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CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR
TRANSELECTRIC
CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR
TRANSELECTRIC
PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN
PERÍODO 2013-2022
Marzo - 2012
CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR
TRANSELECTRIC
CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR
TRANSELECTRIC
PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN
PERÍODO 2013-2022
INDICE
1. GLOSARIO DE TÉRMINOS ........................................................................................... 1 2. ANTECEDENTES ............................................................................................................. 2 3. RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................. 2 4. OBJETIVOS ....................................................................................................................... 6 5. INFORMACIÓN UTILIZADA ......................................................................................... 6 6. CRITERIOS Y METODOLOGÍA ................................................................................... 6 7. EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD 8 7.1 Estado Estacionario ......................................................................................................... 8 7.2 Estado Transitorio ......................................................................................................... 10 7.3 Estado Dinámico ............................................................................................................ 11 7.4 Criterios Básicos de Confiabilidad ............................................................................... 12 7.5 Incumplimiento de las normas de calidad .................................................................... 12 8. LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ........................... 12 9. DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ......................... 13 9.1 Componentes del SNT ................................................................................................... 14 9.2 Perfiles de voltaje ........................................................................................................... 17 9.3 Cargabilidad de líneas de transmisión y transformadores de subestaciones del SNT
21 9.4 Restricciones Operativas del SNT................................................................................. 24 10. INFORMACIÓN UTILIZADA ....................................................................................... 30 10.1 Proyección de Demanda y de Generación. ................................................................... 30 10.2 Información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras ................. 32 11. COORDINACIÓN CON EL CENACE .......................................................................... 32 12. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN MARCHA ........................................................... 33 12.1 Financiamiento proveniente del Mandato No. 9 .......................................................... 39 12.2 Financiamiento proveniente del Mandato No. 15 ........................................................ 40 12.2.1 Proyectos Zona Norte ............................................................................................................. 42 12.2.2 Proyectos Zona Nororiental ................................................................................................... 44 12.2.3 Proyectos Zona Noroccidental ............................................................................................... 44 12.2.4 Proyectos Zona Sur ................................................................................................................ 46 12.2.5 Proyectos Zona Suroccidental ................................................................................................ 49 12.2.6 Proyectos Global SNT ............................................................................................................ 50 13. PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO ........................................................................ 51 13.1 Proyectos para la Zona Norte ....................................................................................... 63 13.1.1 Ampliación de la subestación Pomasqui. ............................................................................... 63 13.1.2 Ampliación de la subestación Santa Rosa 138 kV ................................................................. 63 13.1.3 Ampliación de la subestación Totoras 230/138 kV ................................................................ 63 13.1.4 Subestación Tabacundo 230/138 kV ..................................................................................... 64 13.1.5 Subestación Tabacundo ampliación 230/69 kV ..................................................................... 64 13.2 Proyectos para la Zona Nororiental ............................................................................. 65 13.2.1 Sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos, 230 kV....................................... 65 13.2.2 Sistema de transmisión Sucumbíos – Francisco de Orellana, 138 kV. ................................. 66 13.3 Proyectos para la Zona Noroccidental ......................................................................... 66 13.3.1 Ampliación de la subestación San Gregorio de Portoviejo. .................................................. 66 13.3.2 Sistema de transmisión Quevedo – San Gregorio, 230 kV II etapa. ..................................... 66
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13.3.3 Sistema de transmisión San Gregorio – San Juan de Manta, 230 kV. ................................. 67 13.3.4 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino 138 kV ...................................................... 68 13.4 Proyectos para la Zona Sur ........................................................................................... 68 13.4.1 Subestación Yanacocha, ampliación 138/69 kV. ................................................................... 68 13.4.2 Subestación La Troncal, 230/69 kV. ...................................................................................... 69 13.4.3 Sistema de transmisión Milagro – Babahoyo, 138 kV. .......................................................... 69 13.4.4 Sistema de transmisión Milagro – Machala 230 kV, II etapa ............................................... 70 13.4.5 Modernización de Molino ...................................................................................................... 70 13.5 Proyectos para la Zona Suroccidental .......................................................................... 71 13.5.1 Subestación Las Esclusas, ampliación 230/69 kV. ................................................................. 71 13.5.2 Subestación Posorja, ampliación 138/69 kV. ......................................................................... 71 13.5.3 Subestación Nueva Salitral, 230/69 kV. ................................................................................. 71 13.5.4 Sistema de transmisión Pascuales – Las Orquídeas, 230 kV. ............................................... 72 13.5.5 Subestación Durán, 230/69 kV. .............................................................................................. 73 13.5.6 Sistema Daule – Lago de Chongón 230 kV ............................................................................ 74 13.5.7 Sistema Lago de Chongón – Posorja 138 kV ......................................................................... 74 13.5.8 Subestación San Idelfonso, ampliación 230/138 kV .............................................................. 75 13.6 Proyectos Globales del SNT .......................................................................................... 75 13.6.1 Reserva de subestaciones........................................................................................................ 75 13.6.2 Compensación Capacitiva. ..................................................................................................... 76 13.6.3 Sistema de Transmisión Central – Quevedo, 230 kV. .......................................................... 77 13.7 Proyectos requeridos por la Expansión de la Generación ........................................... 78 13.7.1 Sistema de transmisión Esmeraldas - Santo Domingo, 230 kV............................................. 78 13.7.2 Sistema de transmisión Sopladora – Taday - Milagro, 230 kV............................................. 79 13.8 Sistema de Transmisión de 500 kV. .............................................................................. 79 14. PRESUPUESTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS OBRAS ....................................... 84 15. ASPECTOS COMPLEMENTARIOS ............................................................................ 89 16. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 89
LISTADO DE CUADROS
CUADRO No. 1: Subestaciones del SNT – Características Técnicas.
