Evolución del Sistema Interconectado Nacional


¿Cómo inició el 2019?


El Sistema Interconectado Nacional (SIN) inició el año 2019 con 200 restricciones de transmisión identificadas en condiciones de red completa (105 de emergencia y 95 de alerta). Como resultado se consideraban 9 subáreas operativas en estado de emergencia: Atlántico, Córdoba-Sucre, GCM, Bolívar, Boyacá-Casanare, Caquetá, Santander, Bogotá y Meta. Lo anterior debido a que al menos una contingencia sencilla de los elementos de red podría generar desatención de demanda según lo establecido en el código de operación.

Proyectos de expansión que entraron en el 2019


En el transcurso del año 2019 entraron en operación 50 proyectos de expansión repartidos así: 6 proyectos mediante la figura de convocatoria en el STN, 2 de ampliación en el STN, 2 de conexión de carga al STN, 6 proyectos mediante la figura de convocatoria en el STR, 26 proyectos adicionales en el STR, 7 proyectos de generación menor y 1 proyecto de generación despachada centralmente. De los proyectos de expansión se destacan los siguientes:


  • Subestación San Antonio 230 kV y Suamox 115 kV: Mejoró la conexión del STR de Boyacá y Casanare con el STN. Se eliminó una restricción por congestiones en la subárea.
  • Subestación Montería 230 kV y Nueva Montería 110 kV: Aumentó la capacidad de transformación del STN al STR en la subárea Córdoba – Sucre. Se eliminaron y mitigaron restricciones asociadas a agotamiento en la capacidad de transporte del corredor a 110 kV existente entre Chinú y Urrá.
  • Tercer transformador Sogamoso 500/230 kV: Permite la evacuación de generación en escenarios de baja demanda del sistema y alta generación en el área Nordeste.
  • Segundo transformador de Altamira 230/115 kV: Aumentó la confiabilidad y seguridad de la demanda del departamento de Caquetá.
  • Subestación Caracolí y obras asociadas: Se introdujo un nuevo punto de conexión del STR al STN en la subárea Atlántico, aumentando los escenarios seguros de operación considerando diferentes despachos de los recursos de generación de la subárea.
  • Reconfiguración y expansión S/E Barranca 230/115 kV: Aumentó de la confiabilidad de las subestaciones y brindó mayor flexibilidad en la ejecución de trabajos de mantenimiento en la subestación.
  • Subestación Tebsa II 110 kV y Traslado de la generación Temo-Barranquilla: Disminuyó los aportes máximos de corrientes de corto circuito a la subestación Tebsa 110 kV.

Otras acciones realizadas


• Gestión de medidas operativas para minimizar riesgo de desatención de demanda en el área Caribe

Revisamos conjuntamente con el Operador de Red (OR) del área Caribe la posibilidad de incrementar las capacidades de transporte de potencia de los enlaces en donde existían limitaciones que ponían en riesgo la atención de la demanda. El sistema obtuvo incrementos de capacidad en 6 circuitos del STR del área Caribe.


Adicionalmente gestionamos con el OR la revisión de la suficiencia de los esquemas suplementarios de protección debido al crecimiento de la demanda, a los cambios topológicos producto a la entrada de diferentes proyectos de expansión y a los aumentos de capacidad de los circuitos del STR. En total gestionamos 5 nuevos esquemas suplementarios para minimizar el impacto sobre los usuarios.


• Análisis y gestión de proyectos temporales y urgentes en el área Caribe

Analizamos, coordinamos e hicimos seguimiento para la entrada en operación de 4 proyectos del OR catalogados como urgentes en el área Caribe por su impacto en la disminución de demanda no atendida. Los análisis identificaron el impacto positivo de estas medidas y realizamos la coordinación entre el OR, los transportadores del área y el ministerio de minas y energía para la gestión oportuna de todos los requisitos necesarios previo a la entrada en operación de estos proyectos.


• Análisis de mantenimientos de alto impacto. Mantenimiento de Chivor

Analizamos mantenimientos que, con alto impacto para la operación del sistema, como el caso del mantenimiento de una etapa de la planta de generación Chivor. Aunque este mantenimiento está planeado para ejecutarse en el año 2020, durante el año 2019 revisamos la condición eléctrica del área y gestionamos medidas necesarias para mitigar su impacto como elaboración de planes de contingencia ante indisponibilidades críticas y la coordinación de mantenimientos en el área Oriental.


• Análisis de indisponibilidades de alto impacto. Protección Diferencial de Yumbo 230 kV

La operación del año 2019 tuvo desafíos para la operación segura, confiable y económica del sistema como fue el caso de la indisponibilidad de la protección diferencial de la subestación Yumbo 230 kV, la cual está indisponible desde el 07/09/2019. Hicimos un análisis por escenarios para determinar la mejor topología operativa de la red del STN y del STR de la subárea Valle para disminuir limitaciones a la generación, debido a problemas de posible pérdida de estabilidad en caso de fallas.


