍFICO EPSA S.A. E.S.P. COMPAÑÍA DE ELECTRICIDAD DE TULUÁ CETSA S.A. E.S.P.

PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA DEL VALLE DEL CAUCA

2017 - 2026

Yumbo, junio de 2017

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TABLA DE CONTENIDO

1. 2. 3.

INTRODUCCIÓN ......................................................................................................... 4 OBJETIVOS .................................................................................................................. 5 ASPECTOS GENERALES ......................................................................................... 6 3.1 Criterios Técnicos ................................................................................................... 6 4. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DEFINIDOS .......................................................................................................................... 8 4.1 Subestación Bahía y segunda alimentación a Buenaventura 115kV ...................... 9 4.2 Confiabilidad corredor Termoyumbo-Chipichape 115kV ................................... 10 5. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE REFERENCIA .................................................................................................................... 14 5.1 Fase 2 subestación Alférez II 230/115 kV y AT4 Juanchito 220kV .................... 15 5.2 Confiabilidad subestación Cerrito 115kV ............................................................ 17 5.3 Subestación El Carmelo 115 kV........................................................................... 18 5.4 Subestación La Portada 230/115kV ..................................................................... 20 5.5 Subestación Estambul 230/115kV (conexión al STN sector la Dolores) ............. 21 5.6 Subestación Rozo 115 kV..................................................................................... 23 5.7 Subestación Las Palmas 115/34.5/13.2kV (Palmira norte) .................................. 24 5.8 Confiabilidad subestación Jamundí 115kV .......................................................... 24 5.9 Subestación Tuluá II 115/13,2kV (sector norte – Aguaclara) .............................. 25 5.10 Subestación El Túnel 115/34,5/13,2kV (sector Bendiciones – B/ventura) .......... 26 ANEXO. Diagramas unifilares año 2016 ........................................................................ 28

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LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Pérdidas reconocidas por nivel de tensión ....................................................... 7 Tabla 2. Proyectos de expansión en transmisión y distribución ................................... 8 Tabla 3. Resultados para demanda 04/06/2014. .......................................................... 12 Tabla 4. Resultados para la demanda máxima año 2014 ........................................... 13 Tabla 5. Proyectos de expansión en transmisión y distribución ................................. 14

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1. INTRODUCCIÓN Este documento contiene la propuesta del plan de expansión de transmisión y distribución del Valle del Cauca para el período 2017 - 2026, es decir, las obras que se deben realizar con el fin de satisfacer la demanda existente, los nuevos de proyectos de expansión en generación, transmisión, distribución y cobertura. Las obras recomendadas permiten cumplir con los estándares técnicos y regulatorios, garantizando el beneficio económico para los usuarios y para el sistema eléctrico del Valle del Cauca, de acuerdo con lo establecido en el Código de Redes Resolución CREG 025 de 1995, el Reglamento de Distribución resolución CREG 070 de 1998, la resolución CREG 097 de 2008 y demás normas aplicables Este documento hace referencia al Sistema de Transmisión Nacional (STN), Sistema de Transmisión Regional (STR) y al Sistema de Distribución Local (SDL). En cuanto al Sistema de Transmisión Nacional STN, el Gobierno ha encargado a la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME) para determinar el Plan de Expansión del Sistema de Transmisión Nacional. Para ello anualmente elabora un Plan de Expansión en el cual define las obras de expansión requeridas mediante el apoyo de un Comité Asesor de Planeamiento de la Transmisión (CAPT) y con base en la información detallada suministrada por generadores, transportadores, distribuidores, comercializadores y grandes usuarios; la UPME hace público este plan para información de los interesados en efectuar las obras, previa aprobación del Ministerio de Minas y Energía (MME).

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2. OBJETIVOS  Orientar las decisiones de inversión en los nuevos proyectos a implementar teniendo en cuenta el crecimiento del Valle del Cauca.  Determinar las necesidades de expansión con base en los criterios que se deben cumplir en todo el horizonte de planeamiento.  Aprovechar al máximo las instalaciones existentes, optimizando la necesidad de nuevas inversiones y explotar el sistema de modo económico, buscando reducir al máximo las pérdidas técnicas de energía.  Obtener una red de mínimo costo que garantice el cumplimiento de los criterios de calidad, seguridad, eficiencia y confiabilidad requeridos. .

