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ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN

EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021

GERENCIA OPERACIONES

Dirección Operación

Equipo Estudios de Planeamiento

Documento ITCO-DO-C4313-2017-003

Informe Final (v1)

Julio de 2017

GUÍA DE GESTIÓN DE DOCUMENTOS

CONTROL DE REGISTRO DE REVISIONES, VERIFICACIONES Y VALIDACIONES

Consecutivo: Documento ITCO-DO-C4313-2017-003

Título del documento:: Estudio de Oportunidades de Conexión en Subestaciones de ISA 2017-2021

Fecha de elaboración: 11 de julio de 2017

Nombre del archivo: OC ISA - ITCO-DO-C4313-2017-003 (v1) _Informe (r1).docx

Versión Ac tividad Responsable Fecha Comentario

1

Elaboró Cesar A. Fernández R 11/07/2017

Verificó Jorge M. Areiza O. 11/07/2017

Validó William Pabón D. 11/07/2017

TABLA DE CONTENIDO

1 INFORME EJECUTIVO ........................................................................................................................... 7

2 ANTECEDENTES ...................................................................................................................................11

3 OBJETO ...................................................................................................................................................12

4 INFORMACIÓN UTILIZADA ................................................................................................................12

4.1 Sistema transmisión y generación exis tente ...................................................................................... 12 4.2 Expansión en transmisión y generación ............................................................................................. 12 4.3 Demanda .............................................................................................................................................. 14

5 CRITERIOS TÉCNICOS........................................................................................................................14

6 METODOLOGÍA .....................................................................................................................................15

6.1 Análisis de estabilidad de tensión ....................................................................................................... 15 6.2 Cálculos de cortocircuito...................................................................................................................... 17

7 RESULTADOS ........................................................................................................................................18

7.1 Análisis de estabilidad de tensión ....................................................................................................... 18 7.1.1 Oportunidad de conexión de generación ............................................................................................ 18 7.1.2 Oportunidad de conexión de demanda............................................................................................... 37

7.2 Cálculos de cortocircuito...................................................................................................................... 54

8 CONCLUSIONES ...................................................................................................................................56

9 REFERENCIAS .......................................................................................................................................58

LISTA DE TABLAS

Tabla 1-1: Consolidado del análisis de oportunidad de conexión de generación (MW) 8 Tabla 1-2: Consolidado del análisis de oportunidad de conexión de demanda (MW) 10 Tabla 4-1: Expansión en generación para el período 2017-2021 12 Tabla 4-2: Expansión en transmisión y generación en el STN para el período 2017-2021 13 Tabla 4-3: Proyección de demanda de potencia para el SIN (MW) 14 Tabla 6-1: Identificación de barras en cada subárea 16 Tabla 6-2: Escenarios operativos para evaluación de cada subárea por tipo de estudio 16 Tabla 7-1: OCG (MW) en las subestac iones del área Car ibe, año 2017 19 Tabla 7-2: Evaluación de OCG en Caracolí 220 kV para el año 2017 20 Tabla 7-3: OCG (MW) en las subestac iones del área Car ibe, año 2018 21 Tabla 7-4: OCG (MW) en las subestac iones del área Car ibe, año 2019 22 Tabla 7-5: OCG (MW) en las subestac iones del área Car ibe, año 2020 22 Tabla 7-6: OCG (MW) en las subestac iones del área Car ibe, año 2021 23 Tabla 7-7: Sensibilidad OCG (MW) en el área Car ibe 23 Tabla 7-8: OCG (MW) en las subestac iones del área Antioquia, año 2017 24 Tabla 7-9: OCG (MW) en las subestac iones del área Antioquia, año 2018 25 Tabla 7-10: OCG (MW) en las subestac iones del área Antioquia, año 2019 25 Tabla 7-11: OCG (MW) en las subestac iones del área Antioquia, año 2020 25 Tabla 7-12: OCG (MW) en las subestac iones del área Antioquia, año 2021 26 Tabla 7-13: Sensibilidad OCG (MW) en el área Antioquia 26 Tabla 7-14: OCG (MW) en las subestac iones del área Nordeste, año 2017 27 Tabla 7-15: OCG (MW) en las subestac iones del área Nordeste, año 2018 27 Tabla 7-16: OCG (MW) en las subestac iones del área Nordeste, año 2019 28 Tabla 7-17: OCG (MW) en las subestac iones del área Nordeste, año 2020 28 Tabla 7-18: OCG (MW) en las subestac iones del área Nordeste, año 2021 29 Tabla 7-19: Sensibilidad OCG (MW) en el área Nordeste 29 Tabla 7-20: OCG (MW) en las subestac iones del área Centro, año 2017 30 Tabla 7-21: OCG (MW) en las subestac iones del área Centro, año 2018 30 Tabla 7-22: OCG (MW) en las subestac iones del área Centro, año 2019 30 Tabla 7-23: OCG (MW) en las subestac iones del área Centro, año 2020 31 Tabla 7-24: OCG (MW) en las subestac iones del área Centro, año 2021 31 Tabla 7-25: Sensibilidad OCG (MW) en el área Centro 32 Tabla 7-26: OCG (MW) en las subestac iones del área Suroccidental, año 2017 32 Tabla 7-27: OCG (MW) en las subestac iones del área Suroccidental, año 2018 33 Tabla 7-28: OCG (MW) en las subestac iones del área Suroccidental, año 2019 33 Tabla 7-29: OCG (MW) en las subestac iones del área Suroccidental, año 2020 33

Tabla 7-30: OCG (MW) en las subestac iones del área Suroccidental, año 2021 34 Tabla 7-31: Sensibilidad OCG (MW) en el área Suroccidental 34 Tabla 7-32: Consolidado del análisis de oportunidad de conexión de generación (MW) 36 Tabla 7-33: OCD (MW) en las subestaciones del área Caribe, año 2017 38 Tabla 7-34: OCD (MW) en las subestaciones del área Caribe, año 2018 38 Tabla 7-35: OCD (MW) en las subestaciones del área Caribe, año 2019 39 Tabla 7-36: OCD (MW) en las subestaciones del área Caribe, año 2020 39

Tabla 7-37: OCD (MW) en las subestaciones del área Caribe, año 2021 39 Tabla 7-38: Sensibilidad OCD (MW) en el área Caribe 40 Tabla 7-39: OCD (MW) en las subestaciones del área Antioquia, año 2017 41 Tabla 7-40: OCD (MW) en las subestaciones del área Antioquia, año 2018 41 Tabla 7-41: OCD (MW) en las subestaciones del área Antioquia, año 2019 42 Tabla 7-42: OCD (MW) en las subestaciones del área Antioquia, año 2020 42 Tabla 7-43: OCD (MW) en las subestaciones del área Antioquia, año 2021 42 Tabla 7-44: Sensibilidad OCD (MW) en el área Antioquia 43 Tabla 7-45: OCD (MW) en las subestaciones del área Nordeste, año 2017 44 Tabla 7-46: OCD (MW) en las subestaciones del área Nordeste, año 2018 44 Tabla 7-47: OCD (MW) en las subestaciones del área Nordeste, año 2019 45 Tabla 7-48: OCD (MW) en las subestaciones del área Nordeste, año 2020 45 Tabla 7-49: OCD (MW) en las subestaciones del área Nordeste, año 2021 45 Tabla 7-50: Sensibilidad OCD (MW) en el área Nordeste 46 Tabla 7-51: OCD (MW) en las subestaciones del área Centro, año 2017 47 Tabla 7-52: OCD (MW) en las subestaciones del área Centro, año 2018 47

Tabla 7-53: OCD (MW) en las subestaciones del área Centro, año 2019 47 Tabla 7-54: OCD (MW) en las subestaciones del área Centro, año 2020 48 Tabla 7-55: OCD (MW) en las subestaciones del área Centro, año 2021 48 Tabla 7-56: Sensibilidad OCD (MW) en el área Centro 48 Tabla 7-57: OCD (MW) en las subestaciones del área Suroccidental, año 2017 49 Tabla 7-58: OCD (MW) en las subestaciones del área Suroccidental, año 2018 50 Tabla 7-59: OCD (MW) en las subestaciones del área Suroccidental, año 2019 50 Tabla 7-60: OCD (MW) en las subestaciones del área Suroccidental, año 2020 51 Tabla 7-61: OCD (MW) en las subestaciones del área Suroccidental, año 2021 51 Tabla 7-62: Sensibilidad OCD (MW) en el área Suroccidental 52 Tabla 7-63: Consolidado del análisis de oportunidad de conexión de demanda (MW) 53 Tabla 7-64 Niveles máximos de cortocircuito (kA) 55

LISTA DE ANEXOS

Anexo Descripción 1 Oportunidad de Conexión de Generación 2 Oportunidad de Conexión de Demanda 3 Formato UPME de Oportunidades de Conexión

LISTA DE ABREVIACIONES

Abreviación Descripción

COC Condición de Operación Contingencia CON Condición de Operación Normal CME Condición de Máxima Exportación CMI Condición de Máxima Importación

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas GCM Sistema Eléctrico de Guajira, Cesar y Magdalena GnDx Generación mínima en demanda máxima GxDn Generación máxima en demanda mínima MxIm Máxima Importación MxEx Máxima Exportación

CAR Área Caribe (Atlántico, Bolívar, GCM, Córdoba y Sucre) ATL Subárea Atlántico, perteneciente al área Caribe BOL Subárea Bolívar, perteneciente al área Caribe

GCM Subárea Guajira-Cesar-Magdalena, perteneciente al área Caribe CoSu Subárea Córdoba-Sucre, perteneciente al área Caribe ANT Área Antioquia NDT Área Nordeste (Santanderes, Boyacá y Casanare) CEN Área Centro (Cundinamarca y Meta) SUR Área Suroccidente (CQR, Valle, THC y CNP) CQR Subárea Caldas-Quindío-Risaralda THC Subárea Tolima-Huila-Caquetá CNP Subárea Cauca-Nariño-Putumayo

IPOE Informes de Planeamiento Operativo Eléctrico IPOELP Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo

IPOEMP Informe de Planeamiento Operativo Eléctrico de Corto Plazo OCD Oportunidad de Conexión de Demanda OCG Oportunidad de Conexión de Generación

PERGT Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión SDL Sistema de Distribución Local SIN Sistema Interconectado Nacional

STN Sistema de Transmisión Nacional STR Sistema de Transmisión Regional

UE Unidades Equivalentes UME Unidades Mínimas Equivalentes

UPME Unidad de Planeamiento M inero Energética XM Operador del sistema eléctrico colombiano

Documento ITCO-DO-C4313-2017-003 7

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021

Informe Final (v1)

1 INFORME EJECUTIVO

Este documento presenta el informe de oportunidades de conexión para las subestaciones de propiedad de ISA, que como Transmisor Nacional debe enviar a la UPME, el cual puede ser consultado como una señal de referencia para los agentes interesados en proyectos de conexión al STN.

Todos los análisis se basan en un modelo completo del SIN, que considera todos los equipos actualmente en operación, tanto del STN como de los STR, detallados hasta 66 kV; los proyectos de expansión en transmisión y generación definidos en el PERGT vigente; el escenario medio de proyección de demanda vigente; y los despachos hidrotérmicos más exigentes para cada análisis.

La estimación de la oportunidad de conexión de generación (OCG) o demanda (OCD) en las subestaciones de propiedad de ISA se realiza apoyados en simulaciones de estabilidad de tensión, tanto para condiciones de operación normal (CON) como de contingencia sencilla (COC) en líneas o transformadores, tanto del STN como del STR aledaño. De esta forma se obtienen resultados conservadores, si se tiene en cuenta que con ellos se evalúa la evolución de la tensión y la carga en equipos, en función de la demanda o generación en una barra, sin realizar acciones de control a las tensiones, como la que pueden ofrecer la excitación de las máquinas, la maniobra de las compensaciones, o el cambiador de tomas de los transformadores. La oportunidad de conexión en cada barra se realiza de manera independiente, incluso en barras de una misma subárea, de modo que los valores encontrados no son necesariamente concurrentes. El estudio se complementa con el cálculo de los niveles máximos de cortocircuito en cada una de las subestaciones, identificando las subestaciones que puedan estar alcanzando o sobrepasando su capacidad de diseño.

Siendo que las subestaciones de ISA abarcan una amplia región geográfica, para su estudio se realiza una agrupación de ellas de acuerdo al área (o subárea) operativa a la que pertenecen, siendo estas las áreas Caribe, Antioquia, Nordeste, Oriente y Suroccidente. El análisis del área Caribe a su vez se realiza separadamente para las subáreas Atlántico, Bolívar, GCM, CoSu.

Como norma general, para la evaluación de la OCG se ajusta un escenario operativo, particular para cada región, en el que se modela una condición de máxima exportación (CME) del área, la cual tiene lugar en demanda mínima con máximo despacho en todas las unidades del área (GxDn), empleando como generación flotante una planta externa al área de análisis y con una capacidad instalada mayor a la máxima OCG evaluada (500 MW), con lo que se busca que cada MW adicional que se inyecte conlleve a un incremento en la exportación del área bajo análisis y, consecuentemente, un mayor uso de la transmisión en el área de influencia, verificando así que la nueva generación no introduzca o incremente los atrapamientos de generación en el área.

La Tabla 1-1 consolida la oportunidad de conexión de generación calculada para las subestaciones de propiedad de ISA, en el horizonte de análisis, definidas tanto por la primera situación que la limita (primera limitante), como por la siguiente situación (segunda limitante). En el Anexo 1, se entrega el detalle de los resultados para cada barra y cada año, en los que puede identificarse las limitantes no solo de primer y segundo orden, sino de cualquier orden.

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 INFORME EJECUTIVO


Tabla 1-1: Consolidado del análisis de oportunidad de conexión de generación (MW)

Primera limitante Segunda limitante Diferencia

Área Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Caribe (ATL) Caracoli 220 0 70 220 0 0 10 80 310 300 290

Caribe (ATL) Sabanalarga 500 0 110 500 0 0 10 130 500 500 500

Caribe (BOL) Bolivar 220 0 70 500 0 0 10 80 500 500 500

Caribe (BOL) Bosque 220 0 70 500 0 0 10 80 500 500 500


Caribe (GCM) Cuestecitas 220 0 100 420 0 0 50 100 430 160 150

Caribe (GCM) Copey 500 500 500 500 0 0 500 500 500 500 500

Caribe (GCM) Termocol 220 0 40 270 0 0 0 40 280 100 90

Caribe (CoSu) Chinú 500 0 420 500 0 0 10 460 500 500 500

Caribe (CoSu) Cerromatoso 500 0 500 500 0 0 20 500 500 500 500



Caribe (CoSu) Monteria 220 0 200 200 0 0 10 250 250 390 400

Caribe (CoSu) Urabá 220 0 90 90 0 0 20 110 110 210 210

Caribe (CoSu) Urrá 220 0 100 100 0 0 20 120 120 240 250

Antioquia Ancón Sur 220 0 10 0 0 0 150 220 290 110 0

Antioquia Antioquia 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Antioquia Jaguas 220 0 0 0 0 0 80 370 400 220 0

Antioquia La Sierra 220 0 0 0 0 0 290 290 280 280 0

Antioquia Medellín 220 10 10 10 0 190 240 100 0


Antioquia Purnio 220 0 10 0 0 0 420 500 500 500 0

Antioquia San Carlos 220 0 0 0 0 0 210 450 430 420 0


Nordeste Banadia 220 0 0 500 400 490 500 500 500 480 490

Nordeste Caño Limón 220 0 0 410 320 390 410 410 410 340 390

Nordeste Comuneros 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500

Nordeste Guatiguará 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500

Nordeste Ocaña 220 10 20 210 240 500 220 290 370 380 500

Nordeste Ocaña 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Nordeste Primavera 220 460 500 200 180 500 480 500 230 200 500


Nordeste Porce III 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Nordeste Sochagota 220 0 10 500 500 500 500 500 500 500 500

Nordeste San Mateo 220 0 0 390 440 500 380 500 500 500 500

Nordeste Sogamoso 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500


Nordeste Samoré 220 0 0 500 470 500 500 500 500 500 500

Nordeste Toledo 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500

Centro Bacatá 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Centro Bacatá 500 500 500 500 500 470 500 500 500 500 500

Centro Chivor 220 500 500 500 500 350 500 500 500 500 500

Centro La Mesa 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Centro Mirolindo 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Centro La Reforma 220 290 380 370 500 170 500 500 500 500 500

Centro Torca 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente Betania 220 260 500 500 500 500 330 500 500 500 500

Suroccidente Esmeralda 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente La Enea 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente La Hermosa 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente Jamondino 220 230 500 500 500 500 310 500 500 500 500

Suroccidente Miel 220 500 500 500 500 480 500 500 500 500 480

Suroccidente Páez 220 200 500 500 500 500 280 500 500 500 500

Suroccidente San Bernardino 220 220 500 500 490 500 300 500 500 500 500

Suroccidente San Marcos 220 180 500 500 500 500 260 500 500 500 500


Suroccidente San Felipe 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente Virginia 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500


Suroccidente Yumbo 220 190 500 500 500 500 280 500 500 500 500



En Caribe, en el primer año, la OCG en todas las subestaciones, excepto Copey 500 kV, está limitada por sobrecarga en Fundación – Copey 220 kV, ante contingencia en Bolívar 500/220 kV. El ingreso del proyecto Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV (2019), origina OCG en Córdoba-Sucre. En el año 2020 entran en operación los proyectos Cuestecitas 500 kV y San Juan 220 kV, pero el ingreso de 314 MW de generación de ISAGEN, Begonia y Windpeshi en Cuestecitas, reduce nuevamente la OCG a cero, debido a que la contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV sobrecarga Cuestecitas – San Juan 220 kV.

En Antioquia, la OCG está limitada en todo el horizonte de análisis por la sobrecarga que se ocasiona en la transformación de San Carlos 500/220 kV, ante contingencia en uno de ellos. El ingreso del nuevo punto de conexión Medellín 500/220 kV (2019), permite que no haya limitaciones a la OCG en las subestaciones de 500 kV, aunque las de 220 kV continúan sin OCG. A partir del año 2021, nuevamente la OCG en todo el área se reduce a cero, por la contingencia en un transformador Medellín 500/230 kV que sobrecarga el transformador paralelo.

En Nordeste, sólo las subestaciones a 500 kV ofrecen OCG en todo el horizonte de análisis. En las subestaciones a 220 kV, la OCG está limitada por la sobrecarga que se ocasiona en la transformación de Sogamoso 500/220 kV, ante contingencia en uno de ellos. Esta situación se conserva aún con el ingreso de las líneas Norte – Sogamoso 500 kV (2018) y Porce III – Sogamoso 500 kV (2019). El ingreso del tercer transformador Sogamoso 500/220 kV habilita la OCG en todo el área.

En Centro, no se encuentran limitaciones de OCG, excepto en La Reforma, en la cual está limitada por la contingencia Guaca - Mesa 220 kV, que sobrecarga el circuito paralelo.

En Suroccidente, no se encuentran limitaciones de OCG, excepto en el primer año de análisis, en el que está limitada en las subestaciones del sur, por sobrecarga en la transformación de San Marcos 500/220 kV, ante contingencia en Esmeralda – Yumbo 220 kV, situación que se resuelve con el ingreso del proyecto Alférez 500/220 kV (2019).

Respecto a la OCD, indicamos que, como norma general, para su evaluación se ajusta un escenario operativo, particular para cada región, en el que se modela una condición de máxima importación (CMI) del área, la cual tiene lugar en demanda máxima con mínimo despacho en todas las unidades del área (GnDx), empleando como generación flotante una planta externa al área de análisis y con una capacidad instalada mayor a la máxima OCD evaluada (500 MW), con lo que se busca que cada MW adicional que se demande en el área bajo análisis conlleve un incremento en la importación del área y, consecuentemente, un mayor uso de la transmisión en el área de influencia, verificando así que la nueva demanda no introduzca o incremente la generación de seguridad en el área.

La Tabla 1-2 consolida la oportunidad de conexión de demanda calculada para las subestaciones de propiedad de ISA, definidas por la limitante de primer y segundo orden, cuyo detalle puede conocerse consultando el Anexo 2.

En Caribe, se requiere generación de seguridad en todo el horizonte de análisis con el fin de no sobrepasar el límite de importación y soportar el déficit de reactivos del área. Por tal razón, por cada 100 MW de OCD encontrados, se requiere el despacho de una unidad mínima equivalente (UME) adicional en el área. Con este criterio, no se encuentran limitaciones de OCD en las subestaciones a 500 kV, con excepción de Bolívar. En todas las demás, la OCD está limitada por insuficiente soporte de tensión ante diversas contingencias, dependiendo de la subárea en particular. El ingreso del proyecto Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV (2019), reduce el requerimiento de UME en el área, y esto hace que la OCD tienda a reducirse en las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM . El cierre del anillo con la línea Bolívar – Sabanalarga 500 kV (2020) incrementa notablemente la OCD de las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM .



Tabla 1-2: Consolidado del análisis de oportunidad de conexión de demanda (MW)









Caribe (GCM) Copey 500 340 500 390 500 500 380 500 500 500 500








Caribe (CoSu) Urrá 220 20 20 20 10 60 80 80 80 80 100

Antioquia Ancón Sur 220 290 230 190 210 190 290 290 230 210 210

Antioquia Antioquia 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Antioquia Jaguas 220 30 320 270 320 280 460 370 290 330 360

Antioquia La Sierra 220 190 500 500 500 500 500 500 500 500 500



Antioquia Purnio 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500



Nordeste Banadia 220 80 80 80 70 110 80 80 90 80 110

Nordeste Caño Limón 220 50 60 60 50 100 60 60 70 60 100

Nordeste Comuneros 220 310 310 370 320 350 310 370 420 330 410

Nordeste Guatiguará 220 310 320 310 220 290 330 360 440 320 290

Nordeste Ocaña 220 90 90 80 60 260 230 230 280 270 330

Nordeste Ocaña 500 250 220 270 350 500 390 500 500 480 500



Nordeste Porce III 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Nordeste Sochagota 220 230 310 360 300 150 240 320 370 300 160

Nordeste San Mateo 220 90 90 90 60 60 100 90 110 70 60



Nordeste Samoré 220 100 100 100 90 120 100 110 120 100 120

Nordeste Toledo 220 130 130 130 110 160 130 140 160 140 160

Centro Bacatá 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Centro Bacatá 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Centro Chivor 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Centro La Mesa 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Centro Mirolindo 220 450 450 470 450 470 500 500 500 500 470

Centro La Reforma 220 500 500 500 440 470 500 500 500 460 490

Centro Torca 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente Betania 220 500 240 90 290 170 500 250 190 380 220

Suroccidente Esmeralda 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente La Enea 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente La Hermosa 220 300 460 460 450 470 460 500 500 500 500

Suroccidente Jamondino 220 340 180 80 190 150 340 180 160 230 160

Suroccidente Miel 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Suroccidente Páez 220 180 150 80 150 140 330 250 150 290 140

Suroccidente San Bernardino 220 480 250 80 280 170 490 260 190 360 220



Suroccidente San Felipe 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500



Suroccidente Yumbo 220 360 500 500 500 480 380 500 500 500 500

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 ANTECEDENTES


En Antioquia, se requiere generación de seguridad en el primer año de análisis, definida por la capacidad de los enlaces entre ISA y EPM en Ancón Sur, lo que a su vez limita la OCD en el área. El ingreso del nuevo punto de conexión Medellín 500/220 kV (2019), incrementa la OCD del área.

En Nordeste, actualmente se requiere generación de seguridad en el primer año de análisis, para soporte a las tensiones del área ante contingencia en la línea Primavera - Sogamoso 500 kV, la cual se elimina desde el ingreso de Norte – Sogamoso 500 kV (2018). La OCD está limitada por insuficiente soporte de tensión ante diversas contingencias, entre las que se destacan la del transformador Ocaña 500/220 kV y la del corredor Primavera – Sogamoso – Ocaña 500 kV.

En Centro, se requiere generación de seguridad en todo el horizonte de análisis, para no sobrepasar el límite de importación por Bacatá - Primavera 500 kV, por lo que por cada 100 MW de OCD encontrados, se requiere una unidad mínima equivalente (UME) adicional en el área. Sin considerar la probabilidad de disponer de las UME requeridas, no se encuentran limitaciones de OCD en el área.

En Suroccidente, se requiere generación de seguridad en todo el horizonte de análisis, para no sobrepasar el límite de importación por San Carlos - Virginia 500 kV, por lo que por cada 100 MW de OCD encontrados, se requiere una unidad mínima equivalente (UME) adicional en el área. Las subestaciones Esmeralda, Enea, M iel y San Felipe 220 kV, y Virginia 500 kV, no presentan limitaciones de OCD en todo el horizonte de análisis. En las demás subestaciones la OCD está limitada por diversas situaciones que pueden originar bajas tensiones o sobrecargas en la transformación 500/220 kV de Virginia, San Marcos o Alférez.

Como complemento a los análisis técnicos de oportunidad de conexión para las subestaciones de ISA, se realizan cálculos de corrientes máximas de cortocircuito, las cuales muestran que la subestación Mesa 220 kV supera su capacidad de cortocircuito a partir del ingreso del proyecto Nueva Esperanza, de modo que previo a cualquier proyecto de conexión a esta subestación, deberán definirse obras de mitigación de su nivel de cortocircuito, u obras realizarse una repotenciación de esta subestación. Por otra parte, sólo las subestaciones Torca 220 kV (98%), Cerromatoso (86%), San Carlos 220 kV (82%), Chivor 220 kV (81%), y Sochagota (80%), presentan un nivel de cortocircuito superior al 80% de su capacidad de diseño, en el último año de análisis. El nivel de cortocircuito en todas las demás subestaciones, es inferior al 77% en el último año de análisis.

Un complemento final a la información referente a oportunidades de conexión para las subestaciones de ISA, es la referente a la capacidad física de espacio, la cual se presenta en el formato definido por la UPME para ese propósito, y que se entrega anexo a este documento.

2 ANTECEDENTES

La reglamentación actualmente definida por la CREG establece que cada Transmisor Nacional debe preparar y remitir a la UPME, un informe detallado en el cual se evalúen las oportunidades disponibles para conectar y usar el STN, identificando aquellas partes del sistema con mayor factibilidad técnica para nuevas conexiones y el transporte de cantidades adicionales de potencia[7][8][9].

Este documento presenta el informe de oportunidades de conexión para las subestaciones de propiedad de ISA, que como Transmisor Nacional debe enviar a la UPME, el cual puede ser consultado como una señal de referencia para los agentes interesados en proyectos de conexión al STN.

No obstante lo anterior, todo usuario que desee conectarse al STN, a un STR o a un SDL, deberá cumplir con los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión, conforme a lo establecido en el Código de Conexión[7] y la Resolución CREG 030 de 1996[8].

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 OBJETO


3 OBJETO

Presentar el estudio de oportunidades de conexión al STN, tanto con generación como con demanda, en las subestaciones del STN de propiedad de ISA, para el cuatrienio 2017-2021.

4 INFORMACIÓN UTILIZADA

4.1 Sistema transmisión y generación existente

Para los análisis eléctricos se utiliza un modelo completo del STN que considera todos los equipos actualmente en operación, el cual es utilizado por XM para sus análisis operativos de largo plazo.