CUADRO No. 2: Líneas de Transmisión del SNT – Características Técnicas.
CUADRO No. 3: Proyección de la Demanda Anual de Potencia (MW).
CUADRO No. 4: Proyección de la Demanda Máxima, Media y Mínima por barras de entrega
(MW).
CUADRO No. 5: Proyectos de Generación.
CUADRO No. 6: Presupuesto de Inversiones 2012-2021.
CUADRO No. 7: Flujo de Caja de Inversiones 2012-2021.
CUADRO No. 8: Requerimientos de Capacitores en el SNT.
CUADRO No. 9: Costos por Bahía. Subestaciones nuevas convencionales.
CUADRO No. 10: Costos por Bahía. Ampliación subestaciones convencionales.
CUADRO No. 11: Costos por Bahía. Subestaciones aisladas en SF6.
CUADRO No. 12: Costos de Transformadores de Potencia.
CUADRO No. 13: Costos de Capacitores.
CUADRO No. 14: Costos de Líneas de Transmisión.
CUADRO No. 15: Costos de Instalaciones de 500 kV.
CUADRO No. 16: Proyección de las Pérdidas de Potencia y Energía en el SNT.
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TRANSELECTRIC
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LISTADO DE GRAFICOS
GRAFICO No. 1: Mapa del Ecuador con el Sistema Nacional de Transmisión a Agosto-2010.
GRAFICO No. 2: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2011.
GRAFICO No. 3: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2012.
GRAFICO No. 4: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2013.
GRAFICO No. 5: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2014.
GRAFICO No. 6: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2015-2016.
GRAFICO No. 7: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2017-2018.
GRAFICO No. 8: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2019-2020.
GRAFICO No. 9: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2011-2020.
LISTADO DE ANEXOS
ANEXO: Resultados de estado estacionario.
1
PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN
PERÍODO 2012-2021
1. GLOSARIO DE TÉRMINOS
CELEC EP Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador.
CENACE Centro Nacional de Control de Energía.
CONELEC Consejo Nacional de Electricidad.
COT Centro de Operación de Transmisión.
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia
EEB Empresa de Energía de Bogotá, de Colombia.
CNEL-Manabí Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión es la
provincia de Manabí.
EMELNORTE Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión son las
provincias de Imbabura y Carchi.
CNEL-El Oro Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión es la
provincia de El Oro.
CNEL-Guayas Los Ríos Empresa Eléctrica Distribuidora Guayas – Los Ríos.
ISA Interconexiones Eléctricas S.A., empresa de transmisión en
Colombia.
MEM Mercado Eléctrico Mayorista en el Ecuador.
PET Plan de Expansión de Transmisión.
REP Red de Energía del Perú, empresa de transmisión en Perú.
SNI Sistema Nacional Interconectado.
SNT Sistema Nacional de Transmisión.
TRANSELECTRIC Unidad de Negocio de CELEC EP
UEG Unidad Eléctrica de Guayaquil
ULTC Por sus siglas en inglés, cambiador de tomas bajo carga.
UPME Unidad de Planeamiento Minero y Energético de Colombia.
2
2. ANTECEDENTES
El Art. 33 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Obligaciones del Transmisor,
establece: “El transmisor tendrá la obligación de expandir el sistema en base a planes
preparados por él y aprobados por el CONELEC”.