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3. ASPECTOS GENERALES De acuerdo con lo definido por la regulación vigente en los códigos de conexión y redes para la elaboración del plan de expansión se debe cumplir con criterios técnicos y financieros que garanticen la prestación de un servicio con calidad y confiabilidad y que a la vez sea económicamente viable para el sistema, lo cual rige todas las inversiones incluidas en el plan de expansión de EPSA. 3.1 Criterios Técnicos Para la elaboración del planeamiento se definen elementos aplicables a los análisis de estado estable y de estado transitorio y también índices de confiabilidad con los cuales se mide si el suministro de energía es el adecuado. Calidad De acuerdo con el Código de Red, la tensión en barras no debe ser inferior al 90% ni superior al 110% del valor nominal. Seguridad No se permiten sobrecargas en las líneas ni en los transformadores en condiciones normales de operación. La cargabilidad de los transformadores se determina por la capacidad nominal en MVA y para las líneas como el mínimo valor entre el límite térmico de los conductores, el límite por regulación de tensión y el límite por estabilidad. Confiabilidad Se usa el método determinístico, basado en el criterio N-1 y el método probabilístico N-k, de acuerdo con lo dispuesto en la resolución CREG 044-2013, en el cual el sistema debe ser capaz de transportar en estado estable, la energía que necesita la demanda ante la indisponibilidad de un elemento del sistema. Ampliación en Transformación Para determinar las necesidades de ampliación en las transformaciones, se considera que no se debe presentar sobrecarga en los transformadores en condición normal de operación ni en condición de contingencia (criterio N-1).

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Niveles de Corto Circuito Se revisan los niveles de cortocircuito teniendo en cuenta la capacidad nominal de los interruptores y la corriente nominal de los transformadores de corriente existentes. La base de datos de estos equipos se encuentra en permanente actualización y revisión por parte de los operadores de red. Posición de Taps Los taps de los transformadores deben ubicarse en una posición tal que se obtenga un voltaje cercano a 1.0 p.u. (vigilando que se encuentre en el rango recomendado por Operación) en el nivel de tensión a controlar, que generalmente es el de baja tensión. Pérdidas de Energía Al desarrollar el plan de expansión se busca disminuir las pérdidas técnicas de energía mediante las siguientes alternativas:     

Cambios de calibre de conductores. Reubicación de subestaciones existentes. Ampliaciones de capacidad de transformación en subestaciones existentes. Determinación de nuevas subestaciones. Construcción de nuevos circuitos.

A continuación se presentan los últimos valores de referencia de pérdidas reconocidas. Cabe aclarar que estos valores no implican un tope máximo ó mínimo para definir proyectos de expansión o factibilidad de conexión de usuarios.

Tabla 1. Pérdidas reconocidas por nivel de tensión Nivel de Tension

Tension [kV]

Porcentaje reconocido

2 3 4

13.2 34.5 115

1.43 1.82 0.91

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4. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DEFINIDOS Para los próximos 48 meses, se ha evidenciado la necesidad de fortalecer la infraestructura en trasmisión y distribución por medio de los siguientes proyectos: Tabla 2. Proyectos de expansión en transmisión y distribución Nombre del proyecto

Subestación Bahía y segunda alimentación a Buenaventura 115kV

Estado del proyecto ·

Aprobado por la UPME

·

Cambio de configuración y fechas aprobadas por UPME

·

Proyecto en ejecución

·

Fecha entrada en operación: Febrero 2018 (subestación BAH)

Confiabilidad corredor TermoyumboChipichape 115kV

Febrero 2018 (línea CAL-BAH) · La repotenciación de la línea no fue económicamente viable, por lo que EPSA está realizando análisis técnico y económico de otra solución. · Reconfiguración en la subestación Chipichape con visto bueno y aprobatorio del CND, que permiten la redistribución de flujos de potencia, mientras se define otro proyecto de solución a la restricción.

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Figura 11. Diagrama proyectos de expansión en transmisión y distribución 4.1

Subestación Bahía y segunda alimentación a Buenaventura 115kV

El proyecto se encuentra aprobado por la UPME y está en etapa de construcción para entrar en operación por etapas funcionales, es decir subestación Bahía y derivación de línea Pailón-Málaga para mayo de 2016 al igual que la línea CalimaBahía para diciembre de 2016. Este proyecto incluye: -

Nueva subestación Bahía 115/13.2kV en tecnología encapsulada. Cuatro bahías de línea en 115kV en la subestación Bahía. Dos bahías de línea en 115kV en la subestación Calima. Derivación en doble circuito del circuito Pailón-Málaga 115kV de aproximadamente 1km Línea en doble circuito Calima-Bahía 115kV de aproximadamente 60km.