También se considera el modelo de todos los STR, detallados hasta 66 kV, con la correspondiente transformación al STN y con la demanda reflejada en las barras del nivel de voltaje más bajo modelado en cada STR.

4.2 Expansión en transmisión y generación

Se considera la expansión del sistema eléctrico definida por la UPME en el Plan de Expansión de Referencia Generación-Transmisión[1] (PERGT), y se consideran además los proyectos en construcción o convocatoria.

La Tabla 4-1 muestra los proyectos de expansión en generación, en tanto que la Tabla 4-2 muestra los proyectos de expansión en transmisión considerados para el próximo cuatrienio.

Tabla 4-1: Expansión en generación para el período 2017-2021

Área Subárea 2017 2018 2019 2020

Antioquia Antioquia PCH 110 MW Minas 55 MW CAA 171 MW

Ituango F1 1200 MW Ituango F2 1200 MW

S/Domingo 56 MW

Caribe Cerromatoso PCH 11 MW

Gecelca 3.2 273 MW

GCM Termonorte 88 MW ISAGEN 32 MW La Luna 660 MW

Windpeshi 200 MW

Britos 82 MW

Nordeste Boyaca-Casanare Termoaguazul 50 MW Innercol I 90 MW Altamira 20 MW

Termomechero 57 MW S/Bartolomé 20 MW Oibita 20 MW

Termoyopal 40 MW S/Rosa 20 MW

Santander GRB 40 MW

Oriental Bogotá Doña Juana II 10 MW

Suroccidental CQR PCH 2 MW PCH 20 MW

Cauca-Nariño PCH 17 MW

Huila-Tolima PCH 1 MW Ambeima 45 MW

Valle PCH 45 MW

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 INFORMACIÓN UTILIZADA


Tabla 4-2: Expansión en transmisión y generación en el STN para el período 2017-2021

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 CRITERIOS TÉCNICOS


4.3 Demanda

Se emplean los factores de distribución de demanda de potencia por barra y por área con los que actualmente opera el SIN el Centro Nacional de Despacho.

Para la proyección de demandas, se conservan estos factores y se incrementa la demanda total con los porcentajes definidos por la UPME [2] según el escenario de crecimiento medio de demanda de potencia. Estos factores se conservan a lo largo del horizonte exceptuando las demandas industriales de gran tamaño.

La Tabla 4-3 muestra la demanda de potencia proyectada en el horizonte de análisis, desagregada para cada subáreas, para los bloques de demanda máxima y mínima. Es de anotar que en el modelo eléctrico no se consideró el proyecto de interconexión con Panamá, ni transferencias por las interconexiones existentes con Venezuela y Ecuador.

Tabla 4-3: Proyección de demanda de potencia para el SIN (MW)

5 CRITERIOS TÉCNICOS

Para los análisis que se realizan en el presente estudio se tienen en cuenta todos los criterios eléctricos definidos en el Código de Redes[3], y en especial los del Código de Planeamiento. No se consideran factores ambientales, físicos, económicos, ni de ninguna otra naturaleza, que también son importantes para definir la factibilidad de una conexión al STN, y que deberán ser analizados con mayor profundidad en los respectivos estudios de conexión.

Subárea 2017 2018 2019 2020 2021

Área P20 P04 P20 P04 P20 P04 P20 P04 P20 P04

Atlantico 667 535 679 546 695 558 711 571 728 584

Bolivar 474 386 481 392 490 399 500 407 512 417

Cerromatoso 236 221 237 221 237 222 239 223 240 224

Cordoba-Sucre 416 304 425 311 436 319 445 326 456 334

GCM 739 618 754 630 774 647 801 667 824 685

Antioquia 1,295 701 1,312 710 1,328 719 1,345 728 1,362 737

Arauca 85 62 86 63 88 64 91 65 91 66

Boyaca-Casanare 299 201 309 206 316 211 321 214 340 226

Norte de Santander 223 154 231 159 242 167 257 177 261 179

Santander 445 275 452 280 463 286 472 291 479 295

Bogota 2,444 1,422 2,493 1,449 2,544 1,478 2,589 1,502 2,657 1,540

Meta 242 152 252 158 252 158 258 162 262 164

CQR 464 249 469 251 475 255 480 257 486 260

Caqueta 107 44 109 44 111 45 112 46 114 46

Cauca-Nariño 332 152 338 155 339 155 343 157 346 158

Huila-Tolima 370 223 375 226 381 230 387 234 394 237

Putumayo 34 17 33 17 36 18 35 18 38 19

Valle 1,027 624 1,035 629 1,043 633 1,058 642 1,062 645

Total 9,901 6,341 10,069 6,447 10,248 6,561 10,444 6,686 10,651 6,817

01_Caribe 2,532 2,065 2,576 2,100 2,632 2,144 2,696 2,193 2,760 2,244

02_Antioquia 1,295 701 1,312 710 1,328 719 1,345 728 1,362 737

03_Nordeste 1,053 692 1,078 708 1,108 727 1,141 747 1,171 766

04_Oriental 2,686 1,574 2,744 1,607 2,796 1,636 2,847 1,664 2,918 1,704

05_Suroccidental 2,335 1,309 2,359 1,322 2,384 1,336 2,416 1,354 2,440 1,366

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 METODOLOGÍA


En general, se verifica el cumplimiento de los requerimientos de calidad, seguridad y confiabilidad para la operación y planeación del STN que a continuación se resumen:

La tensión en las barras de carga a nivel de 500, 230 y 115 kV no debe ser inferior al 90% del valor nominal.

La tensión en las barras de carga a nivel de 230 y 115 kV no debe ser superior al 110%, o al 105% en barras de 500 kV.

En condiciones de operación normal (CON) no se permiten sobrecargas, con todas las compensaciones dinámicas operando dentro de su rango flotante.

En condiciones de operación de contingencia sencilla en líneas o transformadores del STN o del STR (COC), se admiten sobrecargas hasta el valor declarado por cada propietario.

No se permiten violaciones en los límites de absorción o inyección de reactivos de los generadores, tanto en CON como en COC.

6 METODOLOGÍA

La estimación de la oportunidad de conexión de generación (OCG) o demanda (OCD) en las subestaciones de propiedad de ISA se realiza a través de simulaciones de estabilidad de tensión, tanto para operación normal (CON) como para contingencia sencilla (COC) en líneas o transformadores del STN y del STR, en el área de influencia de cada subestación en particular, con las cuales es posible analizar la evolución en la carga de equipos y tensiones de barra, a medida que se conecta nueva demanda/generación en las subestaciones bajo estudio.

Posteriormente, el análisis técnico se complementa con el cálculo de los niveles máximos de cortocircuito en cada una de las subestaciones, con el fin de identificar las subestaciones que puedan estar alcanzando o sobrepasando su capacidad de diseño.

6.1 Análisis de estabilidad de tensión

Para realizar estos análisis, se hace en principio una agrupación de las subestaciones de propiedad de ISA, con base al área eléctrica a la que pertenecen, la cual se muestra en la Tabla 6-1.

Siendo que las características particulares de cada subárea (como son la topología, la demanda y generación instalada, las interconexiones, las compensaciones, etc.) son diferentes entre sí, se hace necesario que las barras en cada una de ellas deban ser evaluadas con escenarios operativos específicos para cada subárea, que permitan reflejar las condiciones particularmente más exigentes para esa subárea.

Como regla general, la oportunidad de conexión de generación (OCG) en una barra se evalúa bajo condiciones de máxima exportación (CME) del área a la que pertenece, la cual tiene lugar en escenarios de mínima demanda y máxima generación (GxDn) dentro del área a la que pertenece, con lo cual se evalúa que el área disponga de los corredores suficientes para la evacuación de la nueva generación en conjunto con la existente, y se evite que la conexión de nueva generación origine o incremente atrapamientos de generación y la necesidad de definir restricciones de despacho simultáneo. Para la elaboración de este análisis se requiere, por tanto, el ajuste de tantos despachos como áreas deban analizarse.

Consistentemente, como regla general, la oportunidad de conexión de demanda (OCD) en una barra debe ser evaluada bajo condiciones de máxima importación (CMI) del área a la que pertenece, la cual tiene



lugar en escenarios de máxima demanda y mínima generación (GnDx) en al área a la que pertenece, con lo cual se evalúa que el área disponga de la capacidad de importación suficiente para el suministro de la nueva demanda en conjunto con la existente y su crecimiento vegetativo, y se evite que la conexión de nueva demanda origine la necesidad de generación de seguridad. Para la elaboración de este análisis se requiere el ajuste de otros tantos despachos como áreas deban analizarse.

Tabla 6-1: Identificación de barras en cada subárea

# Área 1:

Caribe (ATL) Área 2:

Caribe (BOL) Área 3:

Caribe (GCM) Área 4:

Caribe (CoSu) Área 5:

Antioquia Área 6:

Nordeste Área 7: Oriente

Área 8: Suroccidente

01 Caracolí 220 Bolívar 220 Cuestecitas 220 Chinú 500 Ancón Sur 220 Banadía 220 Bacatá 220 Betania 220

02 Sabanalarga 500 Bosque 220 Copey 500 Cerromatoso 500 Antioquia 500 Caño Limón 220 Bacatá 500 Esmeralda 220

03 Bolívar 500 Termocol 220 Cerromatoso 220 Jaguas 220 Comuneros 220 Chivor 220 La Enea 220

04 Chinú 220 La Sierra 220 Guatiguará 220 La Mesa 220 La Hermosa 220

05 Montería 220 Medellín 220 Ocaña 220 Mirolindo 220 Jamondino 220

06 Urabá 220 Medellín 500 Ocaña 500 La Reforma 220 Miel 220

07 Urrá 220 Purnio 220 Primavera 220 Torca 220 Páez 220

08 San Carlos 220 Primavera 500 San Bernardino 220

09 San Carlos 500 Porce III 500 San Marcos 220

10 Sochagota 220 San Marcos 500

11 San Mateo 220 San Felipe 220

12 Sogamoso 220 Virginia 220

13 Sogamoso 500 Virginia 500

14 Samoré 220 Yumbo 220

15 Toledo 220

La Tabla 6-2 muestra los escenarios operativos específicamente elaborados para el análisis de la OCG/OCD de las subestaciones en cada subárea, cada uno de los cuales se ajusta para cada año del período 2017-2021 bajo análisis en este estudio.

Tabla 6-2: Escenarios operativos para evaluación de cada subárea por tipo de estudio

Área Subárea OCG OCD

Caribe Atlántico 1 | GxDn MxEx CAR 1 | GnDx MxIm ATL

Caribe Bolívar 1 | GxDn MxEx CAR 2 | GnDx MxIm BOL

Caribe GCM 1 | GxDn MxEx CAR 3 | GnDx MxIm GCM

Caribe Córdoba-Sucre 1 | GxDn MxEx CAR 4 | GnDx MxIm CoSu

Noroccidente Antioquia 5 | GxDn MxEx ANT 5 | GnDx MxIm ANT

Nororiente Nordeste 6 | GxDn MxEx NDT 6 | GnDx MxIm NDT

Centro Centro 7 | GxDn MxEx CEN 7 | GnDx MxIm CEN

Suroccidente Suroccidental 8 | GxDn MxEx SUR 8 | GnDx MxIm SUR

Más adelante, en el título 7.1, se hace una descripción detallada de cada uno de estos escenarios operativos. En esencia, todos estos escenarios fueron ajustados buscando condiciones extremas para cada área, basadas en lo indicado en los informes de planeamiento operativo de mediano y largo plazo, particularmente en lo referente a límites de intercambio, cortes de transferencia y generaciones de seguridad.

A partir de la condición operativa particularmente ajustada para cada área y tipo de análisis, se realizan simulaciones de estabilidad de tensión para cada subestación de interés dentro del área, tanto bajo CON como COC, identificando en cada caso la oportunidad de conexión factible y el elemento que la limita. La oportunidad de conexión para una barra en cada año será entonces la menor oportunidad de conexión factible encontrada entre todas las condiciones evaluadas para ese año.

Las simulaciones de estabilidad de tensión permiten conocer, a partir de una condición operativa específica, la manera en la que evolucionan la carga y la tensión en los equipos del sistema, a medida que se conecta



carga/generación en una barra. Esta herramienta permite encontrar resultados bastante conservadores, si se tiene en cuenta que dicha evolución de tensión y carga en equipos, en función de la demanda o generación en una barra, se realiza sin ninguna acción de control en las tensiones, como la que pueden ofrecer la excitación de las máquinas, la maniobra de las compensaciones, o el cambiador de tomas de los transformadores.

La oportunidad de conexión en cada barra se realiza de manera independiente, incluso en barras dentro de una misma área, de modo que los valores encontrados no son necesariamente concurrentes. Es de esperar entonces que la instalación de nueva generación o demanda en una barra, altere la oportunidad de conexión encontrada para las otras barras.

6.2 Cálculos de cortocircuito

Los cálculos de corrientes de cortocircuito se realizan basados en la norma IEC 60909 titulada como “Cálculo de corrientes de cortocircuito en sistemas trifásicos AC”, en la cual se hace alusión, entre otras, al cálculo de corriente de cortocircuito máxima. Para el cálculo de esta corriente se considera que la tensión en el punto de falla en el momento en que ocurre la falla es de 1.10 p.u. Este cálculo sirve de referencia para determinar la capacidad requerida de los equipos eléctricos.

El cálculo de niveles máximos de cortocircuito se realiza para fallas trifásicas y para fallas monofásicas, para cada uno de los años en el período 2017-2021, con la red proyectada según el PERGT vigente, basados en los escenarios operativos ajustados para evaluación de OCG, en los cuales se tienen los mayores aportes.

Los resultados se presentan en tablas, que contienen el valor de la corriente simétrica inicial de cortocircuito (𝐼𝑘′′), la cual es el valor RMS de la componente simétrica de la corriente de cortocircuito esperada y que

aparece en el instante de la falla, si la impedancia permanece en el valor que tiene en el tiempo cero. La potencia aparente inicial simétrica (𝑆𝑘

′′), corresponderá entonces a la siguiente expresión:

𝑆𝑘′′ = √3𝑈𝑛𝐼𝑘

′′

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 RESULTADOS


7 RESULTADOS

En la enumeración de los casos de simulación se emplea la estructura ABBCDEEFFF, donde:

A Indica el número del Anexo

1 oportunidad de conexión de generación (OCG) 2 oportunidad de conexión de demanda (OCD)

BB Indica el año estudiado

17 año 2017

18 año 2018 19 año 2019

20 año 2020 21 año 2021

C Indica el escenario operativo

Ver Tabla 6-2

DD Indica el área

01 área Atlántico 02 área Bolívar

03 área GCM 04 área Córdoba-Sucre

05 área Antioquia 06 área Nordeste

07 área Oriente 08 área Suroccidente

EE Indica la barra

Ver Tabla 6-1

FFF Indica la contingencia

000 caso sin contingencia (CON) xxx numeración de contingencias evaluadas en cada subárea (COC)

7.1 Análisis de estabilidad de tensión

7.1.1 Oportunidad de conexión de generación

En el Anexo 1, se presentan todas las tablas con el detalle de los resultados de los análisis de estabilidad de tensión elaborados para la evaluación de la oportunidad de conexión de generación en las subestaciones de propiedad de ISA.

7.1.1.1 Área Caribe

El escenario GxDn MxEx CAR corresponde a una condición de máxima exportación (CME) del área Caribe, la cual tiene lugar en demanda mínima, con máximo despacho (GxDn) en todas las unidades del área Caribe, razón por la cual, este mismo escenario operativo permite evaluar la OCG barras en las cuatro subáreas de interés para este estudio (Atlántico, Bolívar, GCM y Córdoba-Sucre). En este escenario, se definen las unidades de Chivor como generación flotante, de modo que cada MW adicional de generación que se conecte en el área Caribe conlleva un incremento en la exportación del área.



Bajo este escenario, idealmente se busca despachar a plena carga todas las unidades del área Caribe. Sin embargo, esto no es posible en el primer año de análisis, ya que se hace necesario limitar la generación en Atlántico y Bolívar para evitar que la línea Fundación – Copey 220 kV se sobrecargue ante contingencia en el transformador Bolívar 500/220 kV1. Este atrapamiento se elimina con la ampliación definida en el área para el corredor a 500 kV, pero surge un nuevo atrapamiento en GCM con el ingreso de la generación eólica de ISAGEN, Begonia y Windpeshi.

Para el análisis del área Caribe bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN del área Caribe y en el STR de cada subárea en particular.

7.1.1.1.1 Año 2017

En la Tabla 7-1 se presenta la OCG en las subestaciones del área Caribe para el año 2017. En esta tabla se muestra, para cada subestación, la contingencia que define el límite de OCG, el tipo de limitante encontrado (tensión, carga, convergencia o máximo evaluado), la subestación del STN (y del STR) que registra la menor tensión, y la línea o transformador del STN (y del STR) que registra la mayor carga, teniendo en cuenta la capacidad de sobrecarga declarada para cada equipo.

Tabla 7-1: OCG (MW) en las subestaciones del área Caribe, año 2017

Se encuentra que, la contingencia en Bolívar 500/220 kV ocasiona sobrecarga en Copey – Fundación 220 kV, y ello ocasiona que actualmente exista atrapamiento de generación en el área, y así mismo, impide que haya OCG en todas las subestaciones del área Caribe en el año 2017. Sólo para Copey 500 kV no se identifican limitaciones de OCG.

La información mostrada en esta tabla es un consolidado del análisis realizado para cada barra, ya que sólo muestra, en cada caso, la primera situación más crítica, de todas las evaluadas. El detalle de los resultados encontrados con cada una de las situaciones evaluadas (sin importar que resulten críticas o no) se presenta en el Anexo 1. Para ilustrar la manera en la que debe entenderse la información del Anexo 1 (y del Anexo 2 para el caso de OCD), en la Tabla 7-2 se presenta el detalle del análisis realizado para evaluar la OCG de la subestación Caracolí 220 kV en el año 2017. A continuación se realiza una descripción de la información consignada en esta tabla:

1 Esta situación se hace más crítica, si además de un despacho máximo en Caribe, se realiza un despacho máximo en Porce III, San Carlos y Termosierra, y sin generación en Nordeste.

subestación OCG contingencia limitante barra STN tensión ramal STN carga barra STR tensión ramal STR carga

Caracoli 220 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

SAB 500 B1 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

BOL 220 B1 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

BOS 220 B1 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

Bolivar 500 10 Bolivar - Copey 1 500 T2 carga VDU 220 CPY1 0.9968 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.8946 Ternera - Villa Estrella 66 72.71

CUE 220 IB1 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

Copey 500 500 - máximoCerro Reactor Primavera 1.0061 Cerromatoso 3 500/230 54.90 Planeta 110 0.9380 Ternera - Villa Estrella 66 72.00

TCO 220 B1 0 Bolivar - Copey 1 500 T2 carga VDU 220 CPY1 0.9973 Copey - Fundacion 1 220 119.10 La Jagua 110 0.8952 Ternera - Villa Estrella 66 72.74

CHN 500 B1 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

CMT 500 B1 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

Cerromatoso 220 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

Chinu 220 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

Monteria 220 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

URA 220 B1 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

Uraba 220 0 Bolivar 500/230 cargaCerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120.00 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68



Tabla 7-2: Evaluación de OCG en Caracolí 220 kV para el año 2017

La columna “Anexo” indica la numeración de cada simulación de estabilidad de tensión, con la nomenclatura presentada al inicio de este capítulo.

La columna “Barra” indica la barra en la que se está evaluando la OCG.

La columna “OCG/OCD” indica la oportunidad de conexión (MW) en cada situación, es decir, la generación que bajo cada situación puede inyectarse en la subestación, sin que se presenten violaciones de tensión o carga en equipos del STN.

La columna “Contingencia” indica la situación evaluada (la primera fila corresponde a la situación de condiciones de operación normal, es decir, sin contingencia).

La columna “Limitante” indica el tipo de limitante encontrado en la simulación, la cual puede ser:

“tensión”, cuando el límite lo define la violación del límite inferior de la tensión de una barra.

“carga”, cuando el límite lo define la violación de carga en una línea o transformador.

“convergencia”, cuando la simulación se suspende por la no convergencia de un flujo de carga.

“iteraciones”, cuando la simulación encuentra el valor máximo predefinido de evaluación de OCG sin que se hayan ocasionado violaciones de tensión o carga. En este estudio se definió un límite de OCG de 500 MW.

Anexo Barra OCG Contingencia Limitante Bus STN Tensión Rama STN Carga Bus STR Tensión Rama STR Carga

1171101000 Caracoli 220 500 - máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101116 Caracoli 220 0 Bolivar 500/230 carga Cerro Reactor Primavera 1.0076 Copey - Fundacion 1 220 120 La Jagua 110 0.9287 Ternera - Villa Estrella 66 72.68

1171101111 Caracoli 220 10 Bolivar - Copey 1 500 T2 carga VDU 220 CPY1 0.9968 Copey - Fundacion 1 220 120 La Jagua 110 0.8946 Ternera - Villa Estrella 66 72.74

1171101237 Caracoli 220 330 Cuestecitas(TRC) - Valledupar 1 220 carga VDU 220 CPY1 0.9773 Copey - Fundacion 1 220 120 La Jagua 110 0.8715 Ternera - Villa Estrella 66 73.01

1171101109 Caracoli 220 500 Bolivar - Bosque 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 101.8 La Jagua 110 0.9041 Ternera - Villa Estrella 66 73.19

1171101110 Caracoli 220 500 Bolivar - Cartagena 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102.4 La Jagua 110 0.9034 Ternera - Villa Estrella 66 72.94

1171101113 Caracoli 220 500 Bolivar - Sabanalarga 1 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0031 Copey - Fundacion 1 220 107.6 La Jagua 110 0.902 Ternera - Villa Estrella 66 73.05

1171101124 Caracoli 220 500 Bosque - Ternera 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0038 Copey - Fundacion 1 220 102.4 La Jagua 110 0.9028 Ternera - Villa Estrella 66 73.02

1171101134 Caracoli 220 500 Candelaria - Cartagena 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102.1 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101135 Caracoli 220 500 Candelaria - Ternera 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.96

1171101139 Caracoli 220 500 Caracoli - Flores 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.92

1171101141 Caracoli 220 500 Caracoli - Nv Barranquilla 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9037 Ternera - Villa Estrella 66 72.94

1171101142 Caracoli 220 500 Caracoli - Sabanalarga 1 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0034 Copey - Fundacion 1 220 101.9 La Jagua 110 0.9023 Ternera - Villa Estrella 66 73.01

1171101144 Caracoli 220 500 Caracoli - Tebsa 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9044 Ternera - Villa Estrella 66 72.9

1171101164 Caracoli 220 500 Centro - Oasis 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101165 Caracoli 220 500 Centro - Silencio 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101166 Caracoli 220 500 Cerro - Chinu 1 500 T2 máximo Cerro Reactor Primavera 1.0004 Copey - Fundacion 1 220 104.1 La Jagua 110 0.9019 Ternera - Villa Estrella 66 72.96

1171101170 Caracoli 220 500 Cerromatoso - Urra 1 230 máximo Cerro Reactor Primavera 1.0029 Copey - Fundacion 1 220 102.2 La Jagua 110 0.9036 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101171 Caracoli 220 500 Cerromatoso 3 500/230 máximo Cerro Reactor Primavera 1.0024 Copey - Fundacion 1 220 103.4 La Jagua 110 0.9027 Tierra Alta - Urra 1 110 88.14

1171101179 Caracoli 220 500 Chinu - Monteria 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.0041 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101180 Caracoli 220 500 Chinu - Sabana 1 500 T2 máximo VDU 220 CPY1 1.0016 Copey - Fundacion 1 220 106.8 La Jagua 110 0.9002 Ternera - Villa Estrella 66 73

1171101183 Caracoli 220 500 Chinu 500/230 máximo Cerro Reactor Primavera 1.0042 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.92

1171101217 Caracoli 220 500 Copey - Fundacion 1 220 máximo VDU 220 CPY1 0.9923 Bolivar 500/230 91.5 La Jagua 110 0.8893 Ternera - Villa Estrella 66 73.25

1171101218 Caracoli 220 500 Copey - La Loma 1 500 máximo Cerro Reactor Primavera 0.9959 Caracoli - Sabanalarga 1 220 65.8 Planeta 110 0.9297 Ternera - Villa Estrella 66 72.3

1171101219 Caracoli 220 500 Copey - Valledupar 1 220 máximo VDU 220 CPY1 0.9883 Copey - Fundacion 1 220 101.6 La Jagua 110 0.8846 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101220 Caracoli 220 500 Copey - Valledupar II 1 220 máximo VDU 220 CPY1 0.9877 Copey - Fundacion 1 220 101.7 La Jagua 110 0.8838 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101221 Caracoli 220 500 Copey 500/220 máximo VDU 220 CPY1 1.0026 Copey - Fundacion 1 220 97 La Jagua 110 0.9014 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101222 Caracoli 220 500 Cordialidad - Tebsa 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101235 Caracoli 220 500 Cuestecitas(ISA) - Guajira 1 220 máximo VDU 220 CPY1 0.9963 Copey - Fundacion 1 220 108.2 La Jagua 110 0.894 Ternera - Villa Estrella 66 72.99

1171101255 Caracoli 220 500 El Rio - Tebsa 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9039 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101286 Caracoli 220 500 Flores - Nv Barranquilla 2 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101293 Caracoli 220 500 Fundacion - Rio Cordoba 2 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0031 Copey - Fundacion 1 220 101 La Jagua 110 0.902 Ternera - Villa Estrella 66 72.94

1171101294 Caracoli 220 500 Fundacion - Sabanalarga 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.0039 Copey - Fundacion 1 220 94.2 La Jagua 110 0.9042 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101310 Caracoli 220 500 Guajira - Santa Marta 2 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0008 Copey - Fundacion 1 220 98.2 La Jagua 110 0.8993 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101311 Caracoli 220 500 Guajira - Termocol 1 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0011 Copey - Fundacion 1 220 98.3 La Jagua 110 0.8996 Ternera - Villa Estrella 66 72.96

1171101379 Caracoli 220 500 Las Flores - Termoflores I 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 101.9 Nodo 1 0.902 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101386 Caracoli 220 500 Malambo - Nv Baranoa 1 110 máximo VDU 220 CPY1 1.0035 Copey - Fundacion 1 220 104.5 La Jagua 110 0.9024 Ternera - Villa Estrella 66 72.91

1171101409 Caracoli 220 500 Monteria - Uraba 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.0036 Copey - Fundacion 1 220 101.5 La Jagua 110 0.9042 Ternera - Villa Estrella 66 72.92

1171101436 Caracoli 220 500 Nv Baranoa - Sabanalarga 1 110 máximo VDU 220 CPY1 1.0029 Copey - Fundacion 1 220 105.4 La Jagua 110 0.9018 Ternera - Villa Estrella 66 72.92

1171101437 Caracoli 220 500 Nv Barranquilla - Sabanalarga 1 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9032 Ternera - Villa Estrella 66 72.96

1171101447 Caracoli 220 500 Oasis - Silencio 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101448 Caracoli 220 500 Oasis - Termoflores II 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101502 Caracoli 220 500 Rio Cordoba - Santa Marta 2 220 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 101.9 La Jagua 110 0.9032 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101506 Caracoli 220 500 Sabana 1 220/110 kV máximo Cerro Reactor Primavera 1.0039 Copey - Fundacion 1 220 102.7 La Jagua 110 0.9032 Sabana 9 220/115 96.76

1171101507 Caracoli 220 500 Sabana 1 500/220 máximo VDU 220 CPY1 1.0033 Copey - Fundacion 1 220 103.9 La Jagua 110 0.9022 Ternera - Villa Estrella 66 72.97

1171101509 Caracoli 220 500 Sabanalarga - Tebsa 1 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0039 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.903 Ternera - Villa Estrella 66 72.98

1171101510 Caracoli 220 500 Sabanalarga - Ternera 2 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0036 Copey - Fundacion 1 220 105.7 La Jagua 110 0.9026 Ternera - Villa Estrella 66 73.1

1171101533 Caracoli 220 500 Santa Marta - Termocol 1 220 máximo VDU 220 CPY1 1.0025 Copey - Fundacion 1 220 98.2 La Jagua 110 0.9013 Ternera - Villa Estrella 66 72.96

1171101539 Caracoli 220 500 Tebsa - Union 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 101.9 Union 110 0.8897 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101540 Caracoli 220 500 Tebsa - Vte Julio 1 110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9038 Ternera - Villa Estrella 66 72.93

1171101541 Caracoli 220 500 Tebsa 1 220/110 máximo Cerro Reactor Primavera 1.004 Copey - Fundacion 1 220 102 La Jagua 110 0.9041 Ternera - Villa Estrella 66 72.92

1171101553 Caracoli 220 500 Uraba - Urra 1 230 máximo Cerro Reactor Primavera 1.0034 Copey - Fundacion 1 220 101.2 La Jagua 110 0.9044 Ternera - Villa Estrella 66 72.92

1171101554 Caracoli 220 500 Valledupar - Valledupar II 1 220 máximo VDU 220 CPY1 0.9971 Copey - Fundacion 1 220 103.1 La Jagua 110 0.9077 Ternera - Villa Estrella 66 72.92



La columna “Bus STN” identifica la subestación del STN con menor tensión en el área de interés (y la columna contigua, indica el valor de dicha tensión).

