Evolución del Sistema Interconectado Nacional

¿Cómo inició el 2020?

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) inició el año 2020 con 169 restricciones de transmisión identificadas en condiciones de red completa (73 de emergencia y 96 de alerta). Como resultado se consideraban 9 subáreas operativas en estado de emergencia: Atlántico, Córdoba-Sucre, Bolívar, GCM, Bogotá, Santander, Boyacá-Casanare, Meta y Antioquia. Lo anterior, debido a que al menos una contingencia sencilla de los elementos de red podría superar los límites de seguridad del sistema o generar desatención de demanda según lo establecido en el código de operación.

Proyectos de expansión que entraron en el 2020

En el transcurso del año 2020 entraron en operación 29 proyectos de expansión repartidos así: 2 proyectos mediante la figura de convocatoria en el STN, 1 de modernización en el STN, 1 proyecto mediante la figura de convocatoria en el STR, 11 proyectos adicionales en el STR. De estos proyectos de expansión se destacan los siguientes:

• Subestación Medellín 230 kV: Entrada en operación de la nueva subestación 220 kV, la cual reconfiguró el circuito Occidente - Ancón Sur 230 kV en Medellín - Occidente 230 kV y Ancón Sur - Medellín 2 230 kV, adicionalmente con este proyecto entro un nuevo circuito Medellín – Ancón Sur 2 EPM 230 kV.
• Subestación Palenque 230 kV/Transformadores Palenque 230/115 kV – 2 x 150 MVA: Eliminó las restricciones asociadas a las líneas Bucaramanga – Real de minas 115 kV y Palos – Palenque 115 kV. Eliminó el riesgo de demanda no atendida asociada a los esquemas suplementarios implementados en Palenque y Real de minas 115 kV.
• Segundo Transformador Ocaña 500/230 kV de 360 MVA: Aumentó la confiabilidad del intercambio de potencia entre las subestaciones Ocaña 500 kV y Ocaña 220 kV. Redujo la carga del transformador Ocaña 1 500/230 kV en estado normal de operación y ante la contingencia de la línea Ocaña – Sogamoso 500 kV.
• UPME STR 06-2016 Refuerzo Eléctrico de la Guajira: Cuestecitas – Riohacha – Maicao 110 kV: Este proyecto anilló las subestaciones Cuestecitas, Riohacha y Maicao 110 kV, dando confiabilidad y seguridad en la atención de la demanda y mejorando el perfil de tensión en la zona, eliminando la condición radial de Riohacha y Maicao 110 kV.
• S/E Río Frío 115/34.5 kV - 2x40 MVA y Normalización T Bucaramanga: Estos proyectos redistribuyeron la mayoría de las cargas de la subárea Santander. Con esta nueva distribución se redujo la carga de las líneas Palos – Palenque y Bucaramanga – Real Minas 115 kV lo cual ayudó a mitigar las restricciones asociadas a estos activos. Además, mejoró el perfil de tensiones de las subestaciones San Gil 115 kV y Piedecuesta 115 kV.
• Nuevo circuito Puerto López – Puerto Gaitán 115 kV: Aumentó la confiabilidad de la subárea Meta al eliminar la conexión radial de Campo Bonito - Puerto Gaitán 115 kV. Eliminó la restricción de altas tensiones en el Meta ante la contingencia de Campobonito – Puerto Gaitán 115 kV.
• Segundo transformador Urabá 150 220/110/44 kV: Aumento de la confiabilidad de la en Urabá 110 kV y Apartadó 110 kV ante la falla o indisponibilidad del actual transformador de Urabá 220/110 kV.
• Subestación Jenesano 115/34,5 kV - 25 MVA: Aumento la confiabilidad en Guateque 115 kV y Jenesano 115 kV al eliminar la condición radial de estas.

¿Cómo finalizó el 2020?

El efecto combinado del crecimiento de la demanda y de la entrada en operación de algunos proyectos de expansión, modificaron el número restricciones de transmisión en las diferentes subáreas del sistema colombiano. Como resultado neto, al finalizar el año 2020 se tenían identificadas 156 restricciones, de los cuales 89 son de alerta y 67 son de emergencia. El Sistema Interconectado Nacional finalizó el año 2020 con 8 subáreas operativas en estado de emergencia: Atlántico, Córdoba-Sucre, Bolívar, GCM, Bogotá, Boyacá-Casanare, Meta y Antioquia.

Restricciones activas en 2020

En cumplimiento de la Resolución CREG 062 de 2000, en particular del artículo 9º, el CND realiza con resolución trimestral un seguimiento a la evolución de las restricciones, que busca evidenciar el agotamiento reiterado de la capacidad de transmisión y la evolución en el tiempo de estas. Por lo anterior, se analizan estadísticamente los principales cortes activos en la operación real, evidenciando donde se presenta estrés en la capacidad de transmisión.