Figura 12. Diseño de la subestación Bahía 115kV Este proyecto se justifica debido a la importancia estratégica de esta zona dada su condición de ser el segundo puerto de carga en Colombia, la seguridad del pacífico prestada por la Armada Naval de Bahía Málaga y su potencial de expansión portuario, como lo son los proyectos del Puerto Industrial de Aguadulce SPIA, el Terminal de Contenedores de Buenaventura TC-BUEN, el Centro Logístico del Pacífico CELPA, la Zona Franca Permanente de Buenaventura CIAL PORT, entre otras, las cuales prácticamente duplican la demanda de potencia en el municipio de Buenaventura. Esta demanda se encuentra en riesgo ante contingencias sencillas en alguno de los circuitos de 115kV que alimentan a Buenaventura desde Cali. Adicionalmente, la subestación Bahía estará ubicada en la nueva área de expansión industrial, en el límite entre la zona urbana y rural del municipio, 9

permitiendo construir nuevos circuitos sobre la vía pública correspondiente a la vía alterna-interna, facilitando la conexión de los proyectos en 115 kV correspondientes a la segunda alimentación desde la subestación Calima y la conexión de nuevos proyectos de expansión portuaria y mitigando el impacto de estos proyectos en la zona urbana de la ciudad

Figura 13. Ubicación geográfica – Bahía y segunda alimentación Buenaventura 4.2

Confiabilidad corredor Termoyumbo-Chipichape 115kV

Luego de realizar los análisis y estudios en campo de las 3 alternativas presentadas en el “PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA DEL VALLE DEL CAUCA 2015 – 2024”, se determinó e informó a la UPME mediante el comunicado EPSA 201500002904 del 29 de enero de 2015 que dichas alternativas no son viables debido a dificultades en su construcción. Por tal motivo, en búsqueda de alternativas para incrementar la confiabilidad del corredor, se planteó la reconfiguración de la subestación Termoyumbo 115 kV, posteriormente se normalizo y se reconfiguro la subestación Chipichape 115 kV, encontrando en esta la eliminación temporal de la restricción. Al día de hoy esta última subestación sigue reconfigurada. Las reconfiguracion planteada se pueden visualizar en la figura 15. La figura 16 ilustra la reconfiguración propuesta en la subestación Termoyumbo, en la cual se redirige la generación de Termovalle y Termoemcali hacia la subestación San Marcos a 115 kV, evitando que estos flujos se dirijan hacia las cargas derivadas de la subestación Chipichape y San Antonio. Esta reconfiguración está operando en la actualidad.

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Figura 14. Reconfiguración de subestación Termoyumbo 115 kV En la figura 14 se observa la propuesta de configuración de la subestación Chipichape, en la cual los flujos de potencia son redirigidos de tal manera que la carga de San Antonio se alimenta en su mayoría desde los transformadores de Pance y la subestación operaría como dos subestaciones barra sencilla.

Figura 15. Reconfiguración de subestación Chipichape 115 kV 11

Para determinar cuál de estas alternativas presenta condiciones más favorables al sistema, XM evaluó 9 contingencias en escenario de generación térmico ante condiciones de demanda del día 04/06/2014 y para la predicción de demanda máxima de año 2014. Los resultados de análisis de las reconfiguraciones ante dichas contingencias y escenario de demanda se presentan en las tablas 7 y 8. La tabla 7 contiene los resultados para las condiciones de demanda del día 04/06/2014 y la tabla 8 para la perdición de demanda del año 2014 respectivamente. Tabla 3. Resultados para demanda 04/06/2014.

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Tabla 4. Resultados para la demanda máxima año 2014

De acuerdo a los resultados, la reconfiguración de la subestación Chipichape presenta condiciones más favorables, debido a que las sobrecargas que se presentan ante las contingencias consideradas se encuentran dentro de límites permisibles en ambos escenarios de carga, mientras que la reconfiguración de la subestación Termoyumbo presenta sobrecargas que serían perjudiciales para los equipos en las condiciones de carga planteadas. Por tal razón en el mes de septiembre de 2015 se realizo la reconfiguración de la subestación Chipichape en coordinación con el CND y se normalizo la subestación Termoyumbo a su estado normal. EPSA Presentara el estudio de conexión para la solución estructural en el mes de Julio de 2016. La cual consiste en la conexión de las subestaciones Estambul 230/115 kV y La Portada 230/115 kV.

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5. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN TRANSMISIÓN Y DISTRIBUCIÓN DE REFERENCIA Posterior a los 48 meses siguientes a este plan y hasta los próximos diez años, se ha evidenciado la necesidad de fortalecer la infraestructura en trasmisión y distribución por medio de los siguientes proyectos: Para los proyectos reportados en el plan de expansión anterior su fecha de entrada en operación se ha desplazado entre uno y dos años, considerando la disminución que se ha presentado en las proyecciones de demanda de la UPME publicadas en la actualización de marzo de 2016. En los casos en que las necesidades de la demanda han cambiado y los estudios de conexión ya han sido presentados a la UPME, se están actualizando dichos estudios planteando nuevas alternativas de solución más óptimas para la demanda y considerando las restricciones sociales, ambientales y prediales.