La columna “Rama STN” identifica la línea o transformador del STN con mayor carga en el área de interés, considerando la capacidad de sobrecarga declarada (y la columna contigua, el valor de dicha carga).

La columna “Bus STR” identifica la subestación del STR con menor tensión en el área de interés (y la columna contigua, indica el valor de dicha tensión).

La columna “Rama STR” identifica la línea o transformador del STR con mayor carga en el área de interés, considerando la capacidad de sobrecarga declarada (y la columna contigua, el valor de dicha carga).

El análisis de esta tabla permite ver que, en particular para la subestación Caracolí 220 kV, en el año 2017, sólo la contingencia en el transformador Bolívar 500/220 kV o en la línea Bolívar – Copey 500 kV, limitan la OCG, por sobrecarga en Copey – Fundación 220 kV, ya que, bajo cualquier otra contingencia en el STN o STR se tendría una OCG de, por lo menos, 500 MW.

Esto ilustra la importancia de complementar la revisión de los resultados que se muestran consolidados en este informe, con el detalle entregado en los anexos, ya que ellos permiten conocer no sólo la causa principal de limitación de OCG, sino también las causas secundarias que pudieran existir.

7.1.1.1.2 Año 2018

En la Tabla 7-3 se presenta la OCG en las subestaciones del área Caribe para el año 2018.


El ingreso del corredor Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV (2018), además de eliminar el atrapamiento de la generación en Atlántico y Bolívar (como se muestra en la ¡Error! No se encuentra el origen de la eferencia.), permite que aparezca OCG en las subestaciones del Caribe, aunque sigue siendo limitada por la sobrecarga en Copey – Fundación 220 kV ante contingencia en Bolívar 500/220 kV, excepto en las subestaciones de la subárea CoSu, en las que surgen como limitantes la contingencia en Cerromatoso 500/220 kV o Urabá – Urrá 220 kV.

7.1.1.1.3 Año 2019


subestación MW contingencia limitante barra tensión elemento carga barra tensión elemento carga

Caracoli 220 70 Bolivar 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9814 Copey - Fundacion 1 220 119.80 Gambote 66 0.9374 Ternera 1 220/110 87.29

SAB 500 B1 110 Bolivar 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9844 Copey - Fundacion 1 220 119.70 Gambote 66 0.9381 Ternera 1 220/110 86.81

BOL 220 B1 70 Bolivar 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9813 Copey - Fundacion 1 220 119.70 Gambote 66 0.9403 Ternera 1 220/110 90.68

BOS 220 B1 70 Bolivar 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9813 Copey - Fundacion 1 220 119.70 Gambote 66 0.9410 Ternera 1 220/110 91.09

Bolivar 500 80 Bolivar - Copey 1 500 T2 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9807 Copey - Fundacion 1 220 119.80 Gambote 66 0.9401 Ternera 1 220/110 91.69

CUE 220 IB1 100 Bolivar 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9814 Copey - Fundacion 1 220 119.90 Gambote 66 0.9373 Ternera 1 220/110 86.49

Copey 500 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9851 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.10 Gambote 66 0.9413 Cerromatoso - Ure 2 110 65.34

TCO 220 B1 40 Bolivar - Copey 1 500 T2 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9813 Copey - Fundacion 1 220 119.10 Gambote 66 0.9371 Ternera 1 220/110 85.67

CHN 500 B1 420 Bolivar 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9818 Copey - Fundacion 1 220 120.00 Gambote 66 0.9375 Ternera 1 220/110 83.96

CMT 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9846 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.10 Gambote 66 0.9357 Cerromatoso - Ure 2 110 65.00

Cerromatoso 220 80 Uraba - Urra 1 230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9847 Cerromatoso 3 500/230 98.60 Gambote 66 0.9367 Cerromatoso - Ure 2 110 65.20

Chinu 220 230 Cerromatoso 3 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9846 Chinu 500/230 103.70 Gambote 66 0.9359 Tierra Alta - Urra 1 110 89.69

Monteria 220 200 Cerromatoso 3 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9846 Chinu - Monteria 1 220 99.00 Gambote 66 0.9360 Cerete - Nva Monteria 1 110 95.10

URA 220 B1 90 Uraba - Urra 1 230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9847 Cerromatoso 3 500/230 99.70 Gambote 66 0.9366 Cerromatoso - Ure 2 110 65.25

Uraba 220 100 Cerromatoso 3 500/230 carga Monteria 220 0.9650 Monteria - Uraba 1 220 97.30 Gambote 66 0.9363 Tierra Alta - Urra 1 110 109.64




El ingreso del segundo circuito Copey – Fundación 220 kV (2019) permite incrementar notablemente la OCG en todo el área Caribe, siendo cuando menos de 500 MW en todas las subestaciones a 500 kV.

7.1.1.1.4 Año 2020



En el año 2020, aún con los proyectos Cuestecitas 500 kV y San Juan 220 kV, considerando también el ingreso de los proyectos de generación eólica ISAGEN (32 MW), Begonia (82 MW) y Windpeshi (200 MW), y 150 MW de importación desde Venezuela, la OCG se limita a 0 MW, por sobrecarga en Cuestecitas – San Juan 220 kV, ante contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV.

7.1.1.1.5 Año 2021



Caracoli 220 220 Sabanalarga - Tebsa 1 220 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9898 Sabanalarga - Tebsa 2 220 99.60 Gambote 66 0.9231 Cerromatoso - Ure 2 110 66.07

SAB 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 1.0027 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.80 Gambote 66 0.9250 Cerromatoso - Ure 2 110 66.21

BOL 220 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9898 Bolivar 500/230 100.70 Planeta 110 0.9318 Ternera 1 220/110 87.18

BOS 220 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9892 Bolivar 500/230 99.40 Planeta 110 0.9318 Ternera 1 220/110 90.56

Bolivar 500 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9910 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.60 Planeta 110 0.9320 Ternera 1 220/110 76.13

CUE 220 IB1 420Copey - Cuestecitas 1 500 T2 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9871Cuestecitas(TRC) - Valledupar 1 220 118.00 Gambote 66 0.9190 Copey 220/110 71.37

Copey 500 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9918 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.70 Gambote 66 0.9295 Cerromatoso - Ure 2 110 66.16

TCO 220 B1 270Copey - Cuestecitas 1 500 T2 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9890Santa Marta - Termocol 1 220 117.70 Gambote 66 0.9209 Cerromatoso - Ure 2 110 66.10

CHN 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9911 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.60 Gambote 66 0.9239 Cerromatoso - Ure 2 110 66.22

CMT 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9911 Sabanalarga - Tebsa 1 220 68.60 Gambote 66 0.9243 Cerromatoso - Ure 2 110 65.81

Cerromatoso 220 80 Uraba - Urra 1 230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9913 Cerromatoso 3 500/230 98.60 Gambote 66 0.9252 Cerromatoso - Ure 2 110 66.02

Chinu 220 230 Cerromatoso 3 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9912 Chinu 500/230 103.10 Gambote 66 0.9245 Tierra Alta - Urra 1 110 89.78

Monteria 220 200 Cerromatoso 3 500/230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9912 Chinu - Monteria 1 220 98.30 Gambote 66 0.9246 Cerete - Nva Monteria 1 110 94.69

URA 220 B1 90 Uraba - Urra 1 230 cargaSabana Reactor Chinú1 0.9913 Cerromatoso 3 500/230 99.70 Gambote 66 0.9252 Cerromatoso - Ure 2 110 66.07

Uraba 220 100 Cerromatoso 3 500/230 carga Monteria 220 0.9651 Monteria - Uraba 1 220 97.00 Gambote 66 0.9249 Tierra Alta - Urra 1 110 109.73


Caracoli 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Cordialidad 110 1.0038 Barranquilla - Tebsa 1 110 72.70

SAB 500 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Cordialidad 110 1.0038 Barranquilla - Tebsa 1 110 72.70

BOL 220 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Gambote 66 0.9341 Gambote - Ternera 1 66 70.60

BOS 220 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Gambote 66 0.9341 Gambote - Ternera 1 66 70.60

Bolivar 500 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Gambote 66 0.9341 Gambote - Ternera 1 66 70.60

CUE 220 IB1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 El Banco 110 0.9206 Copey 220/110 62.10

Copey 500 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 El Banco 110 0.9206 Copey 220/110 62.10

TCO 220 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 El Banco 110 0.9206 Copey 220/110 62.10

CHN 500 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Mompox 110 0.9961 Magangue - Mompos 1 110 44.10

CMT 500 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Planeta 110 0.9419 Cerromatoso - Ure 2 110 66.20

Cerromatoso 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Mompox 110 0.9961 Magangue - Mompos 1 110 44.10

Chinu 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Mompox 110 0.9961 Magangue - Mompos 1 110 44.10

Monteria 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Mompox 110 0.9961 Magangue - Mompos 1 110 44.10

URA 220 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Mompox 110 0.9961 Magangue - Mompos 1 110 44.10

Uraba 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9649Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 129.70 Mompox 110 0.9961 Magangue - Mompos 1 110 44.10




Los resultados son los mismos encontrados para el año 2020.

7.1.1.1.6 Sensibilidad OCG Caribe

La OCG en las subestaciones del área Caribe en los primeros años está limitada por la contingencia en el transformador Bolívar 500/220 kV o en la línea Bolívar – Copey 500 kV, que sobrecarga la línea Copey – Fundación 220 kV.

Los refuerzos en el corredor a 500 kV del área permiten que aparezca OCG. Pero el ingreso de generación eólica en Cuestecitas, sumado a la importación desde Venezuela, el riesgo de contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV restringe la OCG en toda el área. Sin considerar esta contingencia, habría OCG en todas las subestaciones del área, encontrando la menor OCG en Termocol, caso en el cual, la contingencia en Cuestecitas 500/220 kV sobrecarga Santa Marta – Termocol 220 kV, limitando la OCG a 90 MW.

Tabla 7-7: Sensibilidad OCG (MW) en el área Caribe


Caracoli 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Malambo 110 0.9855 Barranquilla - Tebsa 1 110 74.40

SAB 500 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Malambo 110 0.9855 Barranquilla - Tebsa 1 110 74.40

BOL 220 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Gambote 66 0.9027 Gambote - Ternera 1 66 74.90

BOS 220 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Gambote 66 0.9027 Gambote - Ternera 1 66 74.90

Bolivar 500 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Gambote 66 0.9027 Gambote - Ternera 1 66 74.90

CUE 220 IB1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 El Banco 110 0.9070 Copey 220/110 65.10

Copey 500 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 El Banco 110 0.9070 Copey 220/110 65.10

TCO 220 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 El Banco 110 0.9070 Copey 220/110 65.10

CHN 500 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Mompox 110 0.9713 Chinu 2 500/110 45.70

CMT 500 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Planeta 110 0.9412 Cerromatoso - Ure 2 110 66.20

Cerromatoso 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Mompox 110 0.9713 Chinu 2 500/110 45.70

Chinu 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Mompox 110 0.9713 Chinu 2 500/110 45.70

Monteria 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Mompox 110 0.9713 Chinu 2 500/110 45.70

URA 220 B1 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Mompox 110 0.9713 Chinu 2 500/110 45.70

Uraba 220 0Copey - Cuestecitas 1 500 T2 carga San Juan 220 0.9509Cuestecitas(TRC) - San Juan 1 220 131.70 Mompox 110 0.9713 Chinu 2 500/110 45.70









Caribe (GCM) Copey 500 500 500 500 0 0 500 500 500 500 500








Caribe (CoSu) Urrá 220 0 100 100 0 0 20 120 120 240 250



7.1.1.2 Área Antioquia

Para la evaluación de OCG en Antioquia se empleó el escenario GxDn MxEx ANT, que corresponde a una condición de máxima exportación (CME) del área Antioquia, la cual tiene lugar en demanda mínima, con despacho máximo (GxDn) en todas las unidades del área. En este escenario, se definen las unidades de Chivor como generación flotante, de modo que cada MW adicional de generación que se conecte en el área Antioquia conlleva un incremento en la exportación del área.

Bajo este escenario, idealmente se busca despachar a plena carga todas las unidades del área Antioquia. Sin embargo, se encuentra que esto no es posible, ya que se hace necesario limitar la generación en San Carlos para evitar que la transformación San Carlos 500/220 kV se sobrecargue ante contingencia en uno

de sus transformadores2. El ingreso del nuevo punto de conexión Medellín 500/2220 kV (2018), reduce el atrapamiento en San Carlos, pero no lo elimina. Adicionalmente, el ingreso de un buen número de PCH en el área, también reduce la OCG.

Para el análisis del área bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN y STR del área Antioquia.

7.1.1.2.1 Año 2017

En la Tabla 7-8 se presenta la OCG en las subestaciones del área Antioquia para el año 2017.

Tabla 7-8: OCG (MW) en las subestaciones del área Antioquia, año 2017

Se encuentra que, lo que en la actualidad ocasiona atrapamiento a la generación del área, también impide que haya OCG en todas las subestaciones del área Antioquia en el año 2017, esto es, la contingencia en uno transformador San Carlos 500/220 kV sobrecarga los transformadores paralelos. Solo San Carlos 500 kV presenta OCG, ya que la generación que se inyecte en este nodo, contribuye a descargar la transformación San Carlos 500/220 kV. En esta subestación, la OCG está limitada por la contingencia en Primavera – San Carlos 500 kV que sobrecarga Jaguas – Malena 220 kV.

7.1.1.2.2 Año 2018


2 Esta situación se hace más crítica, si además de un despacho máximo en Antioquia, se realiza un despacho

mínimo en Caribe, y nulo en Nordeste, Porce III, Termocentro e Ituango.


ASU 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Guayabal 220 1.0061 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9823Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.83

Antioquia 500

Jaguas 220 0 San Carlos 3 500/230 carga Guayabal 220 1.0061 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9823Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.83

LSI 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Guayabal 220 1.0061 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9823Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.83

Medellin 220

Medelllin 500

PUR 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Guayabal 220 1.0061 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9823Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.83

SCA 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Guayabal 220 1.0061 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9823Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.83

SCA 500 B1 270Primavera - San Carlos 1 500 T1 carga PMV 500 B1 1.0014 Jaguas - Malena 1 230 105.50 Vasconia 110 0.9803Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.86




Aun cuando el ingreso del nuevo punto de conexión Medellín 500/220 kV (2018) reduce (pero no elimina) el atrapamiento de generación en Antioquia, sigue sin encontrarse OCG en el área, excepto en las subestaciones a 500 kV, en las cuales no se identifica limitación.

7.1.1.2.3 Año 2019



Se encuentran resultados similares a los descritos para el año 2018.

7.1.1.2.4 Año 2020



Se encuentran resultados similares a los descritos para los años 2018 y 2019.

7.1.1.2.5 Año 2021



ASU 220 B1 10 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 1.0123 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9848Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.44

Antioquia 500 500 - máximo Medelllin 500 1.0243 Medellin - Occidente 1 220 95.80 Vasconia 110 0.9881Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.80

Jaguas 220 0 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 1.0122 San Carlos 4 500/230 129.80 Vasconia 110 0.9848Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.43

LSI 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 1.0122 San Carlos 4 500/230 129.80 Vasconia 110 0.9848Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.43

Medellin 220 10 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 1.0124 San Carlos 4 500/230 129.90 Vasconia 110 0.9848Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.44

Medelllin 500 500 - máximoPT Reactor Primavera-Sog 1.0211 San Carlos 4 500/230 98.30 Vasconia 110 0.9875Carlos LLeras - Girardota 1 110 93.00

PUR 220 B1 10 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 1.0122 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9848Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.43

SCA 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 1.0122 San Carlos 4 500/230 129.80 Vasconia 110 0.9848Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.43

SCA 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 1.0172 Medellin - Occidente 1 220 99.50 Vasconia 110 0.9878Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.64


ASU 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 cargaMedellin - Antioquia shn 1.0017 San Carlos 4 500/230 129.90 Vasconia 110 0.9803Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.06

Antioquia 500 500 - máximoCerro - Porce 3 Shnt 500 1.0113 San Carlos 4 500/230 94.10 Vasconia 110 0.9836Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.35

Jaguas 220 0 San Carlos 3 500/230 cargaMedellin - Antioquia shn 1.0017 San Carlos 4 500/230 129.90 Vasconia 110 0.9803Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.06

LSI 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 cargaMedellin - Antioquia shn 1.0017 San Carlos 4 500/230 129.90 Vasconia 110 0.9803Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.06

Medellin 220 10 San Carlos 3 500/230 cargaMedellin - Antioquia shn 1.0019 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9803Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.07

Medelllin 500 500 - máximoCerrmatoso - Antioquia 2 shn 1.0059 San Carlos 4 500/230 98.30 Vasconia 110 0.9830Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.51

PUR 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 cargaMedellin - Antioquia shn 1.0017 San Carlos 4 500/230 129.90 Vasconia 110 0.9803Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.06

SCA 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 cargaMedellin - Antioquia shn 1.0017 San Carlos 4 500/230 129.90 Vasconia 110 0.9803Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.06

SCA 500 B1 500 - máximoCerrmatoso - Antioquia 2 shn 1.0053 Medellin - Occidente 1 220 95.40 Vasconia 110 0.9833Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.22


ASU 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 0.9968 San Carlos 4 500/230 130.10 Vasconia 110 0.9738Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.90

Antioquia 500 500 - máximo Medelllin 500 1.0091 San Carlos 4 500/230 94.30 Vasconia 110 0.9773Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.12

Jaguas 220 0 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 0.9968 San Carlos 4 500/230 130.10 Vasconia 110 0.9738Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.90

LSI 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 0.9968 San Carlos 4 500/230 130.10 Vasconia 110 0.9738Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.90

Medellin 220 10 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 0.9970 San Carlos 4 500/230 129.90 Vasconia 110 0.9739Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.90

Medelllin 500 450 San Carlos 3 500/230 cargaCerrmatoso - Antioquia 2 shn 1.0065 San Carlos 4 500/230 130.00 Vasconia 110 0.9752Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.15

PUR 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 0.9968 San Carlos 4 500/230 130.10 Vasconia 110 0.9738Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.90

SCA 220 B1 0 San Carlos 3 500/230 carga Medelllin 500 0.9968 San Carlos 4 500/230 130.10 Vasconia 110 0.9738Carlos LLeras - Girardota 1 110 91.90

SCA 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 1.0018 Medellin - Occidente 1 220 98.00 Vasconia 110 0.9772Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.02




Excepto por Antioquia 500 kV, no existe OCG en las subestaciones de Antioquia para el año 2021, debido a atrapamientos de generación ocasionados por la alta cargabilidad de la transformación 500/230 kV en Medellín y San Carlos.

7.1.1.2.6 Sensibilidad OCG Antioquia

La OCG en las subestaciones a 220 kV del área Antioquia en todo el horizonte de análisis está limitada por la contingencia en el transformador San Carlos 500/220 kV, que sobrecarga los transformadores paralelos.

Resuelta esta limitante, la OCG de estas subestaciones subirían considerablemente, como se puede ver en la Tabla 7-13, la cual presenta la OCG en las subestaciones del área Antioquia para todo el horizonte de análisis, considerando la primera limitante (verde) y la segunda limitante (azul).

Tabla 7-13: Sensibilidad OCG (MW) en el área Antioquia

7.1.1.3 Área Nordeste

Para la evaluación de OCG en Nordeste se empleó el escenario GxDn MxEx NDT, que corresponde a una condición de máxima exportación (CME) del área Nordeste, la cual tiene lugar en demanda mínima, con máximo despacho (GxDn) en todas las unidades del área Nordeste. En este escenario, se definen las unidades de Chivor como generación flotante, de modo que cada MW adicional de generación que se conecte en el área Nordeste conlleva un incremento en la exportación del área.

Bajo este escenario, idealmente se busca despachar a plena carga todas las unidades del área Nordeste. Sin embargo, se aprecia que esto no es posible, ya que se hace necesario limitar la generación en


ASU 220 B1 0 Medellin 1 500/230 carga Medelllin 500 1.0066 Medellin 2 500/230 135.10 Vasconia 110 0.9870Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.20

Antioquia 500 500 - máximo Medelllin 500 1.0091 Medellin - Occidente 1 220 106.30 Vasconia 110 0.9883Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.34

Jaguas 220 0 Medellin 1 500/230 carga Medelllin 500 1.0066 Medellin 2 500/230 135.10 Vasconia 110 0.9870Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.20

LSI 220 B1 0 Medellin 1 500/230 carga Medelllin 500 1.0066 Medellin 2 500/230 135.10 Vasconia 110 0.9870Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.20

Medellin 220 0 Medellin 1 500/230 carga Medelllin 500 1.0066 Medellin 2 500/230 135.10 Vasconia 110 0.9870Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.20

Medelllin 500 0 San Carlos 2 500/230 carga Medelllin 500 1.0006 San Carlos 4 500/230 140.10 Vasconia 110 0.9871Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.20

PUR 220 B1 0 Medellin 1 500/230 carga Medelllin 500 1.0066 Medellin 2 500/230 135.10 Vasconia 110 0.9870Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.20

SCA 220 B1 0 Medellin 1 500/230 carga Medelllin 500 1.0066 Medellin 2 500/230 135.10 Vasconia 110 0.9870Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.20

SCA 500 B1 0 Medellin 1 500/230 carga Medelllin 500 1.0066 Medellin 2 500/230 135.10 Vasconia 110 0.9870Carlos LLeras - Girardota 1 110 102.20


Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Ancón Sur 220 0 10 0 0 0 150 220 290 110 0

Antioquia 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Jaguas 220 0 0 0 0 0 80 370 400 220 0

La Sierra 220 0 0 0 0 0 290 290 280 280 0

Medellín 220 10 10 10 0 190 240 100 0

Medellín 500 500 500 450 0 500 500 500 80

Purnio 220 0 10 0 0 0 420 500 500 500 0

San Carlos 220 0 0 0 0 0 210 450 430 420 0

San Carlos 500 270 500 500 500 0 500 500 500 500 40



Sogamoso para evitar que la transformación Sogamoso 500/220 kV se sobrecargue ante contingencia en uno de sus transformadores3, hasta el ingreso del tercer transformador en el 2019.

Para el análisis del área bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN y STR del área Nordeste.

7.1.1.3.1 Año 2017

En la Tabla 7-14 se presenta la OCG en las subestaciones del área Nordeste, encontrada para el año 2017.

Tabla 7-14: OCG (MW) en las subestaciones del área Nordeste, año 2017

Se encuentra que, lo que en la actualidad ocasiona atrapamiento a la generación del área, también impide que haya OCG en las subestaciones a 220 kV del área Nordeste en el año 2017, estos es, la contingencia en Sogamoso 500/220 kV que ocasiona sobrecarga en el transformador paralelo. No se encuentra limitante de OCG para las subestaciones 500 kV. Sólo se aprecia OCG en las subestaciones a 500 kV y en Primavera 220 kV.

7.1.1.3.2 Año 2018



3 Esta situación se hace más crítica, si además de un despacho máximo en Nordeste, se realiza un despacho

mínimo en Caribe y, los dos primeros años, un despacho alto en Porce III y San Carlos, pero, a partir del año 2018, un despacho bajo en Porce III, San Carlos e Ituango.


Banadia 220 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38

C Limon 220 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38

COM 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38

GUA 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38

OCA 220 B1 10 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0044 Sogamoso 2 500/230 115.00 San Alberto 115 0.9642 Termoyopal - Yopal 2 115 66.37

Ocaña 500 500 - máximo Prim - Sog 500 shn 1.0190Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 82.50 San Alberto 115 0.9732 Termoyopal - Yopal 2 115 66.21

PMV 220 B1 460 La Loma - Ocaña 1 500 cargaCerro - Porce 3 Shnt 500 1.0054 Primavera 500/230 114.80 Vasconia 110 0.9886 Cocorna - La Sierra 1 110 62.43

PMV 500 B1 500 - máximo Bello 220 1.0098 Cerro - Porce 3 1 500 T3 40.60 Vasconia 110 0.9896 Cocorna - La Sierra 1 110 61.90

PO3 500 B1 500 - máximo Bello 220 1.0085 Cerro - Porce 3 1 500 T3 50.00 Vasconia 110 0.9882 Cocorna - La Sierra 1 110 61.69

SCH 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38

SMateo 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38

SOG 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38

SOG 500 B1 500 - máximo Ocaña 500 1.0134Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 82.60 Belen 115 Insula 0.9724 Termoyopal - Yopal 2 115 66.22

Samore 220 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38

Toledo 220 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0037 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Alberto 115 0.9640 Termoyopal - Yopal 2 115 66.38


Banadia 220 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 114.70 San Gil 115 0.9691 Termoyopal - Yopal 2 115 66.95

C Limon 220 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 114.70 San Gil 115 0.9691 Termoyopal - Yopal 2 115 66.95

COM 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 114.70 San Gil 115 0.9691 Termoyopal - Yopal 2 115 66.95

GUA 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 114.70 San Gil 115 0.9691 Termoyopal - Yopal 2 115 66.95

OCA 220 B1 20 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0113 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Gil 115 0.9697 Termoyopal - Yopal 2 115 66.93

Ocaña 500 500 - máximo Prim - Sog 500 shn 1.0261Hidrosogamoso - Sogamoso 1 230 79.80 San Gil 115 0.9807 Termoyopal - Yopal 2 115 66.64

PMV 220 B1 500 - máximo Medelllin 500 1.0181 Primavera 500/230 97.00 Vasconia 110 0.9897Carlos LLeras - Girardota 1 110 92.95

PMV 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 1.0198 San Carlos 4 500/230 63.80 Vasconia 110 0.9891Carlos LLeras - Girardota 1 110 93.02

PO3 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 1.0228 San Carlos 4 500/230 63.80 Vasconia 110 0.9891Carlos LLeras - Girardota 1 110 93.11

SCH 220 B1 10 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 115.00 San Gil 115 0.9692 Termoyopal - Yopal 2 115 66.91

SMateo 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 114.70 San Gil 115 0.9691 Termoyopal - Yopal 2 115 66.95

SOG 220 B1 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 114.70 San Gil 115 0.9691 Termoyopal - Yopal 2 115 66.95

SOG 500 B1 500 - máximo Ocaña 500 1.0183Hidrosogamoso - Sogamoso 1 230 80.00 San Gil 115 0.9791 Termoyopal - Yopal 2 115 66.66

Samore 220 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 114.70 San Gil 115 0.9691 Termoyopal - Yopal 2 115 66.95

Toledo 220 0 Sogamoso 1 500/230 carga Ocaña 500 1.0101 Sogamoso 2 500/230 114.70 San Gil 115 0.9691 Termoyopal - Yopal 2 115 66.95



Se encuentran resultados similares a los descritos para el año 2017.