• Nuevo esquema de separación de áreas entre Colombia y Ecuador

Realizamos el diseño, las pruebas e instalación en sitio de un nuevo esquema de protecciones sistémico, que separa los sistemas de potencia colombiano y ecuatoriano ante perturbaciones de gran impacto que afectan la interconexión con Ecuador. Este esquema se modernizó para afrontar los cambios que se han dado en ambos sistemas de potencia en los últimos años y continuar garantizando la integridad del sistema colombiano.

Como terminamos el 2019


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 2019 se tenían identificadas 169 restricciones, de los cuales 96 son de alerta y 73 son de emergencia. El Sistema Interconectado Nacional finalizó el año 2019 con 9 subáreas operativas en estado de emergencia: Atlántico, Córdoba-Sucre, GCM, Bolívar, Bogotá, Boyacá-Casanare, Santander, Meta y Antioquia.

Figura 1. Cortes (límites) con mayor participación durante el año 2019

¿Qué se espera para el 2020?


Para el año 2020 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 Palenque 230/115 kV: Nuevo punto de conexión que elimina situaciones de riesgo presentes en la actualidad ante contingencias sencillas en la red del STR de Santander.
  • Subestación Santa Helena 230 kV: Nuevo punto de conexión en la subárea del Meta que mitiga situaciones de agotamiento en la transformación de la subárea. Adicionalmente brinda mayor flexibilidad operativa en tema de mantenimientos.
  • Red de 500 kV y 230 kV asociada a la generación de Ituango: Red que permitirá la evacuación de energía de la central de generación de Ituango. Brinda un nuevo punto para el transporte de la energía del área Antioquia al área Caribe.
  • Refuerzo eléctrico de La Guajira: Aumento de la confiabilidad de la demanda de las subestaciones de Maicao 110 kV y de Riohacha 110 kV.
  • Segundo circuito Puerto López - Puerto Gaitán 115 kV: Mejora la confiabilidad de la demanda de Puerto Gaitán 115 kV y permite la evacuación de generación solar fotovoltaica que se conectará en la subárea Meta.
  • Fuentes de energía renovable no convencional despachada centralmente: Integración de 994 MW de generación solar fotovoltaica y de 200 MW de generación eólica en el sistema interconectado nacional, mayormente en el en el área Caribe y el resto en el área Suroccidente. Consideración de estas fuentes de generación como generación de seguridad del área Caribe en función de la disponibilidad de los recursos primarios como el viento y la radiación solar.
  • Fuentes de energía renovable no convencional no despachada centralmente: Integración de 685 MW de generación solar fotovoltaica y de 12 MW de generación eólica en el sistema interconectado nacional, mayormente en el en el área Caribe.

Con la entrada oportuna de los proyectos de expansión esperados en el año 2020, esperamos una reducción en el número de restricciones del SIN, aumentando la flexibilidad operativa y la seguridad del sistema para una operación confiable y económica.

Estudio de alternativas no convencionales de expansión: almacenamiento y FACTS distribuidos


Propusimos dos alternativas no convencionales para mitigar las congestiones de red que se presentan actualmente en la subárea Atlántico. La primera consiste en la integración de Sistemas de Almacenamiento de Energía con Baterías (SAEB), los cuales se consideran entregando energía para reducir sobrecargas en los elementos de red ante contingencias críticas. La segunda alternativa considera la instalación de sistemas tipo FACTS (Flexible AC Transmission System) para redistribuir flujos de potencia en los activos del STR, obteniendo un uso optimizado de la capacidad de transporte de la subárea Atlántico.

Revisión de criterios y procedimientos para el análisis eléctrico


Uno de los mayores retos que se prevé para el sistema, en términos de expansión y operación para los próximos años, está relacionado con la integración de generación con Fuentes de Energía Renovable No Convencional (FERNC). Las características propias de esta nueva tecnología y la variabilidad de los recursos primarios como el viento y la radiación del sol van a cambiar la forma en que se opera el SIN. Durante el año 2019 nos preparamos revisando los criterios y actualizando los procedimientos empleados en el CND para el análisis eléctrico como el cálculo de límites de intercambio, equivalencias para soporte de tensión, cálculo de cortes, análisis modal y estabilidad de tensión entre otros.

Gestión de nuevos proyectos


En el año 2019 en conjunto con el CNO elaboramos el procedimiento para entrada en operación al sistema de proyectos de generación con FERNC y se actualizó el procedimiento para proyectos de transmisión y generación a partir de fuentes convencionales. En el CND hacemos seguimiento a los proyectos que se tienen registrados, los cuales han presentado un incremento debido al ingreso de nuevas tecnologías.


Actualmente tenemos registrados en el CND 199 proyectos de generación, todos con concepto de conexión aprobado, los cuales están previstos para entrar en operación antes del año 2025. Estos proyectos representan 12.255 MW adicionales, los cuales están distribuidos en proyectos de generación solar (5.329 MW), eólicos (2.364 MW), hidráulicos (2.597 MW) y térmicos 1.975 MW.

Figura 2. Capacidad Efectiva Neta de proyectos de generación por año

Por su parte tenemos registrados 41 proyectos del Sistema de Transmisión Nacional, 100 proyectos del Sistema de Transmisión Regional y 9 proyectos de conexión de cargas al STN. En la siguiente gráfica se observa el número de proyectos previstos para entrar en los siguientes años.

Figura 3. Número de proyectos de transmisión por año