El Art. 62 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico señala: “La expansión del sistema
de transmisión para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable y para
corresponder al Plan Maestro de Electrificación, será planificada obligatoriamente por el
transmisor y aprobada por el CONELEC”.
3. RESUMEN EJECUTIVO
En el Ecuador, la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, a través de la Unidad de
Negocio TRANSELECTRIC, realiza la expansión del Sistema Nacional de Transmisión,
para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable, en base a estudios técnico –
económicos, que son aprobados por el CONELEC, los mismos que establecen el plan de
equipamiento, Plan de Expansión de Transmisión, requerido por el Sistema Nacional de
Transmisión (SNT) para los próximos diez años, de tal manera de garantizar la operación
de la red eléctrica dentro de los límites exigidos por la normativa en vigencia, garantizando
el suministro de energía eléctrica a la demanda, empresas distribuidoras y grandes
consumidores, y la incorporación de nuevos proyectos de generación al Sistema Nacional
Interconectado (SNI).
La elaboración del Plan de Expansión de Transmisión, requiere información del Sistema
Nacional Interconectado, la misma que es proporcionada por el CONELEC, las empresas
distribuidoras y CENACE, como:
- Proyección decenal de la demanda anual no coincidente de potencia y energía.
- Exigencias regulatorias referentes a calidad, seguridad y confiabilidad.
- Plan de Expansión de Generación.
- Plan de Expansión de cada una de las Empresas Distribuidoras.
- Estadística de operación del SNI, disponible en el CENACE y en el Centro de Operaciones de Transmisión – COT.
La formulación del Plan de Expansión de Transmisión, considera el análisis de diferentes
alternativas de equipamiento, que sean técnicamente realizables y económicamente
viables, mediante la ejecución de estudios eléctricos en condiciones de demanda máxima,
media y mínima, para los escenarios de alta y baja hidrología del SNI y la evaluación
económica de las alternativas, considerando costos de inversión, operación,
mantenimiento, restricciones, energía no suministrada, pérdidas de potencia y energía, con
una tasa de descuento referencial del 12% definida por SENPLADES y una vida útil de 30
años para subestaciones y 45 años para líneas de transmisión; la alternativa incluida en el
Plan de Expansión es aquella que cumpla los criterios de las regulaciones vigentes, y que
adicionalmente represente mínimo costo de inversión; una vez definido el plan de
equipamiento para los 10 años de análisis éste es remitido al CONELEC para su revisión y
aprobación, posterior de lo cual, constituye de aplicación obligatoria.
3
El Plan de Expansión considera además la implementación de obras que permitan levantar
restricciones operativas SNT, las mismas que se identifican analizando los registros post –
operativos del sistema y en base a lo cual se realiza un Diagnóstico del Sistema Nacional
de Transmisión, para ello se diferencia el sistema en cinco zonas operativas: Norte,
Nororiental, Noroccidental, Sur y Suroccidental; esto con la finalidad de identificar los
requerimientos de cada una de las zonas, en función de su propia demanda y generación
actual y futura.
Actualmente, el resultado del diagnóstico del SNT refleja un sistema que atraviesa por una
situación crítica, ya que, bajo ciertas condiciones operativas y en determinadas zonas, éste
opera al límite de los criterios de economía, seguridad, calidad y confiabilidad establecidos
en la normativa, tal es el caso, de la existencia de barras con perfiles de voltaje al mínimo y
cargabilidad de líneas y transformadores superior al 80%; las instalaciones con estas
principales restricciones se resumen a continuación:
Barras con perfiles de voltaje inferiores al mínimo:
En condiciones normales:
- Zona Sur: Subestación Loja
- Zona Nororiental: Subestación Francisco de Orellana
En caso de indisponibilidad de generación:
- Subestación Loja, debido a la indisponibilidad de la Central Catamayo de la Empresa Eléctrica Regional Sur.
- Subestación Machala, debido a la indisponibilidad de la central Termogas Machala.
- Subestación Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de varias unidades de generación de CNEL Sucumbíos.
- Subestaciones Pascuales y Trinitaria, debido a la indisponibilidad de generación termoeléctrica de la zona de Guayaquil en condiciones de lata hidrología de la cuenca
Mazar-Paute.
Instalaciones con cargabilidad superior al 80%:
Líneas de Transmisión: en condiciones de alta y baja hidrología de la cadena Mazar-Paute
y Agoyán- San Francisco:
- Líneas de transmisión Ambato – Pucará y Pucará – Mulaló de 138 kV, simple circuito, en los casos en que no se cuenta con la operación de la central hidroeléctrica Pucará.
- Línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, doble circuito, en condiciones de despacho con una elevada generación en las zonas de Salitral y Trinitaria (periodo de
estiaje de cadena Mazar- Paute) que incluye: 2 unidades a vapor de la central Gonzalo
Zevallos, centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y U2 de central
Electroquil, centrales Trinitaria y Victoria II.
Transformadores: los autotransformadores con una cargabilidad superior al 80%, debido al
crecimiento de la demanda en sus áreas de influencia son:
- Subestación Babahoyo 138/69 kV, 67 MVA.
4
- Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA.
- Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA.
- Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA.
- Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA.
- Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA.
- Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada en la zona de Manta.
- Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.
Los autotransformadores 230/138 kV que superan niveles de carga superiores al 80 % de
su capacidad nominal son: Pomasqui de 300 MVA debido al crecimiento de la demanda de
la zona norte; Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponbibilidad de la central
térmica Esmeraldas; y, Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad de la central
Pucará.
Como parte del diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, se identifica las
instalaciones que conforman el sistema, al momento:
Líneas de transmisión, a nivel de 230 kV, instaladas 1.285 km en doble circuito y 556
km simple circuito; gran parte de ellas, formando un anillo entre las subestaciones
Molino, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa
(Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vinculando así el principal centro de
generación del país, la central hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de
consumo Guayaquil y Quito. A nivel de 138 kV existen 625 km de líneas doble circuito
y 1.093 km simple circuito, las que se conectan de manera radial partiendo desde el
anillo de 230 kV.
Como parte de las instalaciones en operación del SNT, existen líneas de interconexión
internacionales a nivel de 230 kV, con Colombia dos líneas de transmisión doble
circuito, con una longitud de 212 km cada una, las mismas que enlazan las
subestaciones de Pomasqui en el lado ecuatoriano y Jamondino en el lado colombiano;
con Perú una línea de transmisión de 107 km de longitud que conecta a las
subestaciones Machala por el lado ecuatoriano y Zorritos por el lado peruano.
En cuanto a la capacidad de transmisión instalada, se cuenta con 39 subestaciones,
distribuidas de la siguiente manera: 15 con una relación de transformación 230/138/69
kV, 20 a 138/69 kV, 1 subestación de seccionamiento a 230 kV, 1 subestación de
seccionamiento a 138 kV; y 2 subestaciones móviles, una 138/69 kV y otra 69/13.8 kV.
Además se cuenta con equipos de compensación capacitiva instalados en varias
subestaciones del SNT, por un total de 306 MVAR; mientras que la compensación
inductiva instalada es de 100 MVAR.
De las obras descritas en el Plan de Expansión de Transmisión, se han diferenciado las que
CELEC EP – TRANSELECTRIC se encuentra ejecutando, que para su culminación se
requiere la asignación de los recursos económicos provenientes de la aplicación de los
Mandatos Constituyentes No. 9 y 15, de aquellas que corresponden a los proyectos que
están en etapa de planificación y cuya necesidad se basa en los resultados de los estudios
eléctricos realizados y que se detallan en el correspondiente plan de equipamiento del
Sistema Nacional de Transmisión para el período 2013-2022.
5
El presente Plan de Expansión, determina la necesidad de ejecutar varios proyectos de
transmisión, incluyendo aquellos que se encuentran en etapa de construcción, con la
implementación de 2.065 km de líneas de transmisión de simple y doble circuito, la
instalación de 7.645 MVA de transformación y la incorporación de 390 MVAr de
compensación capacitiva; para la entrada en operación de los proyectos es indispensable
que CELEC EP - TRANSELECTRIC disponga oportunamente de los recursos económicos
requeridos para la ejecución de las obras, conforme el presupuesto señalado en el Cuadro
No. 6.
Uno de los proyectos de transmisión más relevante, que entrará en operación en el país, es
el Sistema de Transmisión a 500 kV, el mismo que surge de la necesidad de integrar al SNI
la producción de grandes proyectos de generación hidroeléctrica, especialmente de Coca
Codo Sinclair de 1500 MW de capacidad, previsto para el año 2016 y Sopladora de 487
MW para el año 2015; con lo cual se desplazaría la utilización de generación térmica,
principalmente la existente en la ciudad de Guayaquil.