7.1.1.3.3 Año 2019



Con la instalación del tercer transformador Sogamoso 500/230 kV, aparece OCG en todas las subestaciones del área, la cual sólo estaría limitada en Primavera 220 kV a 200 MW, por sobrecarga en Primavera 500/220 kV ante contingencia en Barranca – Comuneros 220 kV; y en Ocaña 220 kV a 210 MW y San Mateo 220 kV a 390 MW, por sobrecarga en Ocaña 500/220 kV ante contingencia en Ocaña - Sogamoso 500 kV.

7.1.1.3.4 Año 2020



Con el ingreso del segundo transformador Ocaña 500/230 kV en el 2020, se dispone de OCG en todas las subestaciones del área, limitada solo en el extremo del sistema radial Palos – Caño Limón 220 kV, por la capacidad de este sistema.

7.1.1.3.5 Año 2021



Banadia 220 500 - máximo Ocaña 500 0.9928 Banadia - Samore 1 230 132.30 San Gil 115 0.9531 Termoyopal - Yopal 2 115 67.57

C Limon 220 410 - tensión Samore 220 0.9221 Banadia - Cano Limon 1 230 114.90 Banadia 115 0.8896 Termoyopal - Yopal 2 115 67.63

COM 220 B1 500 - máximo Ocaña 500 1.0010 Sogamoso 1 500/230 87.30 San Gil 115 0.9722 Termoyopal - Yopal 2 115 67.29

GUA 220 B1 500 - máximo Ocaña 500 1.0028 Sogamoso 1 500/230 90.30 Belen 115 Insula 0.9836 Termoyopal - Yopal 2 115 67.02

OCA 220 B1 210 Ocaña - Sogamoso T2 500 carga Porce III - Sog shn 1.0091 Ocaña 500/230 114.10 San Gil 115 0.9694 Termoyopal - Yopal 2 115 67.42

Ocaña 500 500 - máximo Porce III - Sog shn 1.0171 Sogamoso 1 500/230 65.10 San Gil 115 0.9765 Termoyopal - Yopal 2 115 67.23

PMV 220 B1 200 Barranca - Comuneros 1 230 carga Medelllin 500 1.0038 Primavera 500/230 114.30 Vasconia 110 0.9801Carlos LLeras - Girardota 1 110 89.57

PMV 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 1.0068 Primavera 500/230 76.70 Vasconia 110 0.9812Carlos LLeras - Girardota 1 110 89.66

PO3 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 1.0100 Primavera 500/230 85.50 Vasconia 110 0.9812Carlos LLeras - Girardota 1 110 89.73

SCH 220 B1 500 - máximo Ocaña 500 1.0001 Sogamoso 1 500/230 77.50 San Gil 115 0.9692 Termoyopal - Yopal 2 115 66.17

SMateo 220 B1 390 Ocaña - Sogamoso T2 500 carga Ocaña 500 0.9851 Ocaña 500/230 114.80 San Gil 115 0.9661 Termoyopal - Yopal 2 115 67.41

SOG 220 B1 500 - máximo Ocaña 500 1.0032 Sogamoso 1 500/230 102.40 San Gil 115 0.9750 Termoyopal - Yopal 2 115 67.27

SOG 500 B1 500 - máximo Ocaña 500 1.0105Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 70.80 San Gil 115 0.9746 Termoyopal - Yopal 2 115 67.25

Samore 220 500 - máximo Ocaña 500 0.9963 Samore - Toledo 1 230 116.60 San Gil 115 0.9660 Termoyopal - Yopal 2 115 67.41

Toledo 220 500 - máximo Ocaña 500 0.9989 Palos - Toledo 1 230 124.50 San Gil 115 0.9757 Termoyopal - Yopal 2 115 67.30


Banadia 220 490 - carga Toledo 220 0.9959 Banadia - Samore 1 230 133.30 Banadia 115 1.0489 Banadia 230/115 18.70

C Limon 220 390 Bmanga - Palos 1 230 tensión Samore 220 0.9212 Banadia - Cano Limon 1 230 111.90 Banadia 115 0.8882 Banadia 230/115 22.10

COM 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0110Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 92.20 Sevilla 115 B1 0.9777 Ocaña 1 220/115 60.35

GUA 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0130Hidrosogamoso - Sogamoso 3 230 92.30 Sevilla 115 B1 0.9846 Ocaña 1 220/115 60.57

OCA 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0131Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 92.20 Sevilla 115 B1 0.9848 Ocaña 1 220/115 62.54

Ocaña 500 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0141Hidrosogamoso - Sogamoso 3 230 92.20 Sevilla 115 B1 0.9817 Ocaña 1 220/115 61.61

PMV 220 B1 500 - máximo Medelllin 500 0.9966 Malena - Primavera 1 230 60.80 Vasconia 110 0.9925 Cocorna - La Sierra 1 110 46.03


PO3 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 0.9952Porce III - San Carlos 1 500 T2 45.20 Vasconia 110 0.9904 Cocorna - La Sierra 1 110 44.27

SCH 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0119Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 92.20 Jenesano 115 1.0074 Termoyopal - Yopal 2 115 82.13

SMateo 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0074Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 92.30 Sevilla 115 B1 1.0111 Ocaña 1 220/115 60.01

SOG 220 B1 500 - máximo Ocaña 500 1.0146Hidrosogamoso - Sogamoso 1 230 92.40 Sevilla 115 B1 0.9785 Ocaña 1 220/115 60.51


Samore 220 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0070 Samore - Toledo 1 230 119.80 Banadia 115 1.0736 Banadia 230/115 18.26

Toledo 220 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0090 Palos - Toledo 1 230 128.10 Banadia 115 1.0667 Banadia 230/115 18.38




Se encuentran los mismos resultados mostrados para el año 2020.

7.1.1.3.6 Sensibilidad OCG Nordeste

La OCG en las subestaciones a 220 kV del área Nordeste está limitada por la contingencia en el transformador Sogamoso 500/220 kV, que sobrecarga el transformador paralelo, hasta el ingreso del tercer transformador Sogamoso 500/220 kV en el 2019.

Resuelta esta contingencia, la OCG de estas subestaciones subirían considerablemente, como se puede ver en la Tabla 7-19, la cual presenta la OCG en las subestaciones del área Nordeste para todo el horizonte de análisis, considerando la primera limitante (verde) y la segunda limitante (azul).

Tabla 7-19: Sensibilidad OCG (MW) en el área Nordeste

7.1.1.4 Área Centro

Para la evaluación de OCG en Centro se empleó el escenario GxDn MxEx CEN, que corresponde a una condición de máxima exportación (CME) del área Centro, la cual tiene lugar en demanda mínima, con máximo despacho (GxDn) en todas las unidades del área Centro. En este escenario, se definen las unidades


Banadia 220 490 - carga Toledo 220 0.9959 Banadia - Samore 1 230 133.30 Banadia 115 1.0489 Banadia 230/115 18.70

C Limon 220 390 Bmanga - Palos 1 230 tensión Samore 220 0.9212 Banadia - Cano Limon 1 230 111.90 Banadia 115 0.8882 Banadia 230/115 22.10

COM 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0110Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 92.20 Sevilla 115 B1 0.9777 Ocaña 1 220/115 60.35

GUA 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0130Hidrosogamoso - Sogamoso 3 230 92.30 Sevilla 115 B1 0.9846 Ocaña 1 220/115 60.57

OCA 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0131Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 92.20 Sevilla 115 B1 0.9848 Ocaña 1 220/115 62.54

Ocaña 500 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0141Hidrosogamoso - Sogamoso 3 230 92.20 Sevilla 115 B1 0.9817 Ocaña 1 220/115 61.61



PO3 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 0.9952Porce III - San Carlos 1 500 T2 45.20 Vasconia 110 0.9904 Cocorna - La Sierra 1 110 44.27

SCH 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0119Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 92.20 Jenesano 115 1.0074 Termoyopal - Yopal 2 115 82.13

SMateo 220 B1 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0074Hidrosogamoso - Sogamoso 2 230 92.30 Sevilla 115 B1 1.0111 Ocaña 1 220/115 60.01



Samore 220 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0070 Samore - Toledo 1 230 119.80 Banadia 115 1.0736 Banadia 230/115 18.26

Toledo 220 500 - máximo Sogamoso 500 B1 1.0090 Palos - Toledo 1 230 128.10 Banadia 115 1.0667 Banadia 230/115 18.38


Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Banadia 220 0 0 500 490 490 500 500 500 490 490

Caño Limón 220 0 0 410 390 390 410 410 410 390 390

Comuneros 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500

Guatiguará 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500

Ocaña 220 10 20 210 500 500 220 290 370 500 500

Ocaña 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Primavera 220 460 500 200 500 500 480 500 230 500 500

Primavera 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Porce III 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Sochagota 220 0 10 500 500 500 500 500 500 500 500

San Mateo 220 0 0 390 500 500 380 500 500 500 500

Sogamoso 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500

Sogamoso 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Samoré 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500

Toledo 220 0 0 500 500 500 500 500 500 500 500



de San Carlos como generación flotante, de modo que cada MW adicional de generación que se conecte en el área Centro conlleva un incremento en la exportación del área.

Bajo este escenario, se despacharon a plena carga todas las unidades del área Centro, toda vez que no se encontraron atrapamientos de generación en el área, en todo el horizonte de análisis.

Para el análisis del área bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN y STR del área Centro.

7.1.1.4.1 Año 2017

En la Tabla 7-20 se presenta la OCG en las subestaciones del área Centro para el año 2017.

Tabla 7-20: OCG (MW) en las subestaciones del área Centro, año 2017

Con el ingreso del nuevo punto de conexión Norte 500/220 kV (2017), desaparecen las limitaciones de OCD en todas las subestaciones del área, con excepción de Reforma 220 kV, que se encuentra limitada por la contingencia Guaca – Mesa 220 kV, que sobrecarga el circuito paralelo.

7.1.1.4.2 Año 2018



Los resultados son similares a los encontrados para el año 2017.

7.1.1.4.3 Año 2019




BAC 220 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0008 Guaca - Mesa 1 230 51.40 Granada 115 0.9596 Aranjuez - Torca 1 115 61.15

BAC 500 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0039 Guaca - Mesa 1 230 55.80 Granada 115 0.9594 Granada - Ocoa 1 115 42.03

CHV 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 0.9955 Guaca - Mesa 1 230 56.50 Granada 115 0.9556 Aranjuez - Torca 1 115 61.09

MES 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0001 Guavio - Torca 2 230 45.80 Granada 115 0.9599 Balsillas - Mosquera 1 115 63.29

Mirolindo 220 500 - máximoSn Carlos - Virginia 500 shn 1.0164 La Virginia 500/230 32.80 Tumaco 115 0.9799Esmeralda - San Francisco 1 115 84.58

REF 220 B1 290 Guaca - Mesa 2 230 carga NVE 500 B1 0.9975 Guaca - Mesa 1 230 107.10 Granada 115 0.9754 Aranjuez - Torca 1 115 57.17

TOR 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 0.9996 Guaca - Mesa 1 230 53.30 Granada 115 0.9597 Aranjuez - Torca 1 115 67.09


BAC 220 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0011 Guaca - Mesa 1 230 48.90 Barzal 115 0.9685 Aranjuez - Torca 1 115 62.13

BAC 500 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0041 Guaca - Mesa 1 230 53.30 Barzal 115 0.9683 Aranjuez - Torca 1 115 56.78

CHV 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 0.9959 Chivor II - Norte 1 220 56.40 Barzal 115 0.9647 Aranjuez - Torca 1 115 62.06

MES 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 0.9991 Guavio - Torca 2 230 45.60 Barzal 115 0.9678Nva Esperanza - Laguneta 1 115 48.50

Mirolindo 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0167 San Marcos 500/230 32.90 Tumaco 115 0.9747 Brisas - Cajamarca 1 115 98.14

REF 220 B1 380 Guaca - Mesa 2 230 carga NVE 500 B1 0.9976 Guaca - Mesa 1 230 106.90 Sauces 115 0.9792 Guavio 230/115/13.2 60.30

TOR 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 0.9999 Guaca - Mesa 1 230 50.80 Barzal 115 0.9687 Aranjuez - Torca 1 115 68.07


BAC 220 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0040 Guaca - Mesa 1 230 49.10 Barzal 115 0.9691 Barzal - Ocoa 1 115 44.67

BAC 500 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0070 Guaca - Mesa 1 230 53.60 Barzal 115 0.9689 Barzal - Ocoa 1 115 44.50

CHV 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 0.9986 Chivor II - Norte 1 220 56.90 Barzal 115 0.9650 Barzal - Ocoa 1 115 45.80

MES 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0020 Circo - Guavio 1 230 37.60 Barzal 115 0.9684 Balsillas - Mosquera 1 115 63.86

Mirolindo 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0111 San Marcos 500/230 32.70 Tumaco 115 0.9672 Brisas - Cajamarca 1 115 100.09

REF 220 B1 370 Guaca - Mesa 2 230 carga NVE 500 B1 1.0005 Guaca - Mesa 1 230 107.10 Sauces 115 0.9723 Guavio 230/115/13.2 60.88

TOR 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0028 Guaca - Mesa 1 230 51.10 Barzal 115 0.9692 Autopista - Torca 2 115 61.65



Los resultados son similares a los encontrados para los años 2017 y 2018.

7.1.1.4.4 Año 2020



Con el ingreso de la línea Nueva Esperanza – Virginia 500 kV (2020) desaparece la limitante de OCG en Reforma 220 kV, por lo que para el año 2020 todas las subestaciones del área presentan una OCG de cuando menos 500 MW.

7.1.1.4.5 Año 2021



A partir de este año, nuevamente la contingencia Guaca – Mesa 220 kV se convierte en limitante de OCG en las subestaciones Bacatá 500 kV, Chivor 220 kV y Reforma 220 kV.

7.1.1.4.6 Sensibilidad OCG Centro

Se encuentra OCG en todas las subestaciones del área, con excepción de Reforma 220 kV, la cual está limitada por la contingencia en la línea Guaca – Mesa 220 kV, que sobrecarga el circuito paralelo.

Resuelta esta contingencia, se tendría una OCG de cuando menos 500 MW en todas las subestaciones del área, como se puede ver en la Tabla 7-25, la cual presenta la OCG en las subestaciones del área Centro para todo el horizonte de análisis, considerando la primera limitante (verde) y la segunda limitante (azul).


BAC 220 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0040 Bacata 1 500/230 56.90 Barzal 115 0.9641 Aranjuez - Torca 1 115 65.56

BAC 500 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0066 Guaca - Mesa 1 230 48.20 Barzal 115 0.9638 Balsillas - Mosquera 1 115 60.35

CHV 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 0.9993 Chivor II - Norte 1 220 56.70 Barzal 115 0.9602 Aranjuez - Torca 1 115 65.49

MES 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0023Nva Esperanza - Paraiso 2 230 39.20 Barzal 115 0.9635 Balsillas - Mosquera 1 115 69.64

Mirolindo 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0078 La Virginia 500/230 32.70 Tumaco 115 0.9628 Brisas - Cajamarca 1 115 88.81

REF 220 B1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0006 La Reforma - Tunal 1 230 51.30 Sauces 115 0.9750 Balsillas - Mosquera 1 115 62.60

TOR 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B1 1.0030 Circo - Guavio 1 230 41.80 Barzal 115 0.9643 Aranjuez - Torca 1 115 71.52

2021


BAC 220 B1 500 - máximo Bacata 500 B1 1.0087 Guaca - Mesa 1 230 52.40 Sauces 115 0.9902 Aranjuez - Torca 1 115 52.23

BAC 500 B1 470 Guaca - Mesa 1 230 carga NEsperanza 500 B1 1.0122 Guaca - Mesa 2 230 107.10 Sauces 115 0.9910 Balsillas - Mosquera 1 115 54.00

CHV 220 B1S1 350 Guaca - Mesa 1 230 carga Bacata 500 B1 1.0048 Guaca - Mesa 2 230 107.10 Sauces 115 0.9857 Aranjuez - Torca 1 115 50.90

MES 220 B1S1 500 - máximo Bacata 500 B1 1.0067 Guavio - Torca 2 230 47.00 Sauces 115 0.9888 Balsillas - Mosquera 1 115 63.70

Mirolindo 220 500 - máximo Virginia 500 B2 1.0301 San Marcos 500/230 63.90 Oriente 115 0.9991 Brisas - Cajamarca 1 115 79.09

REF 220 B1 170 Guaca - Mesa 1 230 carga Bacata 500 B1 1.0061 Guaca - Mesa 2 230 106.90 Barzal 115 1.0080 Ocoa - Suria 1 115 26.70

TOR 220 B1S1 500 - máximo Bacata 500 B1 1.0076 Guaca - Mesa 1 230 54.50 Sauces 115 0.9896 Aranjuez - Torca 1 115 57.83



Tabla 7-25: Sensibilidad OCG (MW) en el área Centro

7.1.1.5 Área Suroccidental

Para la evaluación de OCG en Suroccidente se empleó el escenario GxDn MxEx SUR, que corresponde a una condición de máxima exportación (CME) del área Suroccidental, la cual tiene lugar en demanda mínima, con máximo despacho (GxDn) en todas las unidades del área Suroccidental. En este escenario, se definen las unidades de Chivor como generación flotante, de modo que cada MW adicional de generación que se conecte en el área Suroccidental conlleva un incremento en la exportación del área.

Bajo este escenario, se realiza un despacho a plena carga todas las unidades del área Suroccidental, ya que no se encuentran atrapamientos de generación en el área, en todo el horizonte de análisis.

Para el análisis del área bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN y STR del área Suroccidental.

7.1.1.5.1 Año 2017

En la Tabla 7-26 se presenta la OCG en las subestaciones del área Suroccidente para el año 2017.

Tabla 7-26: OCG (MW) en las subestaciones del área Suroccidental, año 2017

Se observa una OCG alta para las subestaciones del norte del área, y moderada para las subestaciones del sur del área, limitadas por sobrecarga en San Marcos 500/220 kV ante contingencia en Esmeralda – Yumbo 220 kV o en Virginia 500/220 kV.


Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Bacatá 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Bacatá 500 500 500 500 500 470 500 500 500 500 500

Chivor 220 500 500 500 500 350 500 500 500 500 500

La Mesa 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Mirolindo 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

La Reforma 220 290 380 370 500 170 500 500 500 500 500

Torca 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500


BET 220 B1S1 260Comp Serie - Esmeralda 1 230 carga Mirolindo 220 0.9822 San Marcos 500/230 104.60 Lanceros 115 0.9117 Flandes - Prado 1 115 111.71

ESM 220 B1S1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9972 San Marcos 500/230 84.30 Lanceros 115 0.9286 Flandes - Prado 1 115 97.76

Enea 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9986 San Marcos 500/230 83.20 Lanceros 115 0.9306 Flandes - Prado 1 115 96.63

Hermosa 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9992 San Marcos 500/230 84.10 Lanceros 115 0.9283 Flandes - Prado 1 115 97.63

Jamondino 220 230Comp Serie - Esmeralda 1 230 carga Mirolindo 220 0.9887 San Marcos 500/230 104.60 Lanceros 115 0.9186 Flandes - Prado 1 115 106.59

MIE 220 B1 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0029 San Marcos 500/230 79.20 Lanceros 115 0.9337Esmeralda - San Francisco 2 115 96.32

Paez 220 200Comp Serie - Esmeralda 1 230 carga Mirolindo 220 0.9964 San Marcos 500/230 105.00 Lanceros 115 0.9261Esmeralda - San Francisco 2 115 98.97

S Bernardino 220 220Comp Serie - Esmeralda 1 230 carga Mirolindo 220 0.9917 San Marcos 500/230 104.60 Lanceros 115 0.9217 Flandes - Prado 1 115 104.79

SMC 220 B1 180Comp Serie - Esmeralda 1 230 carga Mirolindo 220 0.9993 San Marcos 500/230 104.40 Lanceros 115 0.9288Esmeralda - San Francisco 2 115 98.79

SMC 500 B1 450San Marcos - Virginia 1 500 T1 carga Mirolindo 220 0.9660 San Marcos 500/230 104.20 Lanceros 115 0.8956 Flandes - Prado 1 115 113.75

San Felipe 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0012 San Marcos 500/230 80.70 Lanceros 115 0.9356Esmeralda - San Francisco 2 115 94.06

VIR 220 B1 500 - máximo Mirolindo 220 0.9992 San Marcos 500/230 81.70 Lanceros 115 0.9280 Flandes - Prado 1 115 98.13

VIR 500 B1 360San Carlos - Virginia 1 500 T2 carga Mirolindo 220 0.9774 La Virginia 500/230 104.00 Lanceros 115 0.9066 Flandes - Prado 1 115 108.47

YUM 220 B1S1 190Comp Serie - Esmeralda 1 230 carga Mirolindo 220 0.9984 San Marcos 500/230 104.30 Lanceros 115 0.9280Esmeralda - San Francisco 2 115 98.85



7.1.1.5.2 Año 2018



Con el ingreso del nuevo punto de conexión Alférez 500/220 kV (2018), se eliminan las limitaciones de OCG en el área, de modo que todas las subestaciones presentan OCG de al menos 500 MW.

7.1.1.5.3 Año 2019



Se mantienen los resultados encontrados para el año 2018.

7.1.1.5.4 Año 2020




BET 220 B1S1 500 - máximo Mirolindo 220 0.9798 Alferez 1 500/230 63.10 Lanceros 115 0.9187 Flandes - Prado 1 115 110.36

ESM 220 B1S1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9996 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.60 Lanceros 115 0.9473 Amoya - Tuluni 1 115 75.74

Enea 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0008 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.80 Lanceros 115 0.9487 Amoya - Tuluni 1 115 75.75

Hermosa 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0007 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.60 Lanceros 115 0.9473 Amoya - Tuluni 1 115 75.74

Jamondino 220 500 - máximo Mirolindo 220 0.9876 Alferez 1 500/230 64.60 Lanceros 115 0.9269 Flandes - Prado 1 115 103.12

MIE 220 B1 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0043 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.10 Lanceros 115 0.9505 Amoya - Tuluni 1 115 75.75

Paez 220 500 - máximo Mirolindo 220 0.9999Juanchito - Paez 1 230 Tramo 1 100.10 Lanceros 115 0.9384Esmeralda - San Francisco 2 115 91.00

S Bernardino 220 500 - máximo Mirolindo 220 0.9931 Alferez 1 500/230 65.10 Lanceros 115 0.9318 Flandes - Prado 1 115 100.26

SMC 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0023 San Marcos 500/230 69.00 Lanceros 115 0.9419Esmeralda - San Francisco 2 115 89.95

SMC 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0049 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.90 Lanceros 115 0.9439Esmeralda - San Francisco 2 115 89.22

San Felipe 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0028 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.10 Lanceros 115 0.9526 Amoya - Tuluni 1 115 75.76

VIR 220 B1 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0063 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.80 Lanceros 115 0.9467 Amoya - Tuluni 1 115 75.75

VIR 500 B1 500 - máximo Mirolindo 220 1.0088 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.50 Lanceros 115 0.9467 Amoya - Tuluni 1 115 75.75

YUM 220 B1S1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0021 San Marcos 500/230 62.10 Lanceros 115 0.9418Esmeralda - San Francisco 2 115 90.02


BET 220 B1S1 500 - máximo Mirolindo 220 0.9787 Alferez 1 500/230 62.10 Lanceros 115 0.9160 Flandes - Prado 1 115 115.52

ESM 220 B1S1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9995 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.60 Lanceros 115 0.9443 Flandes - Prado 1 115 91.68

Enea 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0008 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.80 Lanceros 115 0.9458 Flandes - Prado 1 115 90.73

Hermosa 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0006 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.60 Lanceros 115 0.9443 Flandes - Prado 1 115 91.56

Jamondino 220 500 - máximo Mirolindo 220 0.9861 Alferez 1 500/230 63.70 Lanceros 115 0.9238 Flandes - Prado 1 115 108.32

MIE 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0027 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.20 Lanceros 115 0.9477Esmeralda - San Francisco 2 115 89.47

Paez 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9979Juanchito - Paez 1 230 Tramo 1 100.10 Lanceros 115 0.9354 Flandes - Prado 1 115 98.88

S Bernardino 220 500 - máximo Mirolindo 220 0.9915 Alferez 1 500/230 64.10 Lanceros 115 0.9286 Flandes - Prado 1 115 105.43

SMC 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0000 San Marcos 500/230 68.00 Lanceros 115 0.9389 Flandes - Prado 1 115 95.63

SMC 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0024 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.90 Lanceros 115 0.9408 Flandes - Prado 1 115 94.45

San Felipe 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0029 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.10 Lanceros 115 0.9498Esmeralda - San Francisco 2 115 88.20

VIR 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0048 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.80 Lanceros 115 0.9437 Flandes - Prado 1 115 92.10

VIR 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0070 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.50 Lanceros 115 0.9437Esmeralda - San Francisco 2 115 88.85

YUM 220 B1S1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9997 San Marcos 500/230 61.00 Lanceros 115 0.9387 Flandes - Prado 1 115 95.72


BET 220 B1S1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9832 Alferez 1 500/230 66.80 Lanceros 115 0.9222 Flandes - Prado 1 115 107.75

ESM 220 B1S1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9930 Alferez 1 500/230 53.80 Tumaco 115 0.9486 Amoya - Tuluni 1 115 73.39

Enea 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9946 Alferez 1 500/230 53.10 Tumaco 115 0.9481Esmeralda - San Francisco 2 115 86.95

Hermosa 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9941 La Virginia 500/230 54.60 Tumaco 115 0.9484 Amoya - Tuluni 1 115 73.38

Jamondino 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9855 Alferez 1 500/230 68.70 Lanceros 115 0.9292 Flandes - Prado 1 115 100.52

MIE 220 B1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9989 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.90 Tumaco 115 0.9467Esmeralda - San Francisco 2 115 89.61

Paez 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9990Juanchito - Paez 1 230 Tramo 1 101.80 Lanceros 115 0.9405Esmeralda - San Francisco 2 115 91.38

S Bernardino 220 490 Alferez 1 500/230 carga Comp Nort 2 220 0.9906 Alferez 2 500/230 104.70 Lanceros 115 0.9318 Flandes - Prado 1 115 99.21

SMC 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0006 San Marcos 500/230 74.90 Lanceros 115 0.9440Esmeralda - San Francisco 2 115 90.38

SMC 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0028 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.50 Lanceros 115 0.9462Esmeralda - San Francisco 2 115 89.68

San Felipe 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9973 Alto Anchi - Yumbo 1 230 47.80 Tumaco 115 0.9475Esmeralda - San Francisco 2 115 88.32

VIR 220 B1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9989 La Virginia 500/230 69.50 Lanceros 115 0.9485Esmeralda - San Francisco 2 115 87.43

VIR 500 B1 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0059 Alto Anchi - Yumbo 1 230 48.20 Lanceros 115 0.9494Esmeralda - San Francisco 2 115 88.82

YUM 220 B1S1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0004 San Marcos 500/230 67.60 Lanceros 115 0.9438Esmeralda - San Francisco 2 115 90.44



Se mantienen los resultados encontrados para los años 2018 y 2019.