Tabla 5. Proyectos de expansión en transmisión y distribución Nombre del proyecto Fase 2 Subestación Alférez II 230/115 kV y AT4 Juanchito 220kV

Confiabilidad subestación Cerrito 115kV

Subestación El Carmelo 115 kV

Estado del proyecto 

Se ejecutó la Fase 1, correspondiente a las SE Alférez y Alférez II. 



Pendiente aprobación de la UPME para la fase 2.



Fecha entrada en operación Nov-2020



Pendiente concepto de la UPME



Actualización del estudio de conexión en proceso



Fecha entrada en operación Nov-2020



Estudio de conexión en elaboración



Fecha entrada en operación Nov-2020



Estudio de conexión en elaboración

 Este proyecto está incluido para la atención de demanda y eliminación de la restricción por atrapamiento de generación en el área Suroccidente.

Subestación La Portada 230/115kV  Para la eliminación de la restricción, esta es dependiente de la ejecución de este proyecto y la nueva subestación Estambul 220/115 kV.  

Subestación Estambul 230/115kV (conexión al STN sector la Dolores)

Subestación Rozo 115 kV

Fecha entrada en operación Nov-2020 Estudio de conexión en elaboración

 Este proyecto está incluido para la atención de demanda y eliminación de la restricción de atrapamiento de generación en el área Suroccidente.  Para la eliminación de la restricción, esta es dependiente de la ejecución de este proyecto y la nueva subestación La Portada 220/115 kV. 

Fecha entrada en operación Nov-2020



Estudio de conexión en elaboración



Fecha entrada en operación Nov-2022

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Subestación Las Palmas 115/34.5/13.2kV (Palmira norte)



Estudio de conexión en elaboración



Fecha entrada en operación Nov-2021

Confiabilidad subestación Jamundí 115kV



Estudio de conexión en elaboración



Fecha entrada en operación Nov-2021



Estudio de conexión en elaboración



Fecha entrada en operación Nov-2022 (Activos STR/SDL)

Subestación Tuluá II 115/13,2kV (sector norte – Aguaclara)

Nov-2026 (Activos STN) Subestación El Túnel 115/34,5/13,2kV (sector Bendiciones – B/ventura)



Estudio de conexión en elaboración



Fecha entrada en operación Nov-2022 (Activos STR/SDL) Nov-2028 (Activos STN)

Figura 16. Diagrama proyectos de expansión en transmisión y distribución

5.1

Fase 2 subestación Alférez II 230/115 kV y AT4 Juanchito 220kV

El proyecto entró en operación así:  Ente agosto y septiembre de 2013 los nuevos autotransformadores de conexión al STN en la subestación san Marcos y la normalización del barraje de 115kV de la subestación Termoyumbo 15

 En noviembre de 2013 los activos del STR (barraje y bahías de línea) en la subestación Alférez II.  En enero de 2014 los activos del STN (Alférez II) y conexión al STN (dos autotransformadores 230/115kV 168MVA).

Figura 17. Avances obras de Alférez II

Vale la pena mencionar que en la definición integral del proyecto de Alférez consideró como etapas futuras: -

La instalación del cuarto transformador 230/115kV 90MVA en la subestación Juanchito 220kV Dos circuitos de 115kV adicionales para la subestación Alférez II, reconfigurando la línea Alférez I – Meléndez.

Los análisis eléctricos realizados con la proyección de demanda actualizada identifican la necesidad de estos proyectos para el año 2019. Como obras complementarias a éste proyecto, la UPME ha definido la construcción de la subestación Alférez 500kV, transformación 500/230kV y conexión adicional de Alférez II al circuito Pance-Juanchito 230kV

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5.2

Confiabilidad subestación Cerrito 115kV

El proyecto se entregó a la UPME en diciembre de 2009 y se espera el concepto de aprobación para iniciar su construcción. Este proyecto considera mejorar la confiabilidad de la subestación Cerrito, la cual en la actualidad es alimentada radialmente desde la subestación Santa Bárbara a través de un circuito de 115 kV con una longitud de 17.7 km. SANTA BARBARA CERRITO

Dem Max: 19.5 MW

Figura 18. Línea Santabárbara – Cerrito 115 kV Por ser una condición radial de alimentación a la subestación Cerrito, ante la contingencia del circuito Santa Bárbara – Cerrito 115 kV se presenta la totalidad de la demanda desatendida, dando como resultado una ENS de 0.32 GWh-año, que se evalúan con el tercer escalón de racionamiento (CRO3), por tratarse del 7% de la demanda del mercado de comercialización de EPSA, y un indicador de calidad de duración de falla promedio de 28.7 hrs/año Para mitigar el riesgo de energía no suministrada se había planteado a la UPME la apertura de uno de los circuitos San Marcos Codazzi en el km 19.7 medidos desde San Marcos y en un corredor en circuito sencillo de 7 kms paralelo al actual circuito santa Bárbara-Cerrito, llegar a la subestación Cerrito, formando el circuito Codazzi – Cerrito como se muestra a continuación.