A continuación, se presenta la participación de los quince primeros cortes activos durante el último trimestre de 2020:

• Los primeros dos cortes del trimestre 4 de 2020 estuvieron activos el 100%. Estos cortes corresponden a limitaciones en la red de transporte del STR/SDL del Atlántico.
• Durante el cuarto trimestre de 2020 estuvieron activos el 28.6% del tiempo los cortes asociados a sobrecargas en la red a 115 kV de Cauca – Nariño, las cuales se activan en escenarios de alta generación en Betania y Quimbo y baja generación en las menores de Cauca – Nariño.
• Los cortes que permanecen activos la mayor cantidad de tiempo están asociados con sobrecargas en la red del área Caribe en la subárea Atlántico, Córdoba – Sucre, Bolívar y GCM.
• Se observa un incremento en el número de horas que estuvieron activos los cortes asociados a la transformación 500/110 kV de Córdoba – Sucre. Esta tendencia indica un agotamiento en la capacidad transformación de Chinú 500/110 kV a medida que crece la demanda.
• Se observa que el 21.4% del tiempo correspondiente al cuarto trimestre del 2020 se activaron los cortes asociados a la exportación hacía Ecuador. Lo anterior, se debe a que desde principios de noviembre y hasta mediados de diciembre del 2020, Colombia exportó energía hacía Ecuador, activando los límites de transferencia establecidos por los estudios conjuntos realizados entre Colombia y Ecuador.

¿Qué se espera para el 2021?

Proyectos de expansión 2021

Para el año 2021 se espera la entrada de diferentes proyectos de expansión de la red y de generación, de los cuales destacamos los siguientes para la operación del SIN:

• Subestación Antioquia y Medellín 500 kV: Con la entrada de estas subestaciones y los circuitos Antioquia – Cerromatoso 1 y 2 500 kV, Antioquia – Porce 3 500 kV y Antioquia - Medellín 500 kV, se tendrá un camino adicional a la potencia entre las área Antioquia y Caribe y el límite máximo para la importación de Caribe pasa de 1500 MW a un valor de 1650 MW, adicional se tendrá mayor excedente de potencia reactiva propia de la red de transmisión, la cual se suma a la de los circuitos existentes que al disminuir su magnitud de carga aumentan su aporte de Mvar (o disminuyen su consumo) con lo que se tendrá un mayor margen de potencia reactiva en los elementos de control SVC y unidades de generación
• Circuito Chinú – Cerromatoso 3 500 kV: Disminuye la impedancia entre Chinú y Cerromatoso 500 kV, aumentando la capacidad de transferencia entre subestaciones, lo que disminuye la carga de los circuitos existentes y su consumo de Mvar. Este circuito genera aporte de Mvar adicional en Chinú 500 kV, que brindará margen al aporte de Mvar del SVC Chinú 500 kV. Adicionalmente, posibilita aumentar importación de potencia del área Caribe de 1650 MW a 1950 MW.
• Circuito Chinú – El Copey 500 kV: Un camino adiciona a la subestación El Copey 500 kV, adicional al existente a través Ocaña – La Loma – El Copey 500 kV, con lo que disminuye el impacto de la contingencia sencilla de un circuito de este corredor. Este circuito aumenta el límite de importación al Caribe de 1650 MW a 2000 MW, y a Caribe 2 de 1200 a 1400 MW. Adicionalmente, reduce en una (4) unidades, el requerimiento de unidades equivalentes del área para soporte de tensión.
• Medellín – La Virginia 500 kV: La entrada en operación de este circuito acerca eléctricamente las áreas Antioquia y Suroccidental. El límite de importación del área continúa siendo definido por la contingencia sencilla de un transformador San Marcos o La Virginia 500/230 kV, definiendo como nuevo límite de importación del área la potencia a través de los circuitos: Medellín – La Virginia 500 kV + San Carlos – La Virginia 500 kV en 560 MW. Adicionalmente, disminuye el impacto en tensión ante la N-1 de San Carlos – Virginia 500 kV, por lo que se reduce en una (1) unidad, el requerimiento de unidades equivalentes del área para soporte de tensión.
• Piloto FACTS distribuidos Ancón – Sur Envigado 110 kV: Disminución de magnitud de potencia en Ancón – Sur Envigado 110 kV ante contingencia de Guayabal – Ancón Sur 110 kV y Miraflores – Ancón Sur 230 kV. Elimina restricciones asociadas a la entrada de la red de 500 kV: Occidente – Medellín 220 kV / Ancón Sur – Envigado 110 kV
• Doble circuito Alférez – Tesalia 230 kV: Tiene un impacto positivo en mitigación de aproximadamente 14 restricciones del área suroccidental.
• La Loma – La Jagua y La Loma - El Paso 110 kV: Elimina la condición radial de las subestaciones La Jagua y el Paso 110 kV, eliminando la restricción de baja tensión en La Jagua, El Paso y El Banco 110 kV. Estos beneficios para el área Caribe y su subárea GCM, permiten aumentar la capacidad de importación potencia del área Caribe de 2250 MW a 2300 MW.
• Subestación Catama 115 kV: Elimina la restricción de sobrecarga en estado normal de operación de Ocoa – Santa Helena 115 kV
• Generación solar fotovoltaica despachada centralmente: Integración de 935 MW de los cuales 328 MW se instalarán en el área Suroccidental, 285 MW en el área Nordeste, 220 MW en el área Caribe y 102 MW en el área Antioquia.
• Fuentes de energía renovable no convencional no despachada centralmente: Integración de 710,69 MW de generación solar fotovoltaica y de 9,9 MW de generación eólica en el sistema interconectado nacional, de los cuales 364,79 MW se instalarán en el área Caribe, 161,25 en el área Suroccidental, 158,25 en el área Nordeste y 54,3 en el área Oriental.
• Generación térmica despachada centralmente: El Tesorito de 198,7 MW en el área Caribe e Innercol de 90 MW en el área Nordeste.

Con la entrada oportuna de los proyectos de expansión esperados en el año 2021, esperamos una reducción en el número de restricciones del SIN, disminución de unidades para el control de tensión, aumentando la flexibilidad operativa y la seguridad del sistema para una operación confiable y económica.