7.1.1.5.5 Año 2021



Se mantienen los resultados encontrados para los años 2018, 2019 y 2020.

7.1.1.5.6 Sensibilidad OCG Suroccidente

La OCG en las subestaciones a 220 kV del área Suroccidental en principio está limitada por la sobrecarga en el transformador San Marcos 500/220 kV, ante un sinnúmero de contingencias a nivel del STN y STR del área.

La Tabla 7-31 presenta la OCG en las subestaciones del área Suroccidental para todo el horizonte de análisis, considerando la primera limitante (verde) y la segunda limitante (azul).

Tabla 7-31: Sensibilidad OCG (MW) en el área Suroccidental


BET 220 B1S1 500 - máximo Tuluni 220 0.9758 San Marcos 500/230 62.60 Flandes 115 0.9073 Flandes - Prado 1 115 115.46

ESM 220 B1S1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9880 La Virginia 500/230 63.30 Tebaida Nueva 115 0.9930Esmeralda - San Francisco 1 115 86.82

Enea 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9898 La Virginia 500/230 63.10 Tebaida Nueva 115 0.9896Esmeralda - San Francisco 1 115 87.13

Hermosa 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9892 La Virginia 500/230 63.30 Tebaida Nueva 115 0.9992Esmeralda - San Francisco 1 115 86.89

Jamondino 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9802 San Marcos 500/230 64.10 Santander 115 0.9976 Jamondino - Pasto 1 115 57.33

MIE 220 B1 480 La Miel - Purnio 1 230 carga Comp Nort 2 220 0.9945 La Miel - Purnio 2 230 128.90 Tebaida Nueva 115 0.9793Esmeralda - San Francisco 1 115 90.00

Paez 220 500 - máximo Tuluni 220 0.9973Juanchito - Paez 1 230 Tramo 1 104.90 Tumaco 115 0.9815 Paez - Santander 1 115 63.91

S Bernardino 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9896 San Marcos 500/230 64.80 Tumaco 115 0.9932 San Bernardino 230/115 58.08

SMC 220 B1 500 - máximo Tuluni 220 1.0013 San Marcos 500/230 82.60 Cartago 115 1.0131 Guachal - Yumbo 1 115 74.79

SMC 500 B1 500 - máximo Tuluni 220 1.0041 San Marcos 500/230 62.70 Cartago 115 1.0177 Guachal - Yumbo 1 115 72.77

San Felipe 220 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9930 La Virginia 500/230 62.80 Tebaida Nueva 115 0.9850Esmeralda - San Francisco 1 115 88.52

VIR 220 B1 500 - máximo Comp Nort 2 220 0.9946 La Virginia 500/230 67.60 Tebaida Nueva 115 0.9922Esmeralda - San Francisco 1 115 87.74

VIR 500 B1 500 - máximo Comp Nort 2 220 1.0023 La Virginia 500/230 62.80 Tebaida Nueva 115 0.9837Esmeralda - San Francisco 1 115 89.15

YUM 220 B1S1 500 - máximo Tuluni 220 1.0011 San Marcos 500/230 74.90 Cartago 115 1.0121 Guachal - Yumbo 1 115 71.46


Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Betania 220 260 500 500 500 500 330 500 500 500 500

Esmeralda 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

La Enea 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

La Hermosa 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Jamondino 220 230 500 500 500 500 310 500 500 500 500

Miel 220 500 500 500 500 480 500 500 500 500 480

Páez 220 200 500 500 500 500 280 500 500 500 500

San Bernardino 220 220 500 500 490 500 300 500 500 500 500

San Marcos 220 180 500 500 500 500 260 500 500 500 500

San Marcos 500 450 500 500 500 500 500 500 500 500 500

San Felipe 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Virginia 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Virginia 500 360 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Yumbo 220 190 500 500 500 500 280 500 500 500 500



7.1.1.6 Consolidado de OCG

La Tabla 7-32 muestra un consolidado del análisis de oportunidad de conexión de generación en las subestaciones de ISA para el período 2017-2021.

En Caribe, Copey 500 kV es la única subestación sin limitaciones de OCG en los primeros años de análisis . En todas las demás, la OCG está limitada por sobrecarga en Fundación – Copey 220 kV, ante contingencia en el transformador Bolívar 500/220 kV. El ingreso del proyecto Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV (2019), hace que aparezca OCG en Córdoba-Sucre, y el segundo circuito Copey – Fundación 220 kV (2020), en las demás subáreas del Caribe. Pero el ingreso de generación eólica en Cuestecitas, sumado a la importación desde Venezuela, el riesgo de contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV restringe la OCG en toda el área.

En Antioquia, la OCG está limitada en todo el horizonte de análisis por la contingencia en un transformador San Carlos 500/220 kV, que ocasiona sobrecarga en los paralelos. El ingreso del nuevo punto de conexión Medellín 500/220 kV (2019), en conjunto con el ingreso de nueva generación en el área, hace que se mantengan atrapamientos de generación en el área ocasionados por la capacidad de transformación en San Carlos y Medellín.

En Nordeste, sólo las subestaciones a 500 kV, y Primavera 220 kV, carecen de limitaciones de OCG en todo el horizonte de análisis. En las demás subestaciones a 220 kV, la OCG está limitada por la contingencia en un transformador Sogamoso 500/220 kV, que sobrecarga el paralelo. A partir del ingreso del tercer transformador Sogamoso 500/220 kV, se dispone de OCG en todo el área.

En Centro, no se encuentran limitaciones de OCG, excepto en Reforma 220 kV, la cual está limitada por la contingencia en la línea Guaca – Mesa 220 kV, que sobrecarga el circuito paralelo.

En Suroccidente, no se encuentran limitaciones de OCG, excepto en el primer año de análisis, en el que está limitada en las subestaciones a 220 kV de la región sur, por sobrecarga en la transformación de San Marcos 500/220 kV, ocasionada por varias contingencias en el STN del área, situación que se resuelve con el ingreso del proyecto Alférez 500/220 kV (2018).



Tabla 7-32: Consolidado del análisis de oportunidad de conexión de generación (MW)

3

Área Subestación 2017 2018 2019 2020 2021

Caribe (ATL) Caracoli 220 0 70 220 0 0

Caribe (ATL) Sabanalarga 500 0 110 500 0 0

Caribe (BOL) Bolivar 220 0 70 500 0 0

Caribe (BOL) Bosque 220 0 70 500 0 0


Caribe (GCM) Cuestecitas 220 0 100 420 0 0

Caribe (GCM) Copey 500 500 500 500 0 0

Caribe (GCM) Termocol 220 0 40 270 0 0

Caribe (CoSu) Chinú 500 0 420 500 0 0

Caribe (CoSu) Cerromatoso 500 0 500 500 0 0



Caribe (CoSu) Monteria 220 0 200 200 0 0

Caribe (CoSu) Urabá 220 0 90 90 0 0

Caribe (CoSu) Urrá 220 0 100 100 0 0

Antioquia Ancón Sur 220 0 10 0 0 0

Antioquia Antioquia 500 500 500 500 500

Antioquia Jaguas 220 0 0 0 0 0

Antioquia La Sierra 220 0 0 0 0 0

Antioquia Medellín 220 10 10 10 0


Antioquia Purnio 220 0 10 0 0 0

Antioquia San Carlos 220 0 0 0 0 0


Nordeste Banadia 220 0 0 500 400 490

Nordeste Caño Limón 220 0 0 410 320 390

Nordeste Comuneros 220 0 0 500 500 500

Nordeste Guatiguará 220 0 0 500 500 500

Nordeste Ocaña 220 10 20 210 240 500

Nordeste Ocaña 500 500 500 500 500 500

Nordeste Primavera 220 460 500 200 180 500


Nordeste Porce III 500 500 500 500 500 500

Nordeste Sochagota 220 0 10 500 500 500

Nordeste San Mateo 220 0 0 390 440 500

Nordeste Sogamoso 220 0 0 500 500 500


Nordeste Samoré 220 0 0 500 470 500

Nordeste Toledo 220 0 0 500 500 500

Centro Bacatá 220 500 500 500 500 500

Centro Bacatá 500 500 500 500 500 470

Centro Chivor 220 500 500 500 500 350

Centro La Mesa 220 500 500 500 500 500

Centro Mirolindo 220 500 500 500 500 500

Centro La Reforma 220 290 380 370 500 170

Centro Torca 220 500 500 500 500 500

Suroccidente Betania 220 260 500 500 500 500

Suroccidente Esmeralda 220 500 500 500 500 500

Suroccidente La Enea 220 500 500 500 500 500

Suroccidente La Hermosa 220 500 500 500 500 500

Suroccidente Jamondino 220 230 500 500 500 500

Suroccidente Miel 220 500 500 500 500 480

Suroccidente Páez 220 200 500 500 500 500

Suroccidente San Bernardino 220 220 500 500 490 500

Suroccidente San Marcos 220 180 500 500 500 500


Suroccidente San Felipe 220 500 500 500 500 500

Suroccidente Virginia 220 500 500 500 500 500


Suroccidente Yumbo 220 190 500 500 500 500



7.1.2 Oportunidad de conexión de demanda

En el Anexo 2, se presentan todas las tablas con el detalle de los resultados de los análisis de estabilidad de tensión elaborados para la evaluación de la oportunidad de conexión de demanda en las subestaciones de propiedad de ISA.

7.1.2.1 Área Caribe

Para la evaluación de OCD en el área Caribe fue necesario emplear un escenario específico para cada subárea, cada uno de los cuales reflejan a una condición de máxima importación (CMI) del área Caribe, la cual tiene lugar en demanda máxima, con despacho mínimo (GnDx) en las unidades del área Caribe.

En condiciones ideales, bajo estos escenarios se tendrían apagadas todas las unidades del área Caribe, importando toda la potencia desde el centro del país. Sin embargo, esto no es posible dado que la demanda de esta área excede su capacidad de importación. Es por esto que todos ellos se ajustaron cerca al límite de intercambio del área, siendo necesario el despacho de generación de seguridad en el área. Precisamente, la diferencia entre los cuatro escenarios radica en la generación empleada para cumplir con las unidades mínimas equivalentes (UME) requeridas en el área para soporte de tensión.

En el escenario GnDx MxIm ATL se despacha la generación de Bolívar, GCM y CoSu, y se complementan las UME con el despacho mínimo posible en Atlántico.

En el escenario GnDx MxIm BOL no se despacha generación en Bolívar, y se suplen las UME con generación en Atlántico, GCM y CoSu.

En el escenario GnDx MxIm GCM no se despacha la generación mínima obligada en Guajira, y se complementa con generación en Atlántico, Bolívar, GCM y CoSu.

En el escenario GnDx MxIm CoSu no se despacha generación en CoSu, y se suplen las UME con generación en Atlántico, Bolívar y GCM.

En todos los escenarios, se definen las unidades de Chivor como generación flotante. Sin embargo, considerando que en todos los casos se parte de un escenario ajustado al límite de importación del área, durante el proceso de búsqueda de OCD en el área Caribe, a medida que se conecta demanda se despacha 1 unidad equivalente (UE) por cada 100 MW de demanda adicional, con lo cual se asegura que en el transcurso de la simulación se cumpla con el requerimiento de UME y no se sobrepase el límite de intercambio del área.

Para el análisis del área Caribe bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN del área Caribe y en el STR de cada subárea en particular.

7.1.2.1.1 Año 2017

En la Tabla 7-33 se presenta la OCD en las subestaciones del área Caribe para el año 2017.

Se observa que en las subestaciones de Atlántico, Chinú y Cerromatoso a 500 kV, existe OCD de por lo menos 500 MW (obligando el despacho de 5 UME adicionales en el área). En todas las demás subestaciones, la OCD está limitada por problemas de tensión (déficit de reactivos) ante diversas contingencias.



Tabla 7-33: OCD (MW) en las subestaciones del área Caribe, año 2017

7.1.2.1.2 Año 2018



El ingreso del corredor Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV (2018) incrementa el límite de importación del área Caribe de 1500 MW a 2300 MW, y reduce la generación de seguridad de 13 a 6 UME. El hecho de que se en los análisis realizados a partir del año 2018 se parta de escenarios con menos unidades en línea en el Caribe, y sin generación obligada en ninguna de las subáreas, hace que se reduzca la OCD en todas las subáreas, y la limitante es precisamente el soporte de tensión del área.

7.1.2.1.3 Año 2019


El ingreso de la línea Copey – Cuestecitas 500 kV (2019) incrementa el límite de importación del área Caribe de 2300 MW a 2500 MW, y reduce la generación de seguridad de 6 a 5 UME, lo que a su vez, hace que se reduzca la OCD en todas las subáreas, y la limitante es precisamente el soporte de tensión del área.


Caracoli 220 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9727 Caracoli - Tebsa 1 220 79.20 Gambote 66 0.9087 Ternera - Villa Estrella 66 92.66

SAB 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9682 Copey - Valledupar 1 220 32.10 Gambote 66 0.9116 Ternera - Villa Estrella 66 92.40

BOL 220 B1 190 Copey - La Loma 1 500 convergencia TER 220 BOSQ 0.9191 Bolivar - Sabanalarga 1 220 94.50 El Banco 110 0.8284 Ternera - Villa Estrella 66 98.63

BOS 220 B1 160 Bolivar - Bosque 220 carga Bosque 220 Trf2 0.9167 Bosque - Ternera 220 118.40 Gambote 66 0.8690 Bocagrande - Cartagena 1 66 103.42

Bolivar 500 160 Copey - La Loma 1 500 convergencia TER 220 BOSQ 0.9288 Bolivar - Sabanalarga 1 220 86.10 El Banco 110 0.8154 Ternera - Villa Estrella 66 97.41

CUE 220 IB1 140 Copey - Valledupar 1 220 convergencia VDU 220 CPY1 0.9211 Copey - Valledupar II 1 220 91.20 La Jagua 110 0.8271 Ternera - Villa Estrella 66 92.92

Copey 500 340 Copey - La Loma 1 500 convergencia VDU 220 CPY1 0.9182 Copey - Fundacion 1 220 110.60 El Banco 110 0.7644 Copey 220/110 102.72

TCO 220 B1 210Santa Marta - Termocol 1 220 convergencia TCO 220 B1 0.9094 Guajira - Termocol 1 220 94.00 La Jagua 110 0.9062 Ternera - Villa Estrella 66 92.87

CHN 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9928 Copey - Valledupar 1 220 31.40 Gambote 66 0.9164 Ternera - Villa Estrella 66 91.97

CMT 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9927 Copey - Valledupar 1 220 31.00 Gambote 66 0.9163 Ternera - Villa Estrella 66 91.98

Cerromatoso 220 70 Cerromatoso 3 500/230 tensión Cerromatoso 220 0.9263 Chinu - Monteria 1 220 43.00 Apartado 110 0.9027 Ternera - Villa Estrella 66 92.14

Chinu 220 60 Chinu 500/230 tensión Chinu 220 0.9137 Monteria - Uraba 1 220 32.40 PT RSN 110 Monteria 0.9141 Ternera - Villa Estrella 66 92.15

Monteria 220 50 Uraba - Urra 1 230 tensión Uraba 220 0.9057 Chinu - Monteria 1 220 52.20 Apartado 110 0.8706 Ternera - Villa Estrella 66 92.14

URA 220 B1 90 Cerromatoso 3 500/230 tensiónPT Urra 220 -Cerromatoso1 0.9051 Chinu - Monteria 1 220 49.40 Apartado 110 0.8728 Ternera - Villa Estrella 66 92.15

Uraba 220 20 Uraba - Urra 1 230 tensión Uraba 220 0.9004 Chinu - Monteria 1 220 44.50 Apartado 110 0.8647 Ternera - Villa Estrella 66 92.14


Caracoli 220 240 Caracoli - Sabanalarga 1 220 carga Caracoli 220 0.9517 Caracoli - Tebsa 1 220 99.20 Gambote 66 0.9299 Tebsa 2 220/110 104.88

SAB 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9569 Caracoli - Tebsa 1 220 48.80 Gambote 66 0.9421Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 100.62

BOL 220 B1 90 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión BOS 220 B2 0.9021 Sabana 1 500/220 86.50 Gambote 66 0.8107Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 103.33

BOS 220 B1 70 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión BOS 220 B2 0.9033 Sabana 1 500/220 85.00 Gambote 66 0.8146Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 103.11

Bolivar 500 90 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión BOS 220 B2 0.9007 Sabana 1 500/220 86.60 Gambote 66 0.8089Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 103.38

CUE 220 IB1 70Cuestecitas(TRC) - Valledupar 1 220 tensiónCuestecitas CCA 220 nodo 4 0.9502 Sabana 1 500/220 72.10 Riohacha 110 0.9216 Copey 220/110 91.48

Copey 500 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9766 Sabana 1 500/220 53.90 Gambote 66 0.9445 Copey 220/110 91.70

TCO 220 B1 140Fundacion - Rio Cordoba 2 220 tensión TCO 220 B1 0.9027Fundacion - Rio Cordoba 1 220 109.00 Libertad 110 0.8599 Copey 220/110 92.50

CHN 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9761 Sabana 1 500/220 44.80 Gambote 66 0.9411 Copey 220/110 90.73

CMT 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9760 Sabana 1 500/220 45.30 Gambote 66 0.9411 Copey 220/110 90.67

Cerromatoso 220 80 Cerromatoso 3 500/230 tensión Cerromatoso 220 0.9048 Sabana 1 500/220 64.60 Urra 110 0.8888 Copey 220/110 91.99

Chinu 220 60 Chinu 500/230 tensión Chinu 220 0.9176 Sabana 1 500/220 64.80 PT RSN 110 Monteria 0.9170 Copey 220/110 91.96

Monteria 220 60 Uraba - Urra 1 230 tensión Uraba 220 0.9061 Sabana 1 500/220 64.60 Apartado 110 0.9005 Copey 220/110 91.98

URA 220 B1 90 Cerromatoso 3 500/230 tensiónPT Urra 220 -Cerromatoso1 0.9118 Sabana 1 500/220 64.60 Urra 110 0.8828 Copey 220/110 92.00

Uraba 220 20 Uraba - Urra 1 230 tensión Uraba 220 0.9070 Sabana 1 500/220 64.70 Apartado 110 0.9014 Copey 220/110 91.94




7.1.2.1.4 Año 2020



El ingreso de la línea Bolívar – Sabanalarga 500 kV y el segundo transformador Bolívar 500/220 kV (2020) mejora el soporte de tensiones del área, y permite incrementar la OCD en las subestaciones de Atlántico, Bolívar y GCM.

7.1.2.1.5 Año 2021




Caracoli 220 250 Caracoli - Sabanalarga 1 220 carga Caracoli 220 0.9534 Caracoli - Tebsa 1 220 99.90 Gambote 66 0.9064 Tebsa 2 220/110 111.36

SAB 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9586 Caracoli - Tebsa 1 220 48.20 Gambote 66 0.9176 Tebsa 2 220/110 99.56

BOL 220 B1 10 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión Bolivar 500 0.9014 Sabana 1 500/220 82.00 Gambote 66 0.8655Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 103.96

BOS 220 B1 10 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión Bolivar 500 0.9011 Sabana 1 500/220 82.00 Gambote 66 0.8648Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 103.97

Bolivar 500 10 Bolivar - Copey 1 500 T2 tensión Bolivar 500 0.9004 Sabana 1 500/220 82.00 Gambote 66 0.8655Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 103.96

CUE 220 IB1 60Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión Cuestecitas 500 0.9081 Sabana 1 500/220 75.40 Riohacha 110 0.8842 Copey 220/110 96.63

Copey 500 390 Chinu - Copey 1 500 tensión VDU 220 CPY1 0.9032 Sabana 1 500/220 93.30 San Juan 110 0.8346 Copey 220/110 104.69

TCO 220 B1 120Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión Cuestecitas 500 0.9006 Sabana 1 500/220 74.70 Riohacha 110 0.8753 Copey 220/110 97.36

CHN 500 B1 500 - máximoSabana Reactor Chinú1 0.9823 Sabana 1 500/220 49.70 Gambote 66 0.9188 Copey 220/110 91.67

CMT 500 B1 190 Chinu - Copey 1 500 convergenciaSabana Reactor Chinú1 0.9568 Sabana 1 500/220 85.70 Zambrano 66 0.4228 El Carmen 110/66 182.93

Cerromatoso 220 80 Cerromatoso 3 500/230 tensión Cerromatoso 220 0.9047 Sabana 1 500/220 68.60 Apartado 110 0.8834 Copey 220/110 92.89

Chinu 220 60 Chinu 500/230 tensión Chinu 220 0.9187 Sabana 1 500/220 68.90 Gambote 66 0.9083 Copey 220/110 92.88

Monteria 220 60 Uraba - Urra 1 230 tensión Uraba 220 0.9060 Sabana 1 500/220 68.60 Apartado 110 0.8682 Copey 220/110 92.89

URA 220 B1 90 Cerromatoso 3 500/230 tensiónPT Urra 220 -Cerromatoso1 0.9115 Sabana 1 500/220 68.60 Apartado 110 0.8769 Copey 220/110 92.90



Caracoli 220 340 El Rio - Tebsa 1 220 carga SAB 500 B2 0.9574 Caracoli - Tebsa 1 220 99.30 Gambote 66 0.9021Nv Barranquilla 2 220/110/13.8 107.42

SAB 500 B1 500 - máximo SAB 500 B2 0.9608 El Rio - Tebsa 1 220 51.90 Gambote 66 0.9140 Copey 220/110 94.39

BOL 220 B1 470 Bolivar 500/230 carga BOS 220 B2 0.9401 Bolivar 2 500/230 99.20 Gambote 66 0.8733 Copey 220/110 95.06

BOS 220 B1 130 Bolivar - Bosque 220 carga Bosque 220 Trf2 0.9162 Bosque - Ternera 220 117.50 Gambote 66 0.8728 Ternera - Villa Estrella 66 95.18

Bolivar 500 500 - máximo SAB 500 B2 0.9631 Sabana 1 500/220 48.70 Gambote 66 0.9117 Copey 220/110 94.84

CUE 220 IB1 80Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensiónPT Trf4 Cuestecitas Prov 220/110 0.9106 Sabana 1 500/220 71.70 Riohacha 110 0.8718 Copey 220/110 98.09

Copey 500 500 - máximo SAB 500 B2 0.9730 Sabana 1 500/220 58.20 Gambote 66 0.9226 Copey 220/110 96.41

TCO 220 B1 150Copey - Cuestecitas 1 500 T2 tensión TCO 220 B1 0.9002 Sabana 1 500/220 73.50 Libertad 110 0.8606 Copey 220/110 99.10

CHN 500 B1 500 - máximo SAB 500 B2 0.9853 Sabana 1 500/220 47.40 Gambote 66 0.9238 Copey 220/110 93.36

CMT 500 B1 500 - máximo SAB 500 B2 0.9853 Sabana 1 500/220 47.70 Gambote 66 0.9238 Copey 220/110 93.30

Cerromatoso 220 70 Cerromatoso 3 500/230 tensión Cerromatoso 220 0.9218 Sabana 1 500/220 62.90 Urra 110 0.9023 Copey 220/110 94.53

Chinu 220 180 Chinu 500/230 tensión Chinu 220 0.9085 Sabana 1 500/220 64.20 Zambrano 66 0.8820 Chinu 2 500/110 111.64

Monteria 220 40 Uraba - Urra 1 230 tensión Uraba 220 0.9018 Chinu 500/230 65.80 Apartado 110 0.8930 Copey 220/110 94.53

URA 220 B1 90 Cerromatoso 3 500/230 tensiónPT Urra 220 -Cerromatoso1 0.9005 Chinu 500/230 66.80 Urra 110 0.8743 Copey 220/110 94.55



Caracoli 220 190 Sabana 2 500/220 carga El Rio 220 0.9512 Sabana 1 500/220 104.30 Centro 110 B1 0.9361 Flores 10 220/110 77.20

SAB 500 B1 500 - máximo Sabana 500 B1 0.9528 Sabana 1 500/220 59.20 Centro 110 B1 0.9644 Flores 10 220/110 74.64

BOL 220 B1 340 Bolivar 500/230 carga Bosque 220 B2 0.9457 Bolivar 2 500/230 100.00 Gambote 66 0.8711 Gambote - Ternera 1 66 105.50

BOS 220 B1 110 Bolivar - Bosque 220 carga Bosque 220 B2 0.9236 Bosque - Ternera 220 119.30 Gambote 66 0.8732 Ternera - Villa Estrella 66 103.30

Bolivar 500 500 - máximo Sabana 500 B2 0.9596 Bolivar - Bosque 220 67.80 Gambote 66 0.9004 Gambote - Ternera 1 66 102.03

CUE 220 IB1 280 Cuestecitas 500/230 tensiónCuestecita ISA 220 B1 0.9006 San Juan - Valledupar 1 220 86.90 Riohacha 110 0.8833 Copey 220/110 91.40

Copey 500 500 - máximo Sabana 500 B2 0.9791 Sabana 1 500/220 52.50 Riohacha 110 0.9831 Copey 220/110 89.08

TCO 220 B1 190Santa Marta - Termocol 1 220 tensión Termocol 220 B1 0.9059 Guajira - Termocol 1 220 85.20 Libertad 110 0.9486 Copey 220/110 89.30



Se encuentran resultados similares a los descritos para el 2020.

7.1.2.1.6 Sensibilidad OCD Caribe

La OCD en las subestaciones del área Caribe en el horizonte de análisis está limitada por diversas contingencias, dependiendo de la subárea a la que pertenece la subestación.

La Tabla 7-38 presenta la OCD en las subestaciones del área Caribe para todo el horizonte de análisis , considerando la primera limitante (verde) y la tercera limitante (azul).

Tabla 7-38: Sensibilidad OCD (MW) en el área Caribe

7.1.2.2 Área Antioquia

Para la evaluación de OCD en Antioquia se empleó el escenario GnDx MxIm ANT, el cual representa una condición de máxima importación (CMI) del área Antioquia, que tiene lugar en demanda máxima, con despacho mínimo (GnDx) en las unidades del área. En este escenario, se definen las unidades de Chivor como generación flotante, de modo que cada MW adicional de demanda que se conecte en el área Antioquia conlleve un incremento en la importación del área.