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Figura 19. Ubicación geográfica - Línea Codazzi – Cerrito 115 kV No obstante lo anterior, y considerando la expansión de largo plazo del sistema del Valle del Cauca, con el proyecto “Subestación Estambul 230/115kV” y las obras complementarias en líneas de 115kV, se propone a la UPME que el proyecto “Cerrito-Codazzi” sea reemplazado por el proyecto “Santa Bárbara – Cerrito 2”, el cual consideramos que es una solución más económica para la demanda y no presenta problemas técnicos. En este sentido, EPSA procederá a enviar el estudio detallado del proyecto en cuestión en los términos y plazos establecidos por la regulación. 5.3

Subestación El Carmelo 115 kV

El proyecto se encuentra en estudio en fase de prefactibilidad para ser presentado a la UPME en los términos y plazos establecidos por la regulación. Este proyecto considera la construcción de una nueva subestación 115/34.5/13.2 kV en inmediaciones del corregimiento el Carmelo del municipio de Candelaria, en reemplazo de la subestación Tunal 34.5/13.2kV la cual es alimentada actualmente de uno de los circuitos de 34.5kV de la subestación Candelaria 115/34.5kV y otro de la subestación Palmaseca 115/34.5kV (de aproximadamente 16 km de longitud cada uno). El continuo crecimiento de la demanda en la subestación Tunal, pone en evidencia que la capacidad y la configuración de las subestaciones debe modificarse con el fin de atender estos nuevos requerimientos, aumentar la confiabilidad del servicio y reducir las pérdidas asociadas al transporte desde las subestaciones Candelaria y Palmaseca en el nivel de 34.5 kV. 18

De acuerdo con lo anterior, el proyecto pretende atender los siguientes aspectos:  Asegurar en el mediano y largo plazo los problemas de cargabilidad de los transformadores de la subestación Candelaria 115 kV, así como la atención de la demanda residencial, comercial e industrial del municipio de Candelaria  Cumplir con los criterios de eficiencia del sistema y menor impacto al usuario, sin perder de vista las condiciones de calidad del servicio que establece el marco regulatorio.  Aumentar la calidad del servicio y disminuir las pérdidas en subtransmisión de 34.5kV.  Obtener un sistema más eficiente para los usuarios y viable desde el punto de vista técnico y económico.  Atender el crecimiento esperado de la demanda en esta zona sin que se presentan sobrecargas, ni bajas tensiones ante contingencia sencilla en el SDL.

De acuerdo con los análisis técnicos preliminares, se ha encontrado que dicha subestación se debe ubicar en el corregimiento el Carmelo y conectarse de la siguiente forma: • • •

A nivel de 115kV con el circuito Juanchito-Candelaria 1, el cual pasa por la zona (aproximadamente 2 km). A nivel de 34.5kV con los enlaces que interconectan con las subestaciones Palmaseca y Candelaria 115kV. A nivel de transformación se contaría con un campo de transformación 115/34.5kV para alimentar el anillo de 34.5kV y un campo de transformación 115/13.2kV para atender la demanda en dicho nivel de tensión (la trasformación 115/13.2kV reemplazaría la actual subestación Tunal 34.5/13.2kV).

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Palmaseca

115 kV

Sta. Bárbara

13.2 kV Nuevo

58 MVA

30 MVA

34.5 kV

5.25 MVA

10.5 MVA

2X 5.25 MVA

25 MVA

El Carmelo

2X 25 MVA

15 MVA

Candelaria

15 MVA

25 MVA

Juanchito

Pradera

Florida

Ortigal

Figura 20. Diagrama unifilar – Subestación El Carmelo 115 kV 5.4

Subestación La Portada 230/115kV

Considerando la expansión de largo plazo del sistema del Valle del Cauca, EPSA está analizando el Proyecto “Subestación La Portada 230/115kV” y las obras complementarias en líneas de 115kV, el cual podría evitar las obras requeridas para el proyecto de confiabilidad del corredor Termoyumbo-Chipichape 115kV y adicionalmente, atender la demanda rural de EMCALI y EPSA en los límites de la portada al mar (Terrón colorado, el Saladito, km 18, km 30, etc). En este sentido, EPSA procederá a enviar el estudio detallado del proyecto en cuestión en los términos y plazos establecidos por la regulación. De acuerdo con los análisis técnicos preliminares, se ha encontrado que dicha subestación se debe ubicar en la zona de la vía al mar cerca al kilómetro 18 y conectarse de la siguiente forma: • • • •