Bajo este escenario, idealmente se busca un despacho nulo en Antioquia. Sin embargo, se encuentra que esto no es posible, ya que, como se recomienda en el IPOEMP, es necesario limitar la transferencia entre ISA y EPM en Ancón Sur 220 kV, y despachar cuando menos 9 UME en 2017, para soporte a las tensiones

CHN 500 B1 500 - máximo Sabana 500 B2 0.9852 Sabana 1 500/220 46.20 Mompox 110 0.9721 Magangue - Mompos 1 110 69.05

CMT 500 B1 500 - máximo Sabana 500 B2 0.9851 Sabana 1 500/220 46.40 Planeta 110 0.9496 Cerromatoso - Ure 2 110 64.17

Cerromatoso 220 80 Cerromatoso 3 500/230 tensión Cerromatoso 220 0.9079 Chinu 1 500/230 71.00 Urra 110 0.8889 Chinu 2 500/110 80.00

Chinu 220 190 Chinu 1 500/230 tensión Chinu 220 0.9071 Cerromatoso 3 500/230 62.70 Rio Sinu 110 0.9035 Chinu 2 500/110 105.40

Monteria 220 70 Chinu - Monteria 1 220 tensión Monteria_B1_220 0.9145 Cerromatoso 3 500/230 58.80 Rio Sinu 110 0.9017 Cerete - Nva Monteria 1 110 81.20

URA 220 B1 90 Cerromatoso 3 500/230 tensión Urra 220 B1 0.9097 Chinu 1 500/230 73.10 Urra 110 0.8783 Chinu 2 500/110 80.80

Uraba 220 60 Uraba - Urra 1 230 tensión Uraba 220 0.9045 Chinu 1 500/230 61.00 Apartado 110 0.8981 Urra 230/110 69.60









Caribe (GCM) Copey 500 340 500 390 500 500 380 500 500 500 500








Caribe (CoSu) Urrá 220 20 20 20 10 60 80 80 80 80 100



del área4. A partir del ingreso del nuevo punto de conexión Medellín 500/2220 kV (2018), se elimina la generación de seguridad en el área.

Para el análisis del área bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN y STR del área Antioquia.

7.1.2.2.1 Año 2017

En la Tabla 7-39 se presenta la OCD en las subestaciones del área Antioquia para el año 2017.

Tabla 7-39: OCD (MW) en las subestaciones del área Antioquia, año 2017

Se encuentra que la limitación en la transferencia entre ISA y EPM en Ancón Sur 220 kV que actualmente ocasiona generación de seguridad en el área, también impide que haya OCD en las subestaciones del área en el año 2017, con excepción de Ancón Sur 220 kV, caso en el cual está limitada por la tensión en Guayabal 220 kV ante contingencia en Ancón Sur – Esmeralda 220 kV.

7.1.2.2.2 Año 2018



Con el nuevo punto de conexión Medellín 500/2220 kV (2018), se elimina la generación de seguridad en el área y aparece OCD en el área. Sólo hay limitación de OCD en Medellín 500 kV y en las subestaciones a 220 kV en Ancón Sur, Jaguas y Medellín, por problemas de tensión en Bello 220 kV (soporte de reactivos) ante contingencia en la línea Antioquia – Medellín 500 kV.

4 La situación se hace más crítica, si además de un despacho mínimo en Antioquia, se realiza un despacho

alto en Caribe, Nordeste y Suroccidente.


ASU 220 B1 290 Ancon Sur - Esmeralda 2 230 tensión Guayabal 220 0.9024 Barbosa - Guatape 1 220 97.30 Quibdo 110 0.8553 Cocorna - La Sierra 1 110 85.64

Antioquia 500

Jaguas 220 30Ancon Sur(EPM) - AnconSur(ISA) 1 220 carga Guayabal 220 0.9884Ancon Sur(EPM) - AnconSur(ISA) 2 220 129.80 Quibdo 110 0.9457 Cocorna - La Sierra 1 110 71.38

LSI 220 B1 190Ancon Sur(EPM) - AnconSur(ISA) 1 220 carga Guayabal 220 0.9851Ancon Sur(EPM) - AnconSur(ISA) 2 220 129.90 Quibdo 110 0.9417 Cocorna - La Sierra 1 110 63.73

Medellin 220

Medelllin 500

PUR 220 B1 500 - máximo Guayabal 220 0.9820 Malena - Primavera 1 230 50.60 Quibdo 110 0.9381 Cocorna - La Sierra 1 110 67.12

SCA 220 B1 270Ancon Sur(EPM) - AnconSur(ISA) 1 220 carga Guayabal 220 0.9807Ancon Sur(EPM) - AnconSur(ISA) 2 220 129.90 Quibdo 110 0.9367 Cocorna - La Sierra 1 110 72.28

SCA 500 B1 480Ancon Sur(EPM) - AnconSur(ISA) 1 220 carga Guayabal 220 0.9787Ancon Sur(EPM) - AnconSur(ISA) 2 220 130.00 Quibdo 110 0.9341 Cocorna - La Sierra 1 110 73.03


ASU 220 B1 230 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9019 Malena - Primavera 1 230 58.70 Caucheras 110 0.8618 Cocorna - La Sierra 1 110 82.91

Antioquia 500 500 - máximo Bello 220 0.9665 Guayabal - Ancon 1 220 88.10 Quibdo 110 0.9306 Cocorna - La Sierra 1 110 73.25

Jaguas 220 320 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9011 Malena - Primavera 1 230 74.80 Caucheras 110 0.8605 Cocorna - La Sierra 1 110 88.05

LSI 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9566 Guayabal - Ancon 1 220 92.80 Vasconia 110 0.9135 Guayabal 1 214.5/110/46 61.63

Medellin 220 240 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9015 Guayabal - Ancon 1 220 84.70 Caucheras 110 0.8604 Cocorna - La Sierra 1 110 83.09

Medelllin 500 310 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9004 Guayabal - Ancon 1 220 84.90 Caucheras 110 0.8593 Cocorna - La Sierra 1 110 83.33

PUR 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9686 Guayabal - Ancon 1 220 90.00 Quibdo 110 0.9334 Cocorna - La Sierra 1 110 66.20

SCA 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9538 Guayabal - Ancon 1 220 92.60 Quibdo 110 0.9177 Cocorna - La Sierra 1 110 73.10




7.1.2.2.3 Año 2019


Se observan resultados similares a los descritos para el año 2018.


7.1.2.2.4 Año 2020



Se observan resultados similares a los descritos para los años 2018 y 2019.

7.1.2.2.5 Año 2021



Se observan resultados similares a los descritos para los años 2018, 2019 y 2020.

7.1.2.2.6 Sensibilidad OCD Antioquia

La OCD en algunas subestaciones de Antioquia, en los dos primeros años, está limitada por la contingencia en Ancón ISA – Ancón Sur 220 kV, que sobrecarga el circuito paralelo.


ASU 220 B1 190 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9021 Guayabal - Ancon 1 220 86.00 Quibdo 110 0.8599 Cocorna - La Sierra 1 110 83.37

Antioquia 500 500 - máximo Bello 220 0.9624 Guayabal - Ancon 1 220 91.20 Quibdo 110 0.9237 Cocorna - La Sierra 1 110 74.56

Jaguas 220 270 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9008 Guayabal - Ancon 1 220 98.40 Caucheras 110 0.8586 Cocorna - La Sierra 1 110 87.83

LSI 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9520 Guayabal - Ancon 1 220 95.90 Vasconia 110 0.9057 Guayabal 1 214.5/110/46 63.48

Medellin 220 200 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9014 Guayabal - Ancon 1 220 88.40 Caucheras 110 0.8588 Cocorna - La Sierra 1 110 83.57


PUR 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9646 Guayabal - Ancon 1 220 93.00 Quibdo 110 0.9266 Cocorna - La Sierra 1 110 67.46

SCA 220 B1 490 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9005 Guayabal - Ancon 1 220 94.20 Quibdo 110 0.8583 Cocorna - La Sierra 1 110 82.21



ASU 220 B1 210 Ancon Sur - Medellin 1 220 carga Bello 220 0.9461 Ancon Sur - Medellin 2 220 129.70 Caucheras 110 0.9098 Cocorna - La Sierra 1 110 63.69

Antioquia 500 500 - máximo Bello 220 0.9627 Guayabal - Ancon 1 220 89.60 Caucheras 110 0.9261 Cocorna - La Sierra 1 110 62.37


LSI 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9526 Guayabal - Ancon 1 220 94.10 Caucheras 110 0.9149 Guayabal 1 214.5/110/46 62.27

Medellin 220 180 Medellin 1 500/230 carga Bello 220 0.9302 Medellin 2 500/230 128.90 Caucheras 110 0.8890 Cocorna - La Sierra 1 110 65.71


PUR 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9642 Guayabal - Ancon 1 220 91.60 Caucheras 110 0.9278 Guayabal 1 214.5/110/46 61.05

SCA 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9495 Guayabal - Ancon 1 220 94.20 Caucheras 110 0.9114 Cocorna - La Sierra 1 110 63.03

SCA 500 B1 500 - máximo Bello 220 0.9583 Guayabal - Ancon 1 220 92.00 Caucheras 110 0.9213 Cocorna - La Sierra 1 110 62.25


ASU 220 B1 190 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9008 Malena - Primavera 1 230 68.20 Caucheras 110 0.8619 Cocorna - La Sierra 1 110 65.20

Antioquia 500 500 - máximo Bello 220 0.9631 Guayabal - Ancon 1 220 78.00 Caucheras 110 0.9321 Cocorna - La Sierra 1 110 57.21


LSI 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9494 Guayabal - Ancon 1 220 82.40 Caucheras 110 0.9169 Ancon Sur - Envigado 1 110 62.82

Medellin 220 160 Medellin 1 500/230 carga Bello 220 0.9352 Medellin 2 500/230 128.90 Caucheras 110 0.8999 Cocorna - La Sierra 1 110 59.90

Medelllin 500 280 Antioquia - Medellin 1 500 tensión Bello 220 0.9001 Malena - Primavera 1 230 68.40 Caucheras 110 0.8598 Cocorna - La Sierra 1 110 65.50

PUR 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9603 Guayabal - Ancon 1 220 80.00 Caucheras 110 0.9292 Ancon Sur - Envigado 1 110 59.42

SCA 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9462 Medellin - Occidente 1 220 82.90 Caucheras 110 0.9134 Ancon Sur - Envigado 1 110 62.63

SCA 500 B1 500 - máximo Bello 220 0.9567 Guayabal - Ancon 1 220 80.30 Caucheras 110 0.9251 Ancon Sur - Envigado 1 110 59.85



Resuelta esta contingencia, la OCD de estas subestaciones subirían considerablemente, como se puede ver en la Tabla 7-44, la cual presenta la OCD en las subestaciones del área Antioquia para todo el horizonte de análisis, considerando la primera limitante (verde) y la segunda limitante (azul).

Tabla 7-44: Sensibilidad OCD (MW) en el área Antioquia

7.1.2.3 Área Nordeste

Para la evaluación de OCD en Nordeste se empleó el escenario GnDx MxIm NDT, el cual representa una condición de máxima importación (CMI) del área Nordeste, que tiene lugar en demanda máxima, con despacho mínimo (GnDx) en las unidades del área. En este escenario, se definen las unidades de Chivor como generación flotante, de modo que cada MW adicional de demanda que se conecte en el área Nordeste conlleve un incremento en la importación del área.

Bajo este escenario, idealmente se busca un despacho nulo en el área Nordeste, y el área lo permite, ya que no es necesario el despacho de generación de seguridad en el área como soporte a las tensiones del área5, en todo el horizonte de análisis.

Para el análisis del área bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN y STR del área Nordeste.

7.1.2.3.1 Año 2017

En la Tabla 7-45 se presenta la OCD en las subestaciones del área Nordeste para el año 2017.

5 La situación se hace más crítica, si además de un despacho mínimo en Nordeste, se realiza un despacho

bajo en Caribe.


Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Ancón Sur 220 290 230 190 210 190 290 290 230 210 210

Antioquia 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Jaguas 220 30 320 270 320 280 460 370 290 330 360

La Sierra 220 190 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Medellín 220 240 200 180 160 270 210 240 160

Medellín 500 310 260 320 280 500 500 490 500

Purnio 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

San Carlos 220 270 500 490 500 500 500 500 500 500 500

San Carlos 500 480 500 500 500 500 500 500 500 500 500



Tabla 7-45: OCD (MW) en las subestaciones del área Nordeste, año 2017

Se encuentra que, en general, la OCD está limitada por contingencias en transformación 500/220 kV que ocasionan bajas tensiones en el área.

Se observa baja OCD en las subestaciones de Norte de Santander y de la línea Palos – Caño Limón 220 kV, limitada por déficit de reactivos en el área, principalmente por la contingencia en Primavera – Sogamoso 500 kV.

7.1.2.3.2 Año 2018



El ingreso de la línea Porce III – Sogamoso 500 kV (2018) no impacta en la OCD del área, toda vez que se observan resultados muy similares a los encontrados para el año 2017.

7.1.2.3.3 Año 2019



Banadia 220 80 Cucuta 230/115 convergencia Banadia 220 0.9240 Bmanga - Sogamoso 1 230 41.60 Belen 115 Insula 0.7959 Insula - San Mateo 1 T1 115 101.46

C Limon 220 50Primavera - Sogamoso T2 500 convergencia Banadia 220 0.9614 Barranca - Comuneros 1 230 72.10 Banadia 115 0.9056Sabana de Torres - San Alberto 115 59.96

COM 220 B1 310 Barranca - Sogamoso 1 230 tensión CiraInfanta 220 0.9011 Comuneros - Primavera 2 230 76.40 San Alberto 115 0.8766 Palenque 1 230/115 64.03

GUA 220 B1 310 Ocaña 500/230 tensiónPT San Mateo 230/115 0.9014 Bmanga - Sogamoso 1 230 69.50 San Gil 115 0.8420Sabana de Torres - San Alberto 115 63.59

OCA 220 B1 90 Ocaña 500/230 tensión Ocaña 220 nodo2 0.9166 Bmanga - Sogamoso 1 230 53.70 PT Lod San Mateo 0.8753Sabana de Torres - San Alberto 115 60.41

Ocaña 500 250 Ocaña - Sogamoso T2 500 tensiónPT San Mateo - Ocaña 1 220 0.9028 Bmanga - Sogamoso 1 230 64.70 PT Lod San Mateo 0.8504 Palenque 1 230/115 63.04

PMV 220 B1 500 - máximo Guayabal 220 0.9979 Jaguas - Malena 1 230 100.50 Vasconia 110 0.9614Carlos LLeras - Girardota 1 110 96.85

PMV 500 B1 500 - máximoPT Reactor Primavera-Sog 0.9988 Jaguas - Malena 1 230 84.60 Vasconia 110 0.9673Carlos LLeras - Girardota 1 110 96.85

PO3 500 B1 500 - máximo Guayabal 220 1.0000 Jaguas - Malena 1 230 80.50 Vasconia 110 0.9704Carlos LLeras - Girardota 1 110 96.86

SCH 220 B1 230 Aguaclara - Chivor 1 115 tensión PAI 220 ATR1 0.9034 Bmanga - Sogamoso 1 230 42.90 Aguazul 115 0.7809Sochagota 1 220/115 180 MVA 82.25

SMateo 220 B1 90 Ocaña - San Mateo 1 230 T2 tensiónPT San Mateo 230/115 0.9131 Bmanga - Sogamoso 1 230 44.00 PT Lod San Mateo 0.8608Sabana de Torres - San Alberto 115 59.66

SOG 220 B1 390 Sogamoso 1 500/230 carga CiraInfanta 220 0.9556 Sogamoso 2 500/230 113.30 San Gil 115 0.8769Sabana de Torres - San Alberto 115 62.54

SOG 500 B1 470Primavera - Sogamoso T2 500 tensión PT Reactor 82Mvar 0.9004 Barranca - Comuneros 1 230 89.90 San Gil 115 0.8223Sabana de Torres - San Alberto 115 66.43

Samore 220 100 Ocaña 500/230 tensión Samore 220 0.9124 Bmanga - Sogamoso 1 230 54.60 Banadia 115 0.8742Sabana de Torres - San Alberto 115 60.29

Toledo 220 130 Ocaña 500/230 tensión Toledo 220 0.9058 Bmanga - Palos 1 230 59.30 Banadia 115 0.8798Sabana de Torres - San Alberto 115 61.06


Banadia 220 80 Cucuta 230/115 tensión Banadia 220 0.9179 Bmanga - Sogamoso 1 230 43.70 Belen 115 Insula 0.7848 Insula - San Mateo 1 T1 115 106.33

C Limon 220 60 Bmanga - Sogamoso 1 230 convergencia C Limon 220 0.9529 Palenque - Sogamoso 1 220 40.00 Banadia 115 0.8979 Palenque 1 230/115 55.52

COM 220 B1 310 Barranca - Sogamoso 1 230 tensión CiraInfanta 220 0.9039 Bmanga - Sogamoso 1 230 46.90 San Gil 115 0.8852 Palenque 1 230/115 60.43

GUA 220 B1 320 Ocaña 500/230 tensiónPT San Mateo 230/115 0.9018 Bmanga - Sogamoso 1 230 71.40 San Gil 115 0.8248 Palenque 1 230/115 60.22

OCA 220 B1 90 Ocaña 500/230 tensión Ocaña 220 nodo2 0.9114 Bmanga - Sogamoso 1 230 54.90 PT Lod San Mateo 0.8713 Palenque 1 230/115 57.67

Ocaña 500 220 Ocaña - Sogamoso T2 500 convergencia Ocaña 500 0.9251 Bmanga - Sogamoso 1 230 59.00 San Gil 115 0.8674 Palenque 1 230/115 59.20

PMV 220 B1 500 - máximo Bello 220 0.9967 Jaguas - Malena 1 230 92.10 Vasconia 110 0.9567 El Salto - Yarumal 2 110 72.39


PO3 500 B1 500 - máximo Bello 220 0.9965 Jaguas - Malena 1 230 72.50 Vasconia 110 0.9644 El Salto - Yarumal 2 110 72.53

SCH 220 B1 310 Guatiguara - Sochagota 1 230 tensión PAI 220 ATR1 0.9003 Bmanga - Sogamoso 1 230 43.40 Cimitarra 115 0.8214 Jenesano - Tunja 1 115 58.67

SMateo 220 B1 90 Ocaña - San Mateo 1 230 T2 tensiónPT San Mateo 230/115 0.9099 Bmanga - Sogamoso 1 230 46.00 PT Lod San Mateo 0.8566 Convencion - Tibu 1 115 51.97

SOG 220 B1 350 Sogamoso 1 500/230 carga CiraInfanta 220 0.9683 Sogamoso 2 500/230 114.80 San Gil 115 0.8687 Piedecuesta - San Gil 1 115 45.44

SOG 500 B1 500 - máximoOcaña - Sogamoso 500 shn 0.9894CiraInfanta - Comuneros 1 230 50.50 San Gil 115 0.9030 Palenque 1 230/115 47.80

Samore 220 100 Ocaña 500/230 tensión Samore 220 0.9067 Bmanga - Sogamoso 1 230 56.40 Banadia 115 0.8672 Palenque 1 230/115 57.28

Toledo 220 130 Ocaña 500/230 tensión Toledo 220 0.9036 Bmanga - Palos 1 230 60.00 San Gil 115 0.8627 Palenque 1 230/115 58.81




Se observan resultados muy similares a los encontrados para los años 2017 y 2018.

7.1.2.3.4 Año 2020



Se observan resultados muy similares a los encontrados para los años 2017, 2018 y 2019.

7.1.2.3.5 Año 2021



Se observan resultados muy similares a los encontrados para los años anteriores.


Banadia 220 80 Ocaña 500/230 convergencia Banadia 220 0.9156 Bmanga - Sogamoso 1 230 58.60 Banadia 115 0.8609 Palenque 1 230/115 54.19

C Limon 220 60 Ocaña 500/230 convergencia Banadia 220 0.9446 Bmanga - Sogamoso 1 230 56.10 Banadia 115 0.8892 Palenque 1 230/115 53.02


GUA 220 B1 310 Ocaña 500/230 tensiónPT San Mateo 230/115 0.9019 Bmanga - Sogamoso 1 230 74.20 San Gil 115 0.8341 Palenque 1 230/115 57.41

OCA 220 B1 80 Ocaña 500/230 tensión Ocaña 220 nodo2 0.9109 Bmanga - Sogamoso 1 230 58.10 Tibu 115 0.8672 Palenque 1 230/115 54.80

Ocaña 500 270 Ocaña - Sogamoso T2 500 convergencia Ocaña 500 0.9143 Bmanga - Sogamoso 1 230 62.30 San Gil 115 0.8777 Palenque 1 230/115 56.42



PO3 500 B1 500 - máximo Bello 220 1.0087 Jaguas - Malena 1 230 71.00 Vasconia 110 0.9770 El Salto - Yarumal 2 110 72.44

SCH 220 B1 360 Guatiguara - Sochagota 1 230 tensión San Antonio 220 0.9030 Bmanga - Sogamoso 1 230 45.80 Cimitarra 115 0.8224 Jenesano - Tunja 1 115 60.39

SMateo 220 B1 90 Ocaña 500/230 tensiónPT San Mateo 230/115 0.9023 Bmanga - Sogamoso 1 230 59.50 PT Lod San Mateo 0.8441 Palenque 1 230/115 54.86

SOG 220 B1 340 Sogamoso 1 500/230 carga CiraInfanta 220 0.9936 Sogamoso 2 500/230 114.90 San Gil 115 0.8917 Piedecuesta - San Gil 1 115 45.22

SOG 500 B1 500 - máximoOcaña - Sogamoso 500 shn 1.0050CiraInfanta - Comuneros 1 230 49.40 San Gil 115 0.9226 Palenque 1 230/115 44.47

Samore 220 100 Ocaña 500/230 tensión Samore 220 0.9088 Bmanga - Sogamoso 1 230 60.80 Banadia 115 0.8688 Palenque 1 230/115 55.20

Toledo 220 130 Ocaña 500/230 tensión Toledo 220 0.9068 Bmanga - Sogamoso 1 230 63.90 San Gil 115 0.8652 Palenque 1 230/115 56.62


Banadia 220 70 Ocaña 500/230 convergencia Banadia 220 0.9128 Bmanga - Sogamoso 1 230 60.60 Banadia 115 0.8583 Palenque 1 230/115 66.71

C Limon 220 50 Ocaña 500/230 convergencia Banadia 220 0.9421 Bmanga - Sogamoso 1 230 58.00 PT Lod San Mateo 0.8855 Palenque 1 230/115 65.38


GUA 220 B1 220 Ocaña 500/230 tensiónPT San Mateo 230/115 0.9002 Bmanga - Sogamoso 1 230 70.10 PT Lod San Mateo 0.8408 Palenque 1 230/115 68.14

OCA 220 B1 60 Ocaña 500/230 tensión Ocaña 220 nodo2 0.9089 Bmanga - Sogamoso 1 230 59.00 Zulia 115 0.8562 Palenque 1 230/115 66.60

Ocaña 500 350 Ocaña - Sogamoso T2 500 convergenciaPT San Mateo 230/115 0.9101 Bmanga - Sogamoso 1 230 65.50 PT Lod San Mateo 0.8522 Palenque 1 230/115 69.53

PMV 220 B1 500 - máximo Medelllin 500 0.9934 Jaguas - Malena 1 230 90.40 Vasconia 110 0.9637Carlos LLeras - Girardota 1 110 99.48


PO3 500 B1 500 - máximo Medelllin 500 0.9928 Jaguas - Malena 1 230 70.50 Vasconia 110 0.9712Carlos LLeras - Girardota 1 110 99.47

SCH 220 B1 300 Aguaclara - Chivor 1 115 tensión San Antonio 220 0.9038 Bmanga - Sogamoso 1 230 50.30 Aguazul 115 0.7732 Jenesano - Tunja 1 115 66.50

SMateo 220 B1 60 Ocaña 500/230 tensiónPT San Mateo 230/115 0.9053 Bmanga - Sogamoso 1 230 59.10 PT Lod San Mateo 0.8463 Palenque 1 230/115 66.17

SOG 220 B1 300 Sogamoso 1 500/230 carga Palenque 220 0.9773 Sogamoso 2 500/230 113.60 San Gil 115 0.8860 Palenque 1 230/115 53.86

SOG 500 B1 500 - máximo PT Reactor 82Mvar 0.9871CiraInfanta - Comuneros 1 230 50.30 San Gil 115 0.9125 Palenque 1 230/115 56.54

Samore 220 90 Ocaña 500/230 convergencia Samore 220 0.9002 Bmanga - Sogamoso 1 230 62.90 PT Lod San Mateo 0.8585 Palenque 1 230/115 67.89

Toledo 220 110 Ocaña 500/230 tensión Toledo 220 0.9033 Bmanga - Sogamoso 1 230 64.90 PT Lod San Mateo 0.8500 Palenque 1 230/115 68.81


Banadia 220 110 Bmanga - Palos 1 230 tensión Banadia 220 0.9115 Bmanga - Sogamoso 1 230 43.00 Banadia 115 0.8579 Banadia 230/115 40.20

C Limon 220 100 Bmanga - Sogamoso 1 230 tensión Banadia 220 0.9148 Palenque - Sogamoso 1 220 46.70 Banadia 115 0.8611 Banadia 230/115 40.00

COM 220 B1 350 Barranca - Sogamoso 1 230 tensión CiraInfanta 220 0.9028 Bmanga - Sogamoso 1 230 55.80 San Gil 115 0.8821 Aguachica - Ocaña 1 115 T1 66.80

GUA 220 B1 290 Ocaña - San Mateo 1 230 T1 tensión San Mateo 220 B1 0.9022 Bmanga - Sogamoso 1 230 65.00 Sevilla 115 B1 0.8311Convencion - Ocana 1 115 T1 74.10

OCA 220 B1 260 Ocaña 500/230 carga San Antonio 220 0.9615 Ocaña 2 500/230 97.70 Sevilla 115 B1 0.9006 Aguachica - Ocaña 1 115 T1 65.60

Ocaña 500 500 - máximo San Antonio 220 0.9536 Bmanga - Sogamoso 1 230 41.00 Sevilla 115 B1 0.9059 Aguachica - Ocaña 1 115 T1 65.70


PMV 500 B1 500 - máximo Primavera 500 B1 1.0066 Jaguas - Malena 1 230 53.90 Vasconia 110 0.9884Carlos LLeras - Girardota 1 110 71.82

PO3 500 B1 500 - máximo Antioquia 500 1.0079 Jaguas - Malena 1 230 50.60 Vasconia 110 0.9905Carlos LLeras - Girardota 1 110 71.84

SCH 220 B1 150 Guatiguara - Sochagota 2 230 tensión San Antonio 220 0.9043 Bmanga - Sogamoso 1 230 44.60 Paz de Ariporo 115 0.8529 Diaco - Paipa 1 115 70.40

SMateo 220 B1 60 Ocaña - San Mateo 1 230 T1 tensión San Mateo 220 B1 0.9078 Bmanga - Sogamoso 1 230 50.30 Sevilla 115 B1 0.8379Convencion - Ocana 1 115 T1 74.90

SOG 220 B1 500 - máximo San Antonio 220 0.9482 Sogamoso 1 500/230 58.30 San Gil 115 0.8865 Aguachica - Ocaña 1 115 T1 66.67

SOG 500 B1 500 - máximo San Antonio 220 0.9585 Bmanga - Sogamoso 1 230 34.20 San Gil 115 0.9012 Aguachica - Ocaña 1 115 T1 65.44

Samore 220 120 Ocaña - San Mateo 1 230 T1 tensión Samore 220 0.9135 Bmanga - Sogamoso 1 230 56.40 Banadia 115 0.8797 Banadia 230/115 39.20

Toledo 220 160 Ocaña - San Mateo 1 230 T1 tensión San Mateo 220 B1 0.9065 Bmanga - Sogamoso 1 230 60.00 Banadia 115 0.8880 Banadia 230/115 38.80



7.1.2.3.6 Sensibilidad OCD Nordeste

La OCD en algunas subestaciones de Nordeste, en todo el horizonte de análisis, está limitada por déficit de reactivos en el área.

La Tabla 7-50 presenta la OCD en las subestaciones del área Nordeste para todo el horizonte de análisis , considerando la primera limitante (verde) y la segunda limitante (azul).

Tabla 7-50: Sensibilidad OCD (MW) en el área Nordeste

7.1.2.4 Área Centro

Para la evaluación de OCD en Centro se empleó el escenario GnDx MxIm CEN, el cual representa una condición de máxima importación (CMI) del área Centro, que tiene lugar en demanda máxima, con despacho mínimo (GnDx) en las unidades del área.

En condiciones ideales, bajo este escenario no se despacha generación en el área Centro, importando toda la potencia para el suministro de su demanda. Sin embargo, esto no es posible dado que existe un límite a la importación por la línea Bacatá – Primavera 500 kV y un requerimiento de UME para soporte a las tensiones del área, razón por la cual, se debe despachar generación de seguridad en el área, en todo el horizonte de análisis.

En este escenario, se definen las unidades de San Carlos como generación flotante. Sin embargo, considerando que en todos los casos se parte de un escenario ajustado al límite de importación del área, durante el proceso de búsqueda de OCD en el área, a medida que se conecta demanda se despacha 1 unidad equivalente (UE) por cada 100 MW de demanda adicional, con lo cual se asegura que en el transcurso de la simulación se cumpla con el requerimiento de UME y no se sobrepase el límite de transferencia por Bacatá – Primavera 500 kV.

Para el análisis del área bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN y STR del área Centro.


Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Banadia 220 80 80 80 70 110 80 80 90 80 110

Caño Limón 220 50 60 60 50 100 60 60 70 60 100

Comuneros 220 310 310 370 320 350 310 370 420 330 410

Guatiguará 220 310 320 310 220 290 330 360 440 320 290

Ocaña 220 90 90 80 60 260 230 230 280 270 330

Ocaña 500 250 220 270 350 500 390 500 500 480 500

Primavera 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Primavera 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Porce III 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Sochagota 220 230 310 360 300 150 240 320 370 300 160

San Mateo 220 90 90 90 60 60 100 90 110 70 60

Sogamoso 220 390 350 340 300 500 410 500 500 430 500

Sogamoso 500 470 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Samoré 220 100 100 100 90 120 100 110 120 100 120

Toledo 220 130 130 130 110 160 130 140 160 140 160



7.1.2.4.1 Año 2017

En la Tabla 7-51 se presenta la OCD en las subestaciones del área Centro para el año 2017.

Tabla 7-51: OCD (MW) en las subestaciones del área Centro, año 2017

Se observa que aparece una limitación de OCD a 430 MW en Mirolindo 220 kV, por soporte de tensión ante contingencia en Mesa – M irolindo 220 kV.

Todas las demás subestaciones del área presentan OCD de al menos 500 MW (incrementando en 5 el requerimiento de UME).

7.1.2.4.2 Año 2018



Se encuentra el mismo resultado observado para el año 2017.

7.1.2.4.3 Año 2019



Se encuentra el mismo resultado observado para los años 2017 y 2018.

7.1.2.4.4 Año 2020



BAC 220 B1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9912Nva Esperanza - San Mateo 1 230 50.70 Villeta 115 0.9771Nva Esperanza 1 500/120/11.4 82.70

BAC 500 B1 500 - máximoPT Bacata Reactor Primavera 0.9786 Bacata - Primavera 1 500 T1 56.80Sn Jose del Guaviare 115 0.9684Nva Esperanza 1 500/120/11.4 81.01

CHV 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9818Nva Esperanza - San Mateo 1 230 60.70Sn Jose del Guaviare 115 0.9615Nva Esperanza 1 500/120/11.4 92.53

MES 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9806 Bacata - Primavera 1 500 T1 52.30 Villeta 115 0.9631Nva Esperanza 1 500/120/11.4 92.15

Mirolindo 220 450 Mesa - Mirolindo 1 230 tensión Mirolindo 220 0.9024 San Marcos 500/230 61.10 Papayo 115 0.8801 Cajamarca - Regivit 1 115 93.52

REF 220 B1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9759Nva Esperanza - San Mateo 1 230 80.50Sn Jose del Guaviare 115 0.8937Nva Esperanza 1 500/120/11.4 100.14

TOR 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9782Nva Esperanza - San Mateo 1 230 57.90Sn Jose del Guaviare 115 0.9595Nva Esperanza 1 500/120/11.4 93.35


BAC 220 B1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9957Nva Esperanza - San Mateo 1 230 49.20 Sauces 115 0.9783Nva Esperanza 1 500/120/11.4 81.41

BAC 500 B1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9797 Bacata - Primavera 1 500 T1 55.80 Sauces 115 0.9622Nva Esperanza 1 500/120/11.4 83.02

CHV 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9818Nva Esperanza - San Mateo 1 230 62.70 Sauces 115 0.9610Nva Esperanza 1 500/120/11.4 94.50


Mirolindo 220 450 Mesa - Mirolindo 1 230 tensión Mirolindo 220 0.9012 La Virginia 500/230 47.00 Papayo 115 0.8799 Cajamarca - Regivit 1 115 99.77


TOR 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9787Nva Esperanza - San Mateo 1 230 59.80 Villeta 115 0.9559Nva Esperanza 1 500/120/11.4 95.26



BAC 500 B1 500 - máximoPT Bacata Reactor Primavera 0.9804Nva Esperanza - San Mateo 1 230 56.70 Villeta 115 0.9685Nva Esperanza 1 500/120/11.4 82.97

CHV 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9842Nva Esperanza - San Mateo 1 230 63.30 Villeta 115 0.9676Nva Esperanza 1 500/120/11.4 94.30


Mirolindo 220 470 Mesa - Mirolindo 1 230 tensión Mirolindo 220 0.9017 La Virginia 500/230 53.80 Papayo 115 0.8800 Cajamarca - Regivit 1 115 99.40


TOR 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9806Nva Esperanza - San Mateo 1 230 60.60 Villeta 115 0.9594Nva Esperanza 1 500/120/11.4 95.14




Se observa que aparece una limitación de OCD a 440 MW en Reforma 220 kV, por sobrecarga en Nueva Esperanza - San Mateo 220 kV ante contingencia en Circo – Nueva Esperanza 220 kV.

7.1.2.4.5 Año 2021



Se encuentran resultados similares a los observados para el año 2020.

7.1.2.4.6 Sensibilidad OCD Centro

La OCD en la subestaciones del área Centro es alta, limitada apenas a partir del 2017 en Mirolindo 220 kV por la problemas de tensión en esta subestación ante contingencia en la línea Mesa – M irolindo 220 kV.

Tabla 7-56: Sensibilidad OCD (MW) en el área Centro

Resuelta esta contingencia, se tendría una OCD de cuando menos 500 MW también en esta subestación, como se puede ver en la Tabla 7-56, la cual presenta la OCD en las subestaciones del área Centro para todo el horizonte de análisis, considerando la primera limitante (verde) y la segunda limitante (azul).



BAC 500 B1 500 - máximoPT Bacata Reactor Primavera 0.9793Nva Esperanza - San Mateo 1 230 59.10 Villeta 115 0.9625Nva Esperanza 1 500/120/11.4 88.84

CHV 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9826Nva Esperanza - San Mateo 1 230 66.00 Villeta 115 0.9586Nva Esperanza 1 500/120/11.4 100.07

MES 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9815Nva Esperanza - San Mateo 1 230 53.00 Villeta 115 0.9542Nva Esperanza 1 500/120/11.4 99.26

Mirolindo 220 450 Mesa - Mirolindo 1 230 tensión Mirolindo 220 0.9043 Alto Anchi - Yumbo 1 230 39.80 Papayo 115 0.8795Esmeralda - San Francisco 2 115 91.19

REF 220 B1 440 Circo - Nva Esperanza 1 230 carga NVE 500 B2 0.9789Nva Esperanza - San Mateo 1 230 99.80Sn Jose del Guaviare 115 0.9166Nva Esperanza 1 500/120/11.4 110.56

TOR 220 B1S1 500 - máximo NVE 500 B2 0.9798Nva Esperanza - San Mateo 1 230 63.20 Villeta 115 0.9512 Bacata - Suba 1 115 106.04


BAC 220 B1 500 - máximo NEsperanza 500 B2 0.9932Nva Esperanza - San Mateo 1 230 59.40 Villeta 115 0.9673Nva Esperanza 1 500/120/11.4 99.40

BAC 500 B1 500 - máximo Bacata 500 B1 0.9914Nva Esperanza - San Mateo 1 230 57.70 Villeta 115 0.9769 Balsillas - Mosquera 1 115 85.60

CHV 220 B1S1 500 - máximo NEsperanza 500 B2 0.9951Nva Esperanza - San Mateo 1 230 64.60 Aguazul 115 0.9633Nva Esperanza 1 500/120/11.4 100.98

MES 220 B1S1 500 - máximo NEsperanza 500 B2 0.9950Nva Esperanza - San Mateo 1 230 51.70 Villeta 115 0.9704Nva Esperanza 1 500/120/11.4 100.09

Mirolindo 220 470 Mesa - Mirolindo 1 230 tensión Mirolindo 220 0.9025 Mesa - Mirolindo 2 230 61.70 Papayo 115 0.8552 Cajamarca - Regivit 1 115 98.70

REF 220 B1 470 Circo - Nva Esperanza 1 230 carga NEsperanza 500 B2 0.9914Nva Esperanza - San Mateo 1 230 99.50Sn Jose del Guaviare 115 0.9376 Suria 1 230/115 37.80

TOR 220 B1S1 500 - máximo NEsperanza 500 B2 0.9925Nva Esperanza - San Mateo 1 230 61.80 Villeta 115 0.9664Nva Esperanza 1 500/120/11.4 101.78


Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Bacatá 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Bacatá 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Chivor 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

La Mesa 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Mirolindo 220 450 450 470 450 470 500 500 500 500 470

La Reforma 220 500 500 500 440 470 500 500 500 460 490

Torca 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500



7.1.2.5 Área Suroccidental

Para la evaluación de OCD en Suroccidente se empleó el escenario GnDx MxIm SUR, el cual representa una condición de máxima importación (CMI) del área Suroccidental, que tiene lugar en demanda máxima, con despacho mínimo (GnDx) en las unidades del área.

Idealmente, bajo este escenario no se despacha generación en el área Suroccidental, importando toda la potencia para el suministro de su demanda. Sin embargo, esto no es posible dado que existe un límite a la importación por la línea San Carlos - Virginia 500 kV y un requerimiento de UME para soporte a las tensiones del área, razón por la cual, se debe despachar generación de seguridad en el área, en todo el horizonte de análisis.

En este escenario, se definen las unidades de Chivor como generación flotante. Sin embargo, considerando que en todos los casos se parte de un escenario ajustado al límite de importación del área, durante el proceso de búsqueda de OCD en el área, a medida que se conecta demanda se despacha 1 unidad equivalente (UE) por cada 100 MW de demanda adicional, con lo cual se asegura que en el transcurso de la simulación se cumpla con el requerimiento de UME y no se sobrepase el límite de transferencia por San Carlos - Virginia 500 kV.

Para el análisis del área bajo contingencias, se consideran contingencias sencillas en todo el STN y STR del área Suroccidental.

7.1.2.5.1 Año 2017

En la Tabla 7-57 se presenta la OCD en las subestaciones del área Suroccidental para el año 2017.

Tabla 7-57: OCD (MW) en las subestaciones del área Suroccidental, año 2017

Se observa la OCD máxima en las subestaciones a 220 kV en Miel, San Felipe y Yumbo, y en Virginia 500 kV. La OCD en las demás subestaciones del área está limitada, por sobrecarga en San Marcos 500/220 kV ante contingencia en Virginia 500/220 kV, y viceversa. Esto muestra que aun cuando se está despachando generación interna para el suministro de la nueva demanda que se conecte, la transferencia por San Carlos – Virginia 500 kV tiende a incrementarse. En otras palabras, puede ser necesario más de 1 UE por cada 100 MW de demanda adicional, que fue el criterio que se manejó en las simulaciones.

7.1.2.5.2 Año 2018



BET 220 B1S1 500 - máximo Mirolindo 220 1.0245 San Marcos 500/230 75.70 Tumaco 115 0.9226Esmeralda - San Francisco 2 115 93.31

ESM 220 B1S1 500 - máximoPT Esmeralda - San Felipe 1 220 1.0247 La Virginia 500/230 64.40 Tumaco 115 0.9547Esmeralda - San Francisco 2 115 101.02

Enea 220 500 - máximo Enea 220 1.0081 La Virginia 500/230 60.30 Tumaco 115 0.9566Esmeralda - San Francisco 2 115 100.30

Hermosa 220 300 Esmeralda - Hermosa 1 230 tensión Hermosa 220 0.9062 La Virginia 500/230 63.70 Tebaida Nueva 115 0.9117 Esmeralda 1 230/115 114.04

Jamondino 220 340 Altamira - Mocoa 1 230 tensión Mocoa 220 0.9040 San Marcos 500/230 79.80 Tumaco 115 0.7169Esmeralda - San Francisco 2 115 96.77

MIE 220 B1 500 - máximoPT La Miel 220- San Felipe1 1.0213 San Marcos 500/230 53.30 Lanceros 115 0.9606Esmeralda - San Francisco 2 115 90.77

Paez 220 180Juanchito - Paez 1 230 Tramo 2 tensión Paez 220 0.9123 San Marcos 500/230 77.30 Tumaco 115 0.8982Esmeralda - San Francisco 2 115 95.67

S Bernardino 220 480 La Virginia 500/230 carga S Bernardino 220 0.9743 San Marcos 500/230 104.20 Tumaco 115 0.8616Esmeralda - San Francisco 2 115 103.87

SMC 220 B1 290 La Virginia 500/230 cargaPT San Marcos 500-Virginia 1.0213 San Marcos 500/230 104.20 Tumaco 115 0.9360Esmeralda - San Francisco 2 115 100.91

SMC 500 B1 250San Marcos - Virginia 1 500 T1 tensiónPT San Marcos 500-Virginia 0.9005 La Virginia 500/230 94.40 Tumaco 115 0.9001Esmeralda - San Francisco 2 115 108.67

San Felipe 220 500 - máximo San Felipe 220 1.0190 San Marcos 500/230 55.30 Lanceros 115 0.9581Esmeralda - San Francisco 2 115 93.02

VIR 220 B1 280 San Marcos 500/230 carga PAN 220 B2 1.0202 La Virginia 500/230 104.90 Tumaco 115 0.9336Esmeralda - San Francisco 2 115 97.96

VIR 500 B1 500 - máximoPT Virginia 500-San Carlos 1.0082 Alto Anchi - Pance 1 230 42.20 Tumaco 115 0.9550Esmeralda - San Francisco 2 115 94.62

YUM 220 B1S1 360 La Virginia 500/230 carga PAN 220 B2 1.0174 San Marcos 500/230 104.30 Tumaco 115 0.9367Esmeralda - San Francisco 2 115 102.17



El ingreso del nuevo punto de conexión Alférez 500/220 kV (2018), permite disminuir la generación de seguridad en el área. En consecuencia, la OCD en las subestaciones del norte del área se incrementa, y en las subestaciones del sur se disminuye, limitada en este último caso por soporte de tensión ante contingencia en San Carlos – Virginia 500 kV.


7.1.2.5.3 Año 2019



Para el año 2019 se observa una reducción considerable en la OCD de las subestaciones del sur del área, que resulta limitada por sobrecarga en Alférez 500/220 kV, ante contingencia en uno de sus transformadores.

7.1.2.5.4 Año 2020



BET 220 B1S1 240San Carlos - Virginia 1 500 T2 tensiónPT Betania - Mirolindo 1 220 0.9074 Alferez 1 500/230 59.00 Tumaco 115 0.8000 Yumbo 4 230/115 93.08

ESM 220 B1S1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0007 La Virginia 500/230 72.70 Lanceros 115 0.9672 Yumbo 4 230/115 80.28

Enea 220 500 - máximo Enea 220 0.9983 La Virginia 500/230 68.20 Lanceros 115 0.9680 Yumbo 4 230/115 80.31

Hermosa 220 460 Esmeralda - Hermosa 1 230 carga Hermosa 220 0.9747 Esmeralda - Hermosa 1 115 118.30 Tebaida Nueva 115 0.9583 Yumbo 4 230/115 81.35

Jamondino 220 180San Carlos - Virginia 1 500 T2 tensión Altamira 220 0.9015 Alferez 1 500/230 62.50 Tumaco 115 0.7026 Yumbo 4 230/115 94.42

MIE 220 B1 500 - máximoPT La Miel 220- San Felipe1 1.0122 La Virginia 500/230 51.40 Lanceros 115 0.9786 Yumbo 4 230/115 79.60

Paez 220 150Juanchito - Paez 1 230 Tramo 2 tensión Paez 220 0.9112 Alferez 1 500/230 65.40 Tumaco 115 0.8918 Pance 2 220/115 93.39

S Bernardino 220 250San Carlos - Virginia 1 500 T2 tensión S Bernardino 220 0.9119 Alferez 1 500/230 61.50 Tumaco 115 0.7759 Yumbo 4 230/115 95.39

SMC 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9914 San Marcos 500/230 80.30 Lanceros 115 0.9529 Yumbo 4 230/115 85.53

SMC 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9947 Alto Anchi - Pance 1 230 42.60 Lanceros 115 0.9609 Yumbo 4 230/115 84.09

San Felipe 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0099 La Virginia 500/230 56.40 San Felipe 115 0.9668 Yumbo 4 230/115 79.87

VIR 220 B1 480San Marcos - Virginia 1 500 T1 carga VIR 500 B1 0.9815 La Virginia 500/230 104.30 Istmina 110 0.9481 Yumbo 4 230/115 84.98

VIR 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9994 Alto Anchi - Pance 1 230 41.20 Lanceros 115 0.9716 Yumbo 4 230/115 81.72

YUM 220 B1S1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9917 San Marcos 500/230 72.60 Lanceros 115 0.9526 Juanchito 1 220/115 80.05


BET 220 B1S1 90 Alferez 1 500/230 cargaMedellin - Virginia shn 0.9965 Alferez 2 500/230 104.60 Tumaco 115 0.9217 Yumbo 4 230/115 84.13


Enea 220 500 - máximo Enea 220 1.0036 La Virginia 500/230 75.60 Lanceros 115 0.9706 Yumbo 4 230/115 80.06

Hermosa 220 460 Esmeralda - Hermosa 1 230 carga Hermosa 220 0.9781 Esmeralda - Hermosa 1 115 118.90 Cuba 115 0.9602 Yumbo 4 230/115 81.13

Jamondino 220 80 Alferez 1 500/230 cargaMedellin - Virginia shn 0.9964 Alferez 2 500/230 104.60 Tumaco 115 0.9025 Yumbo 4 230/115 84.26

MIE 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0145 La Virginia 500/230 59.20 Lanceros 115 0.9807 Yumbo 4 230/115 79.23

Paez 220 80 Alferez 1 500/230 cargaMedellin - Virginia shn 0.9970 Alferez 2 500/230 104.30 Tumaco 115 0.9379 Yumbo 4 230/115 84.39

S Bernardino 220 80 Alferez 1 500/230 cargaMedellin - Virginia shn 0.9968 Alferez 2 500/230 104.50 Tumaco 115 0.9260 Yumbo 4 230/115 84.14

SMC 220 B1 500 - máximo Alferez 500 0.9910 San Marcos 500/230 84.10 Lanceros 115 0.9556 Yumbo 4 230/115 85.56

SMC 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9973 Alto Anchi - Pance 1 230 42.80 Lanceros 115 0.9639 Yumbo 4 230/115 83.88

San Felipe 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0116 La Virginia 500/230 64.00 San Felipe 115 0.9732 Yumbo 4 230/115 79.55

VIR 220 B1 370San Marcos - Virginia 1 500 T1 carga Virginia - Alferez shn 0.9832 La Virginia 500/230 105.00 Lanceros 115 0.9471 Yumbo 4 230/115 85.72

VIR 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0021 Alto Anchi - Pance 1 230 41.30 Lanceros 115 0.9747 Yumbo 4 230/115 81.34

YUM 220 B1S1 500 - máximo Alferez 500 0.9916 San Marcos 500/230 76.50 Lanceros 115 0.9553 Yumbo 4 230/115 73.48




Para el año 2020 se observa un incremento considerable en la OCD de las subestaciones del sur del área, lo cual se atribuye al ingreso de la línea Nueva Esperanza – Virginia 500 kV, y al despacho de generación en Alto Anchicayá.

7.1.2.5.5 Año 2021



Se observan resultados similares a los encontrados para el año 2020.

7.1.2.5.6 Sensibilidad OCD Suroccidente

La Tabla 7-62 presenta la OCD en las subestaciones del área Suroccidental para todo el horizonte de análisis, considerando la primera limitante (verde) y la segunda limitante (azul), en la cual se aprecia una variación significativa muchos de los valores.


BET 220 B1S1 290San Marcos - Virginia 1 500 T1 tensión BET 220 B1S1 0.9091 La Virginia 500/230 82.60 Tumaco 115 0.7721 Yumbo 4 230/115 90.64


Enea 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9975 La Virginia 500/230 77.40 Lanceros 115 0.9359 Yumbo 4 230/115 77.85

Hermosa 220 450 Esmeralda - Hermosa 1 230 carga Hermosa 220 0.9793 Esmeralda - Hermosa 1 115 118.20 Cuba 115 0.9292 Papeles - Pavas 1 115 67.28

Jamondino 220 190 Alferez 1 500/230 carga Jamondino 220 0.9813 Alferez 2 500/230 104.90 Tumaco 115 0.7890 Yumbo 4 230/115 86.25

MIE 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0040 La Virginia 500/230 57.70 Lanceros 115 0.9439 Yumbo 4 230/115 77.40

Paez 220 150Juanchito - Paez 1 230 Tramo 2 tensión Paez 220 0.9144 Alferez 1 500/230 67.10 Tumaco 115 0.8624 Pance 2 220/115 92.51

S Bernardino 220 280 Alferez 1 500/230 carga S Bernardino 220 0.9904 Alferez 2 500/230 104.40 Tumaco 115 0.8473 Yumbo 4 230/115 86.57

SMC 220 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9919 San Marcos 500/230 83.80 Lanceros 115 0.9266 Yumbo 4 230/115 82.39

SMC 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9937 La Virginia 500/230 50.40 Lanceros 115 0.9330 Yumbo 4 230/115 80.96

San Felipe 220 500 - máximoMedellin - Virginia shn 1.0018 La Virginia 500/230 63.20 Lanceros 115 0.9396 Yumbo 4 230/115 77.63

VIR 220 B1 350San Marcos - Virginia 1 500 T1 cargaMedellin - Virginia shn 0.9861 La Virginia 500/230 103.90 Lanceros 115 0.9184 Yumbo 4 230/115 82.83

VIR 500 B1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9965 San Marcos 500/230 45.80 Lanceros 115 0.9414 Yumbo 4 230/115 78.79

YUM 220 B1S1 500 - máximoMedellin - Virginia shn 0.9921 San Marcos 500/230 76.20 Lanceros 115 0.9265 Mocoa 230/115 68.54


BET 220 B1S1 170San Marcos - Virginia 1 500 T1 tensión Betania 220 B1S1 0.9088 La Virginia 500/230 89.40 Oriente 115 0.7920 Prado - Tenay 1 115 55.80

ESM 220 B1S1 500 - máximo Virginia 500 B1 1.0129 La Virginia 500/230 83.80 Tebaida Nueva 115 0.9455 Armenia 230/115 51.64

Enea 220 500 - máximo Enea 220 1.0085 La Virginia 500/230 78.20 Tebaida Nueva 115 0.9491 Armenia 230/115 53.44

Hermosa 220 470San Marcos - Virginia 1 500 T1 carga Hermosa 220 0.9722 La Virginia 500/230 104.60 Tebaida Nueva 115 0.9039 Papeles - Pavas 1 115 54.80

Jamondino 220 150San Marcos - Virginia 1 500 T1 tensión San Marcos 500 B1 0.9060 La Virginia 500/230 89.40 Tumaco 115 0.7123 Jardinera - Junin 1 115 101.30

MIE 220 B1 500 - máximo La Miel 220 B1 1.0181 La Virginia 500/230 59.60 Tebaida Nueva 115 0.9792 Armenia 230/115 53.85

Paez 220 140Juanchito - Paez 1 230 Tramo 1 tensión Paez 220 B1 0.9152 San Marcos 500/230 65.20 Tumaco 115 0.8423 Jamundi - Pance 1 115 82.80

S Bernardino 220 170San Marcos - Virginia 1 500 T1 tensión San Marcos 500 B1 0.9024 La Virginia 500/230 90.20 Tumaco 115 0.7561 Jardinera - Junin 1 115 95.40

SMC 220 B1 470San Marcos - Virginia 1 500 T1 tensión San Marcos 500 B1 0.9048 La Virginia 500/230 93.50 Tulua 115 0.8713 Yumbo 4 230/115 84.40

SMC 500 B1 500 - máximo Virginia 500 B1 1.0008 La Virginia 500/230 53.10 Tulua 115 0.9929 Yumbo 4 230/115 73.53

San Felipe 220 500 - máximo San Felipe 220 1.0217 La Virginia 500/230 64.60 Tebaida Nueva 115 0.9695 Armenia 230/115 54.45

VIR 220 B1 270San Marcos - Virginia 1 500 T1 carga Alferez 500 0.9717 La Virginia 500/230 104.00 Tebaida Nueva 115 0.9140 Armenia 230/115 54.30

VIR 500 B1 500 - máximo Virginia 500 B1 1.0121 San Marcos 500/230 49.40 Tebaida Nueva 115 0.9718 Armenia 230/115 51.89

YUM 220 B1S1 480San Marcos - Virginia 1 500 T1 tensión San Marcos 500 B1 0.9032 La Virginia 500/230 94.40 Tulua 115 0.8681 Cartago - Zarzal 1 115 62.60



Tabla 7-62: Sensibilidad OCD (MW) en el área Suroccidental

7.1.2.6 Consolidado de OCD

La Tabla 7-63 muestra un consolidado del análisis de oportunidad de conexión de demanda en las subestaciones de ISA para el período 2017-2021.

En Caribe, se requiere generación de seguridad en todo el horizonte de análisis, para no sobrepasar el límite de importación del área, por lo que por cada 100 MW de OCD encontrados, se requiere una unidad mínima equivalente (UME) adicional en el área. No se encuentran limitaciones de OCD en las subestaciones a 500 kV, con excepción de Bolívar. En todas las demás, la OCD está limitada por insuficiente soporte de tensión ante diversas contingencias, dependiendo de la subárea en particular. El ingreso del proyecto Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV (2019), reduce el requerimiento de UME en el área, y esto hace que la OCD tienda a reducirse en las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM. El cierre del anillo con la línea Bolívar – Sabanalarga 500 kV (2020) incrementa notablemente la OCD de las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM.