A nivel de 230kV con el circuito Yumbo-Alto Anchicayá, el cual pasa por la zona (aproximadamente a 1.500 m). A nivel de 115kV con los circuitos Chipichape-Bajo Anchicayá 1 y 2, y, los cuales pasa por la zona (aproximadamente a 1.500 m). A nivel de transformación se requeriría un banco de unidades monofásicas de 168MVA de acuerdo al estándar establecido por EPSA. A nivel del SDL tendría dos campos de transformación 115/13.2kV, uno para atender la demanda de EPSA (km 18, km 30, Tocotá, Dagua) y otro para atender la demanda de EMCALI (Terrón colorado, el Saldito). 20

Figura 21. Diagrama unifilar – Conexión al STN sector La Portada al Mar 5.5

Subestación Estambul 230/115kV (conexión al STN sector la Dolores)

El proyecto se encuentra en estudio en fase de viabilidad para ser presentado a la UPME en los términos y plazos establecidos por la regulación. Este proyecto considera la construcción de una nueva subestación 230/115 kV en inmediaciones del corregimiento la Dolores del municipio de Palmira, con el cual se pretende atender los siguientes aspectos: • • • •

Crecimiento de la demanda en la región límite entre Cali, Palmira y Candelaria. Agotamiento de la capacidad de transformación 230/115kV en Yumbo y San Marcos. Agotamiento de la capacidad de transporte de los circuitos de 115kV que salen de dichas subestaciones, especialmente en Termoyumbo. Alto nivel de cortocircuito en Termoyumbo, Guachal y San Marcos 115kV.

De acuerdo con los análisis técnicos preliminares, se ha encontrado que dicha subestación se debe ubicar en la zona de la Dolores y conectarse de la siguiente forma: •

A nivel de 230kV con los circuitos Yumbo-San Bernardino (futuro YumboAlférez II) y San Marcos-Juanchito, los cuales pasa por la zona (aproximadamente a 500 m). 21

• • •

A nivel de 115kV con los circuitos San Luis-Juanchito 1 y 2, y San LuisTermoyumbo 1 y 2, los cuales pasan por la zona (aproximadamente a 1 km). En cuanto a transformación se requerirían dos bancos de unidades monofásicas de 168MVA de acuerdo al estándar establecido por EPSA. A nivel del SDL se contaría con una proyección de un campo de transformación 115/34.5kV para alimentar el anillo de 34.5kV y dos campos de transformación 115/13.2kV para el crecimiento futuro de la zona (la trasformación 115/13.2kV reemplazaría la actual subestación Dolores 34.5/13.2kV).

Otras obras complementarias a esta nueva subestación son: • •

•

Normalización de las bahías de los circuitos San Marcos-Codazzi 2 y Santa Bárbara-Codazzi 2, para evitar bajas tensiones en Palmira ante contingencia N-1 en los circuitos de 115kV actuales. Reconfiguración de los circuitos Termoyumbo-Guachal 1 y 2, y Termoyumbo-San Luis 1 y 2 en San Luis-Guachal 1 y 2, puenteando dichos circuitos a la altura de la subestación Termoyumbo (disminuyendo los aportes de corto circuito a la Subestación Termoyumbo) y reubicando las cuatro bahías de línea de Termoyumbo en las subestaciones San Marcos, Codazzi y Santa Bárbara. Segmentación del barraje de la subestación Guachal

Finalmente, con la nueva topología planteada y con la entrada en operación de la subestación Alférez II, se tendría el siguiente diagrama unifilar.

Figura 23. Diagrama unifilar conexión subestación ESTAMBUL

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5.6

Subestación Rozo 115 kV

El proyecto se encuentra en estudio en fase de viabilidad para ser presentado a la UPME en los términos y plazos establecidos por la regulación.. Este proyecto considera la construcción de una nueva subestación 115/34.5/13.2 kV en inmediaciones del corregimiento de Rozo sector del peaje en el municipio de Palmira. El crecimiento de la demanda de este corregimiento, pone en evidencia que la capacidad y la configuración de las subestaciones debe modificarse con el fin de atender la nueva demanda, aumentar la confiabilidad del servicio y reducir las pérdidas asociadas al transporte desde la subestación Termoyumbo en el nivel de 34.5 kV.