En Nordeste, la OCD está limitada por insuficiente soporte de tensión ante diversas contingencias, entre las que se destacan la del transformador Ocaña 500/220 kV y la del corredor Primavera – Sogamoso – Ocaña 500 kV.



Subestación 2017 2018 2019 2020 2021 2017 2018 2019 2020 2021

Betania 220 500 240 90 290 170 500 250 190 380 220

Esmeralda 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

La Enea 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

La Hermosa 220 300 460 460 450 470 460 500 500 500 500

Jamondino 220 340 180 80 190 150 340 180 160 230 160

Miel 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Páez 220 180 150 80 150 140 330 250 150 290 140

San Bernardino 220 480 250 80 280 170 490 260 190 360 220

San Marcos 220 290 500 500 500 470 370 500 500 500 490

San Marcos 500 250 500 500 500 500 500 500 500 500 500

San Felipe 220 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Virginia 220 280 480 370 350 270 380 500 440 430 390

Virginia 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500

Yumbo 220 360 500 500 500 480 380 500 500 500 500



Tabla 7-63: Consolidado del análisis de oportunidad de conexión de demanda (MW)

Área Subestación 2017 2018 2019 2020 2021

Caribe (ATL) Caracoli 220 500 240 250 340 190

Caribe (ATL) Sabanalarga 500 500 500 500 500 500


Caribe (BOL) Bosque 220 160 70 10 130 110


Caribe (GCM) Cuestecitas 220 140 70 60 80 280

Caribe (GCM) Copey 500 340 500 390 500 500

Caribe (GCM) Termocol 220 210 140 120 150 190





Caribe (CoSu) Monteria 220 50 60 60 40 70

Caribe (CoSu) Urabá 220 90 90 90 90 90

Caribe (CoSu) Urrá 220 20 20 20 10 60

Antioquia Ancón Sur 220 290 230 190 210 190

Antioquia Antioquia 500 500 500 500 500

Antioquia Jaguas 220 30 320 270 320 280

Antioquia La Sierra 220 190 500 500 500 500



Antioquia Purnio 220 500 500 500 500 500



Nordeste Banadia 220 80 80 80 70 110

Nordeste Caño Limón 220 50 60 60 50 100

Nordeste Comuneros 220 310 310 370 320 350

Nordeste Guatiguará 220 310 320 310 220 290

Nordeste Ocaña 220 90 90 80 60 260

Nordeste Ocaña 500 250 220 270 350 500



Nordeste Porce III 500 500 500 500 500 500

Nordeste Sochagota 220 230 310 360 300 150

Nordeste San Mateo 220 90 90 90 60 60



Nordeste Samoré 220 100 100 100 90 120

Nordeste Toledo 220 130 130 130 110 160

Centro Bacatá 220 500 500 500 500 500

Centro Bacatá 500 500 500 500 500 500

Centro Chivor 220 500 500 500 500 500

Centro La Mesa 220 500 500 500 500 500

Centro Mirolindo 220 450 450 470 450 470

Centro La Reforma 220 500 500 500 440 470

Centro Torca 220 500 500 500 500 500

Suroccidente Betania 220 500 240 90 290 170

Suroccidente Esmeralda 220 500 500 500 500 500

Suroccidente La Enea 220 500 500 500 500 500

Suroccidente La Hermosa 220 300 460 460 450 470

Suroccidente Jamondino 220 340 180 80 190 150

Suroccidente Miel 220 500 500 500 500 500

Suroccidente Páez 220 180 150 80 150 140

Suroccidente San Bernardino 220 480 250 80 280 170



Suroccidente San Felipe 220 500 500 500 500 500



Suroccidente Yumbo 220 360 500 500 500 480



En Suroccidente, se requiere generación de seguridad en todo el horizonte de análisis, para no sobrepasar el límite de importación por San Carlos - Virginia 500 kV, por lo que por cada 100 MW de OCD encontrados, se requiere una unidad mínima equivalente (UME) adicional en el área. Las subestaciones Miel y San Felipe 220 kV y Virginia 500 kV, no presentan limitaciones de OCD en todo el horizonte de análisis. En las demás subestaciones la OCD está limitada por diversas situaciones que pueden originar bajas tensiones o sobrecargas en la transformación 500/220 kV de Virginia, San Marcos o Alférez.

7.2 Cálculos de cortocircuito

La Tabla 7-64 presenta un mapa de calor azul para las máximas corrientes de cortocircuito, trifásicas y monofásicas, calculadas para cada año del horizonte de análisis, en las subestaciones de propiedad de ISA, un mapa de calor rojo que muestra el porcentaje utilizado de la capacidad de diseño, y un mapa de calor verde que muestra el incremento anual en el nivel de cortocircuito.

Se encuentra que:

La subestación Mesa 220 kV puede estar superando su capacidad de cortocircuito a partir del primer año de análisis.

Las subestaciones Torca 220 kV (98%), Cerromatoso 500 kV (86%), San Carlos 220 kV (82%), Chivor 220 kV (81%), y Sogamoso 220 kV (80%), presentan un nivel de cortocircuito superior al 80% de su capacidad de diseño, en el último año de análisis.

Todas las demás subestaciones de ISA presentan un nivel máximo de cortocircuito entre el 6% y el 77% de la capacidad de diseño.

Los mayores incrementos en el nivel de cortocircuito se observan en Ancón Sur 220 kV (5.7 kA), con el ingreso del proyecto Medellín 500/220 kV (2018); Bolívar 220 kV (5.2 kA), con el ingreso de la línea Bolívar – Sabanalarga 500 kV (2020); y Porce III 500 kV (5.2 kA), con la conexión de la red de transmisión del proyecto Ituango (2018).



Tabla 7-64 Niveles máximos de cortocircuito (kA)

2017 2018 2019 2020 2021 CC Variación

Área Subestación Capacidad 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F 3F 1F MAX 2018 2019 2020 2021

Centro Mesa 220 26.20 MES 220 B1S1 Mesa 220 B1S1 26.8 25.9 26.9 26.0 27.0 26.0 27.4 26.3 27.4 26.3 105% 0.1 0.1 0.4 0.0

Centro Torca 220 25.00 TOR 220 B1S1 Torca 220 B1S1 23.9 22.9 24.0 22.9 24.0 23.0 24.6 23.3 24.6 23.3 98% 0.1 0.0 0.6 0.0

Caribe (CoSu) Cerromatoso 500 25.00 CMT 500 B1 CMT 500 B1 11.5 12.5 16.3 16.9 18.7 19.2 21.0 21.6 21.0 21.6 86% 4.4 2.3 2.4 0.0

Antioquia (SCA) San Carlos 220 63.00 SCA 220 B1 San Carlos 220 B1 42.5 48.8 43.4 49.6 44.1 50.3 45.5 51.6 45.5 51.6 82% 0.8 0.7 1.3 0.0

Centro Chivor 220 40.00 CHV 220 B1S1 Chivor 220 B1S1 30.5 31.7 30.6 31.9 30.7 31.9 31.1 32.2 31.1 32.2 81% 0.2 0.0 0.3 0.0

Nordeste Sogamoso 220 40.00 SOG 220 B1 Sogamoso 220 B1 23.9 26.1 25.4 27.7 25.7 27.9 28.5 32.0 28.5 32.0 80% 1.6 0.2 4.1 0.0

Centro Bacatá 220 40.00 BAC 220 B1 Bacata 220 B1 28.9 29.6 29.1 29.7 29.2 29.8 30.3 30.6 30.3 30.6 77% 0.1 0.1 0.8 0.0

Suroccidente (VLL) Yumbo 220 31.50 YUM 220 B1S1 Yumbo 220 B1S1 21.6 20.9 23.2 22.5 23.3 22.6 24.0 23.2 24.0 23.2 76% 1.6 0.1 0.7 0.0

Antioquia (SCA) Primavera 220 31.50 PMV 220 B1 Primavera 220 B1 23.1 23.2 23.2 23.2 23.3 23.4 23.6 23.7 23.6 23.7 75% 0.0 0.2 0.3 0.0

Suroccidente (VLL) S/Marcos 220 31.50 SMC 220 B1 San Marcos 220 B1 20.7 21.0 22.2 22.9 22.3 23.0 23.0 23.5 23.0 23.5 75% 1.9 0.1 0.5 0.0

Suroccidente (CQR) Esmeralda 220 31.50 ESM 220 B1S1 Esmeralda 220 B1S1 21.4 19.4 22.6 21.4 22.7 21.5 22.6 21.4 22.6 21.4 72% 1.2 0.1 -0.1 0.0

Antioquia Ancón Sur 220 40.00 ASU 220 B1 Ancon ISA 220 B1 21.3 19.5 27.0 25.6 27.5 26.0 26.3 23.8 26.3 23.8 69% 5.7 0.5 -1.2 0.0

Caribe (BOL) Bolívar 220 40.00 BOL 220 B1 Bolivar 220 B1 16.9 18.6 17.7 20.5 17.9 20.7 23.3 26.8 23.3 26.8 67% 1.9 0.2 6.1 0.0

Antioquia Jaguas 220 31.50 Jaguas 220 Jaguas 220 20.4 18.7 20.8 18.9 20.9 19.0 21.1 19.1 21.1 19.1 67% 0.4 0.1 0.2 0.0

Antioquia (SCA) La Sierra 220 31.50 LSI 220 B1 La Sierra 220 B1 20.8 20.1 20.8 20.1 20.9 20.2 21.0 20.2 21.0 20.2 67% 0.0 0.1 0.1 0.0

Antioquia (SCA) Purnio 220 31.50 PUR 220 B1 Purnio 220 B1 20.4 16.2 20.5 16.2 20.6 16.2 20.6 16.2 20.6 16.2 65% 0.1 0.1 0.0 0.0

Antioquia Medellín 220 40.00 Medellin 220 Medellin 220 25.5 25.4 26.1 25.9 23.8 23.3 23.8 23.3 65% 0.6 -2.3 0.0

Caribe (ATL) Caracolí 220 40.00 Caracoli 220 Caracoli_B1_220 22.7 20.7 24.2 23.0 24.4 23.1 25.9 24.5 25.9 24.5 65% 1.5 0.2 1.5 0.0

Nordeste Comuneros 220 20.00 COM 220 B1 Comuneros 220 B1 11.8 11.4 12.0 11.5 12.1 11.9 12.7 12.7 12.7 12.7 64% 0.2 0.1 0.6 0.0

Suroccidente (CQR) Virginia 220 31.50 VIR 220 B1 Virginia 220 B1 17.6 17.5 19.0 19.3 19.2 19.4 19.7 19.9 19.7 19.9 63% 1.7 0.1 0.5 0.0

Nordeste Ocaña 220 20.00 OCA 220 B1 Ocaña 220 B1 7.7 8.4 8.3 9.0 8.3 9.0 11.2 12.4 11.2 12.4 62% 0.6 0.0 3.4 0.0

Centro Reforma 220 20.00 REF 220 B1 Reforma 220 B1 11.5 11.0 11.5 11.0 11.5 11.0 11.4 10.9 11.4 10.9 58% 0.0 0.0 -0.1 0.0

Caribe (CoSu) Chinú 500 31.50 CHN 500 B1 CHN 500 B1 9.5 10.1 13.4 13.6 14.5 14.4 16.4 15.7 16.4 15.7 52% 3.5 0.9 1.9 0.0

Antioquia (SCA) San Carlos 500 40.00 SCA 500 B1 San Carlos 500 B1 17.5 16.8 18.6 17.5 19.3 18.0 20.1 18.5 20.1 18.5 50% 1.1 0.7 0.8 0.0

Suroccidente (CQR) S/Felipe 220 31.50 San Felipe 220 San Felipe 220 15.6 12.3 15.7 12.4 15.7 12.4 15.7 12.4 15.7 12.4 50% 0.1 0.0 0.0 0.0

Caribe (CoSu) Cerromatoso 220 20.00 Cerromatoso 220 Cerromatoso 220 8.6 3.9 9.3 4.0 9.5 4.0 9.8 4.0 9.8 4.0 49% 0.7 0.2 0.3 0.0

Antioquia (SCA) Porce III 500 40.00 PO3 500 B1 PORCIII 500 B1 11.5 11.2 16.7 15.6 18.6 17.2 19.1 17.2 19.1 17.2 48% 5.2 1.9 0.5 0.0

Suroccidente (CQR) Enea 220 31.50 Enea 220 Enea 220 14.2 11.6 14.7 12.7 14.8 12.7 14.7 12.6 14.7 12.6 47% 0.5 0.1 -0.1 0.0

Suroccidente (THC) Mirolindo 220 20.00 Mirolindo 220 Mirolindo 220 8.9 7.9 8.9 7.9 9.0 8.0 9.1 8.0 9.1 8.0 46% 0.0 0.1 0.1 0.0

Suroccidente (CQR) Hermosa 220 31.50 Hermosa 220 Hermosa 220 10.4 8.7 14.3 12.5 14.3 12.5 14.1 12.6 14.1 12.6 45% 3.9 0.0 -0.2 0.0

Antioquia (SCA) Primavera 500 40.00 PMV 500 B1 Primavera 500 B1 16.4 13.7 16.8 13.9 17.4 14.2 18.1 14.6 18.1 14.6 45% 0.4 0.6 0.7 0.0

Caribe (GCM) Cuestecitas 220 31.00 CUE 220 IB1Cuestecita ISA 220 B1 4.7 6.2 4.8 6.3 7.8 10.0 11.3 13.7 11.3 13.7 44% 0.1 3.7 3.7 0.0

Suroccidente (CQR) La Miel 220 40.00 MIE 220 B1 La Miel 220 B1 17.5 17.2 17.6 17.2 17.6 17.2 17.6 17.2 17.6 17.2 44% 0.1 0.0 0.0 0.0

Nordeste Guatiguará 220 40.00 GUA 220 B1 Guatiguara 220 B1 16.0 14.4 16.4 14.6 16.5 14.6 17.1 15.1 17.1 15.1 43% 0.4 0.1 0.6 0.0

Suroccidente (THC) Betania 220 40.00 BET 220 B1S1 Betania 220 B1S1 14.5 16.5 14.9 16.8 15.0 16.9 15.2 17.1 15.2 17.1 43% 0.3 0.1 0.2 0.0

Caribe (BOL) Bosque 220 40.00 BOS 220 B1 Bosque 220 B1 12.2 13.7 12.7 14.9 12.7 15.0 14.6 16.7 14.6 16.7 42% 1.2 0.1 1.7 0.0

Nordeste S/Mateo 220 20.00 SMateo 220 B1 San Mateo 220 B1 7.3 8.0 7.4 8.0 7.4 8.1 7.7 8.3 7.7 8.3 42% 0.0 0.1 0.2 0.0

Nordeste Sogamoso 500 40.00 SOG 500 B1 Sogamoso 500 B1 12.1 10.9 14.8 13.0 15.1 13.2 16.3 14.7 16.3 14.7 41% 2.7 0.3 1.2 0.0

Antioquia (SCA) Antioquia 500 63.00 Antioquia 500 Antioquia 500 14.4 11.9 18.9 19.4 23.2 25.3 23.2 25.3 40% 5.0 5.9 0.0

Suroccidente (CQR) Virginia 500 40.00 VIR 500 B1 Virginia 500 B1 7.8 6.6 11.9 9.9 12.2 10.1 15.4 12.4 15.4 12.4 39% 4.1 0.3 3.2 0.0

Centro Bacatá 500 40.00 BAC 500 B1 Bacata 500 B1 12.5 12.2 12.5 12.2 12.6 12.3 14.1 13.3 14.1 13.3 35% 0.0 0.1 1.5 0.0

Caribe (CoSu) Urrá 220 25.00 URA 220 B1 Urra 220 B1 7.4 8.2 7.6 8.4 7.7 8.4 8.0 8.7 8.0 8.7 35% 0.2 0.0 0.3 0.0

Caribe (ATL) Sabanalarga 500 40.00 SAB 500 B1 Sabana 500 B1 9.6 9.7 10.7 10.5 11.0 10.7 13.9 13.4 13.9 13.4 35% 1.0 0.3 2.9 0.0

Nordeste Sochagota 220 40.00 SCH 220 B1 Sochagota 220 B1 12.5 12.5 13.0 13.3 13.0 13.3 13.7 13.8 13.7 13.8 35% 0.8 0.0 0.5 0.0

Caribe (GCM) Copey 500 40.00 Copey 500 Copey 500 B1 5.2 5.2 8.0 7.7 8.9 8.6 12.6 11.2 12.6 11.2 32% 2.8 0.9 3.7 0.0

Suroccidente (THC) S/Bernardino 220 31.50 S Bernardino 220 S Bernardino 220 8.9 7.1 9.4 7.3 9.4 7.3 9.6 7.4 9.6 7.4 30% 0.5 0.0 0.2 0.0

Caribe (CoSu) Chinú 220 40.00 Chinu 220 Chinu 220 7.0 8.6 7.7 9.3 7.9 9.5 11.1 12.0 11.1 12.0 30% 0.7 0.2 2.5 0.0

Caribe (BOL) Bolívar 500 40.00 Bolivar 500 Bolivar 500 4.8 4.7 5.6 5.3 5.7 5.4 11.6 11.0 11.6 11.0 29% 0.8 0.1 5.9 0.0

Suroccidente (CNP) Jamondino 220 31.50 Jamondino 220 Jamondino 220 6.6 6.3 7.2 7.0 7.2 7.0 8.1 7.8 8.1 7.8 26% 0.6 0.0 0.9 0.0

Suroccidente (VLL) Páez 220 31.50 Paez 220 Paez 220 B1 7.5 6.1 7.9 6.4 7.9 6.4 8.1 6.5 8.1 6.5 26% 0.4 0.0 0.2 0.0

Suroccidente (VLL) S/Marcos 500 40.00 SMC 500 B1 San Marcos 500 B1 5.8 5.2 9.3 8.5 9.4 8.6 10.1 9.0 10.1 9.0 25% 3.5 0.1 0.7 0.0

Caribe (CoSu) Urabá 220 20.00 Uraba 220 Uraba 220 4.1 4.6 4.1 4.6 4.2 4.7 4.6 5.0 4.6 5.0 25% 0.0 0.1 0.3 0.0

Nordeste Ocaña 500 40.00 Ocaña 500 Ocaña 500 6.3 5.3 7.1 5.8 7.2 5.9 8.4 7.4 8.4 7.4 21% 0.8 0.1 1.2 0.0

Antioquia Medellín 500 63.00 Medelllin 500 Medelllin 500 11.5 9.9 12.2 10.5 13.2 11.0 13.2 11.0 21% 0.7 1.0 0.0

Caribe (GCM) Termocol 220 40.00 TCO 220 B1 Termocol 220 B1 6.2 5.9 6.3 5.9 6.6 6.1 7.4 7.2 7.4 7.2 19% 0.1 0.3 0.8 0.0

Caribe (CoSu) Montería 220 40.00 Monteria 220 Monteria_B1_220 4.3 5.4 4.5 5.6 4.5 5.7 5.8 6.9 5.8 6.9 17% 0.2 0.1 1.2 0.0

Nordeste Banadía 220 12.50 Banadia 220 Banadia 220 1.4 1.5 1.4 1.5 1.4 1.5 1.4 1.5 1.4 1.5 12% 0.0 0.0 0.0 0.0

Nordeste Toledo 220 31.50 Toledo 220 Toledo 220 2.8 2.5 2.8 2.5 2.8 2.5 2.8 2.5 2.8 2.5 9% 0.0 0.0 0.0 0.0

Nordeste C/Limón 220 12.50 C Limon 220 C Limon 220 0.9 1.1 0.9 1.1 0.9 1.1 1.0 1.1 1.0 1.1 9% 0.0 0.0 0.0 0.0

Nordeste Samoré 220 31.50 Samore 220 Samore 220 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 6% 0.0 0.0 0.0 0.0

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 CONCLUSIONES


8 CONCLUSIONES

De los análisis de oportunidad de conexión de generación se concluye que:

En Caribe, Copey 500 kV es la única subestación sin limitaciones de OCG en todo el horizonte de análisis. En todas las demás, los dos primeros años, la OCG está limitada por la misma causa que actualmente obliga atrapamiento de generación en Atlántico y Bolívar, esto es, la sobrecarga que se ocasiona en la línea Fundación – Copey 220 kV, ante contingencia en el transformador Bolívar 500/220 kV o la línea Bolívar – Copey 500 kV. De resolverse estas situaciones, la OCG en todas las subestaciones del área se incrementaría notablemente.

El ingreso del proyecto Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV (2019), hace que aparezca OCG en Córdoba-Sucre, y el segundo circuito Copey – Fundación 220 kV (2020), en las demás subáreas del Caribe. Pero el ingreso de generación eólica en Cuestecitas, sumado a la importación desde Venezuela, el riesgo de contingencia en Copey – Cuestecitas 500 kV restringe la OCG en toda el área.

En Antioquia, la OCG está limitada en todo el horizonte de análisis por la sobrecarga que se ocasiona en la transformación de San Carlos 500/220 kV, ante contingencia en uno de ellos. De resolverse esta situación, la OCG en todas las subestaciones del área se incrementaría notablemente.

El ingreso del nuevo punto de conexión Medellín 500/220 kV (2019), en conjunto con el ingreso de nueva generación en el área, hace que se mantengan atrapamientos de generación en el área ocasionados por la capacidad de transformación en San Carlos y Medellín.

En Nordeste, sólo las subestaciones a 500 kV, y Primavera 220 kV, carecen de limitaciones de OCG en todo el horizonte de análisis. En las demás subestaciones a 220 kV, la OCG está limitada por la contingencia en un transformador Sogamoso 500/220 kV, que sobrecarga el paralelo. Esta situación se conserva aún con el ingreso de las líneas Norte – Sogamoso 500 kV (2018) y Porce III – Sogamoso 500 kV (2019). De resolverse esta situación, la OCG en todas las subestaciones del área se incrementaría notablemente.

A partir del ingreso del tercer transformador Sogamoso 500/220 kV, se dispone de OCG en todo el área.

En Centro, no se encuentran limitaciones de OCG, excepto en el primer año de análisis, en el cual está limitada por la sobrecarga que se ocasiona en la línea Guaca - Mesa 220 kV, ante contingencia en la línea paralela, situación que se resuelve con el ingreso de la línea Norte – Nueva Esperanza 500 kV (2018).

En Suroccidente, no se encuentran limitaciones de OCG, excepto en Reforma 220 kV, la cual está limitada por la contingencia en la línea Guaca – Mesa 220 kV, que sobrecarga el circuito paralelo.

De los análisis de oportunidad de conexión de demanda se concluye que:

En Caribe, se requiere generación de seguridad en todo el horizonte de análisis, para no sobrepasar el límite de importación del área, por lo que por cada 100 MW de OCD encontrados, se requiere una unidad mínima equivalente (UME) adicional en el área. No se encuentran limitaciones de OCD en las subestaciones a 500 kV, con excepción de Bolívar. En todas las demás, la OCD está limitada por insuficiente soporte de tensión ante diversas contingencias, dependiendo de la subárea en particular.

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 CONCLUSIONES


El ingreso del proyecto Cerromatoso – Chinú – Copey 500 kV (2019), reduce el requerimiento de UME en el área, y esto hace que la OCD tienda a reducirse en las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM.

El cierre del anillo con la línea Bolívar – Sabanalarga 500 kV (2020) incrementa notablemente la OCD de las subáreas Atlántico, Bolívar y GCM.


En Nordeste, la OCD está limitada por insuficiente soporte de tensión ante diversas contingencias, entre las que se destacan la del transformador Ocaña 500/220 kV y la del corredor Primavera – Sogamoso – Ocaña 500 kV.


En Suroccidente, se requiere generación de seguridad en todo el horizonte de análisis, para no sobrepasar el límite de importación por San Carlos - Virginia 500 kV, por lo que por cada 100 MW de OCD encontrados, se requiere una unidad mínima equivalente (UME) adicional en el área. Las subestaciones Miel y San Felipe 220 kV y Virginia 500 kV, no presentan limitaciones de OCD en todo el horizonte de análisis. En las demás subestaciones la OCD está limitada por diversas situaciones que pueden originar bajas tensiones o sobrecargas en la transformación 500/220 kV de Virginia, San Marcos o Alférez.

De los cálculos de cortocircuito se concluye que:

La subestación Mesa 220 kV puede estar superando su capacidad de cortocircuito a partir del ingreso del proyecto Nueva Esperanza, de modo que previo a cualquier proyecto de conexión a esta subestación, deberá realizarse una repotenciación de esta subestación.

Las subestaciones Torca 220 kV (98%), Cerromatoso 500 kV (86%), San Carlos 220 kV (82%), Chivor 220 kV (81%), y Sogamoso 220 kV (80%), presentan un nivel de cortocircuito superior al 80% de su capacidad de diseño, en el último año de análisis.

Todas las demás subestaciones de ISA presentan un nivel máximo de cortocircuito entre el 6% y el 77% de la capacidad de diseño.

Los mayores incrementos en el nivel de cortocircuito se observan en Ancón Sur 220 kV (5.7 kA), con el ingreso del proyecto Medellín 500/220 kV (2018); Bolívar 220 kV (5.2 kA), con el ingreso de la línea Bolívar – Sabanalarga 500 kV (2020); y Porce III 500 kV (5.2 kA), con la conexión de la red de transmisión del proyecto Ituango (2018).

Los análisis de estabilidad de tensión y cortocircuito realizados, permiten conocer la oportunidad de conexión técnica de una posible nueva generación o demanda en cada subestación. Sin embargo, esta información debe leerse en conjunto con el Formato UPME (Anexo 3), en el cual se entrega información respecto a las posibilidades y dificultades físicas de ampliación existentes en cada subestación de ISA.

ESTUDIO DE OPORTUNIDADES DE CONEXIÓN EN SUBESTACIONES DE ISA 2017-2021 REFERENCIAS


9 REFERENCIAS

[1] Plan de expansión de referencia Generación-Transmisión 2016–2030 Unidad de Planeamiento M inero–Energético (UPME) http://www.upme.gov.co Febrero de 2017

[2] Proyecciones de demanda de energía eléctrica y potencia máxima Unidad de Planeamiento M inero–Energético (UPME) http://www.upme.gov.co

Febrero de 2017

[3] Alcance de los Estudios de Oportunidades de Conexión

Unidad de Planeamiento M inero–Energético (UPME) http://www.upme.gov.co Enero de 2011

[4] Informe Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo (IPOELP) Documento XM CND 075 (http://www.xm.com.co/) Diciembre 2016

[5] Informe Planeamiento Operativo Eléctrico de Largo Plazo (IPOELP) Documento XM CND 075 (http://www.xm.com.co/) Diciembre 2016

[6] Informe Planeamiento Operativo Eléctrico de Mediano Plazo (IPOEMP) Documento XM CND 074 (http://www.xm.com.co/) Diciembre 2016

[7] Resolución CREG 025 de 1995 Código de Redes

[8] Resolución CREG 030 de 1996 Complementa los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión.

[9] Resolución CREG 051 de 1998 Principios y procedimientos para definir la expansión e ingreso regulado por uso del STN.

http://www.upme.gov.co/



http://www.xm.com.co/



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