De acuerdo con lo anterior, el proyecto pretende atender los siguientes aspectos:  Asegurar en el largo plazo problemas de cargabilidad de la transformación en la subestación Termoyumbo 115 kV, así como la atención de la demanda residencial, comercial e industrial del corregimiento de Rozo, Cerrito, Vijes y sus alrededores.  Cumplir con los criterios de eficiencia del sistema y menor impacto al usuario, sin perder de vista las condiciones de calidad del servicio que establece el marco regulatorio.  Aumentar la calidad del servicio y disminuir las pérdidas en subtransmisión de 34.5kV.  Obtener un sistema más eficiente para los usuarios y viable desde el punto de vista técnico y económico.  Atender el crecimiento esperado de la demanda en esta zona sin que se presentan sobrecargas, ni bajas tensiones ante contingencia sencilla en el SDL. De acuerdo con los análisis técnicos preliminares, se ha encontrado que dicha subestación se debe ubicar en el corregimiento de Rozo y conectarse de la siguiente forma: • •

A nivel de 115kV con el circuito San Marcos-Codazzi 1, el cual pasa por la zona (aproximadamente 2 km). A nivel de transformación se contaría con un campo de transformación 115/13.2kV para atender la demanda en dicho nivel de tensión y 115/34.5kV para atender la subestación Rozo 34.5/13.2kV en la zona occidental y anillar con los circuitos industriales de la subestación Palmaseca.

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5.7

Subestación Las Palmas 115/34.5/13.2kV (Palmira norte)

El proyecto se encuentra en estudio en fase de viabilidad para ser presentado a la UPME en los términos y plazos establecidos por la regulación. Este proyecto considera la construcción de una nueva subestación 115/34.5/13.2 kV en inmediaciones del corregimiento de Amaime en el municipio de Palmira. El crecimiento de la demanda del casco urbano de Palmira en la zona norte y de los corregimientos aledaños, pone en evidencia que la capacidad y la configuración de las subestaciones debe modificarse con el fin de atender la nueva demanda, aumentar la confiabilidad del servicio y reducir las pérdidas asociadas al transporte desde la subestación Santa Bárbara en el nivel de 34.5 kV. De acuerdo con lo anterior, el proyecto pretende atender los siguientes aspectos:  Asegurar en el largo plazo problemas de cargabilidad de la transformación en la subestación Santa Bárbara 115/34.5 kV, así como la atención de la demanda residencial, comercial e industrial en el norte de Palmira.  Cumplir con los criterios de eficiencia del sistema y menor impacto al usuario, sin perder de vista las condiciones de calidad del servicio que establece el marco regulatorio.  Aumentar la calidad del servicio y disminuir las pérdidas en subtransmisión de 34.5kV.  Obtener un sistema más eficiente para los usuarios y viable desde el punto de vista técnico y económico.  Atender el crecimiento esperado de la demanda en esta zona sin que se presentan sobrecargas, ni bajas tensiones ante contingencia sencilla en el SDL. De acuerdo con los análisis técnicos preliminares, se ha encontrado que dicha subestación se debe ubicar en el corregimiento de Amaime y conectarse de la siguiente forma: • •

5.8

A nivel de 115kV con el circuito San Marcos-Codazzi 1, el cual pasa por la zona (aproximadamente 2 km). A nivel de transformación se contaría con un campo de transformación 115/13.2kV para atender la demanda en dicho nivel de tensión mejorando la arquitectura de red con las subestaciones Norte y Amaime y 115/34.5kV para inyectar potencia al anillo entre dichas subestaciones.

Confiabilidad subestación Jamundí 115kV

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La subestación Jamundí entró en operación en 2011 mejorando las condiciones de confiabilidad y calidad del servicio en el municipio de Jamundí, la cual cuenta con una demanda máxima de 17 MW. No obstante, ante fallas del circuito Pance-Jamundí 115kV el cual es operado por la empresa del Cauca CEO, la subestación Jamundí debe traer toda su energía desde el sistema eléctrico del Cauca, específicamente a través de un circuito sencillo de la subestación Santander 115kV las cuales también son operadas por CEO. Cabe mencionar que el STR del Cauca no posee la suficiente robustez para atender en el largo plazo la demanda de Jamundí, por lo cual se pretende conectar la subestación Jamundí 115kV al otro circuito Pance-Santander para contar con una mayor confiabilidad. 5.9

Subestación Tuluá II 115/13,2kV (sector norte – Aguaclara)

El proyecto se encuentra en estudio en fase de viabilidad para ser presentado a la UPME en los términos y plazos establecidos por la regulación. Este proyecto considera la construcción de una nueva subestación 115/34.5/13.2 kV en la zona norte del municipio de Tuluá. El crecimiento de la demanda del casco urbano de Tuluá en la zona norte y de los municipios aledaños, pone en evidencia que la capacidad y la configuración de las subestaciones debe modificarse con el fin de atender la nueva demanda y aumentar la confiabilidad del servicio. De acuerdo con lo anterior, el proyecto pretende atender los siguientes aspectos:  Asegurar en el largo plazo problemas de cargabilidad de la transformación en las subestaciones Variante 34.5/13.2kV y Farfán 34.5/13kV ubicadas en el caso urbano de Tuluá, así como la atención de la demanda residencial, comercial e industrial en el norte de Tuluá.  Cumplir con los criterios de eficiencia del sistema y menor impacto al usuario, sin perder de vista las condiciones de calidad del servicio que establece el marco regulatorio.  Aumentar la calidad del servicio y disminuir las pérdidas en subtransmisión de 34.5kV y 13.2kV.  Obtener un sistema más eficiente para los usuarios y viable desde el punto de vista técnico y económico.  Atender el crecimiento esperado de la demanda en esta zona sin que se presentan sobrecargas, ni bajas tensiones ante contingencia sencilla en el SDL. De acuerdo con los análisis técnicos preliminares, se ha encontrado que dicha subestación se debe ubicar en el norte de Tuluá y conectarse de la siguiente forma: 25

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A nivel de 115kV con el circuito Tuluá – Zarzal 2, el cual pasa por la zona (aproximadamente 2 km). A nivel de transformación se contaría con un campo de transformación 115/13.2kV para atender la demanda en dicho nivel de tensión mejorando la arquitectura de red con las subestaciones Variante 34.5/13.2kV y Farfán 34.5/13kV y en el largo plazo 115/34.5kV para inyectar potencia al anillo entre dichas subestaciones.

En una visión de largo plazo, esta subestación facilitaría la interconexión de Centro del Valle al STN, a través de una interconexión con los circuitos VirginaSan Marcos y Cartago-San Marcos con una línea en doble circuito de aproximadamente 3km.

5.10 Subestación El Túnel 115/34,5/13,2kV (sector Bendiciones – B/ventura) El proyecto se encuentra en estudio en fase de viabilidad para ser presentado a la UPME en los términos y plazos establecidos por la regulación. Este proyecto considera la construcción de una nueva subestación 115/34.5/13.2 kV en la zona rural del municipio de Buenaventura. El crecimiento de la demanda esperado sobre la doble calzada a Buenaventura específicamente en el sector entre la zona urbana de Buenaventura y el corregimiento de Loboguerrero en el municipio de Dagua, pone en evidencia que la capacidad y la configuración de las subestaciones debe modificarse con el fin de atender la nueva demanda y aumentar la confiabilidad del servicio. De acuerdo con lo anterior, el proyecto pretende atender los siguientes aspectos:  Asegurar en el largo plazo la atención de la demanda residencial, comercial e industrial entre Buenaventura y Loboguerrero.  Cumplir con los criterios de eficiencia del sistema y menor impacto al usuario, sin perder de vista las condiciones de calidad del servicio que establece el marco regulatorio.  Aumentar la calidad del servicio y disminuir las pérdidas en subtransmisión de 34.5kV y 13.2kV.  Obtener un sistema más eficiente para los usuarios y viable desde el punto de vista técnico y económico.  Atender el crecimiento esperado de la demanda en esta zona sin que se presentan sobrecargas, ni bajas tensiones ante contingencia sencilla en el SDL.

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De acuerdo con los análisis técnicos preliminares, se ha encontrado que dicha subestación se debe ubicar en el sector de Bendiciones en Buenaventura y conectarse de la siguiente forma: • • •

A nivel de 115kV con los circuitos en construcción Calima-Bahía 1 y 2, los cuales pasan por la zona (aproximadamente 2 km). Construcción de un corredor de 34.5kV entre las subestaciones Bahía y Loboguerrero. A nivel de transformación se contaría con un campo de transformación 115/13.2kV para atender la demanda en dicho nivel de tensión mejorando la arquitectura de red con las subestaciones Bahía 115/13.2kV, Pailón 115/13.2kV y Loboguerrero 34.5/13.2kV y un campo de transformación 115/34.5kV para inyectar potencia al anillo entre las subestaciones Bahía y Loboguerrero.

En una visión de largo plazo, esta subestación facilitaría la interconexión de Buenaventura al STN, a través de una interconexión con el Alto Anchicayá con una línea en doble circuito de aproximadamente 32km.

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ANEXO. Diagramas unifilares año 2016

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