Para evacuar esas altas potencias hacia el SNI, se requiere contar con un sistema de
transmisión de gran capacidad, por lo que, conforme los estudios y análisis realizados, se
estableció como la mejor alternativa, para evacuar la generación de los proyectos Coca
Codo Sinclair hacia el SNI, la implementación de un sistema de transmisión de 500 kV,
que además de unir los principales centros de carga de Quito (S/E El Inga) y Guayaquil
(S/E Daule), permita la implementación de sistemas radiales de 500 kV desde el sector de
El Inga hacia Coca Codo Sinclair. Para la ubicación de la subestación a la cual se conectará
la central Sopladora se consideró la necesidad de contar con un sitio estratégico que tome
en cuenta la futura conexión del proyecto de generación Cardenillo, determinándose así
que el lugar idóneo para la construcción de la subestación es en el sector de Taday.
Es importante señalar que debido a la falta de experiencia, que se tiene en el país, respecto
al diseño, construcción y operación de instalaciones a nivel de 500 kV, CELEC EP -
TRANSELECTRIC con el aporte del BID, a través de una cooperación técnica no
reembolsable, contrató la consultoría de la firma Consorcio CESI-EFFICACITAS, cuyo
objetivo fue definir la configuración del sistema de transmisión de Extra Alta Tensión del
Ecuador, que se adapte de mejor manera a las necesidades energéticas de mediano y largo
plazo del país.
Finalmente, se presenta el presupuesto requerido para la ejecución del Plan de Expansión
de Transmisión, para el período 2012-2021, por un monto de 838.24 millones de dólares,
de los cuales 30.51 millones de dólares serán financiados con recursos del Fondo de
Solidaridad conforme el Mandato No.9; mientras que los restantes 519.59 millones de
dólares con recursos del estado ecuatoriano conforme lo establecido en el Mandato No.15,
en cuyo monto se incluyen 288.14 millones de dólares que corresponden al presupuesto del
sistema de transmisión de 500 kV asociado a los proyectos de generación Coca Codo
Sinclair.
6
4. OBJETIVOS
El objetivo del presente documento es establecer el plan de equipamiento de obras
requerido por el Sistema Nacional de Transmisión para los próximos diez años, por lo que
el período de planeamiento es 2013-2022. El plan de obras propuesto considera el
equipamiento necesario para permitir la operación de la red de transmisión en función de
las exigencias establecidas en las regulaciones vigentes, a fin de garantizar el suministro de
energía eléctrica a los centros de distribución, permitir la incorporación de los proyectos de
generación al Sistema Nacional Interconectado.
5. INFORMACIÓN UTILIZADA
La información básica que se utiliza para la elaboración del Plan de Expansión de
Transmisión proviene de:
Información disponible en el CONELEC:
- Proyección decenal de la demanda anual no coincidente de potencia y energía;
- Bandas de variación para los distintos niveles de voltaje de las barras del SNT.
- Límites para el factor de potencia que deben presentar las Distribuidoras en los puntos de entrega;
- Plan de Expansión de Generación (fechas de ingreso en operación, capacidad, energía media anual y factor de planta de cada proyecto).
Información proporcionada por las Distribuidoras relacionada con los planes de expansión.
Regulaciones vigentes del sector eléctrico ecuatoriano.
Información estadística de operación disponible en el CENACE y Centro de Operaciones de Transmisión – COT.
Información sobre los proyectos de expansión del SNT que se encuentran en
construcción y aquellos proyectos que prevén iniciar su ejecución en el corto plazo.
Costos de inversión de suministros y construcción de los proyectos ejecutados por CELEC EP – TRANSELECTRIC, actualizados con los últimos procesos de
contratación.
6. CRITERIOS Y METODOLOGÍA
El Plan de Expansión del SNT tiene como finalidad determinar la red de transmisión que
se debe implementar, para atender los requerimientos del crecimiento de la demanda y
permitir la incorporación de los proyectos de generación al S.N.I., para un período de diez
años, cumpliendo con los criterios de calidad, seguridad, confiabilidad y economía, para el
7
servicio de transporte de energía eléctrica hacia los diferentes centros de distribución del
sistema eléctrico ecuatoriano.
La formulación del Plan de Expansión de Transmisión, se la realiza luego del análisis de
diferentes alternativas de equipamiento que sean técnicamente realizables y
económicamente viables, para cada uno de los años del período de planificación, mediante
la ejecución de estudios eléctricos para condiciones de demanda máxima, media y mínima,
para los escenarios de alta y baja hidrología del S.N.I.
Para el planteamiento de las alternativas de expansión del SNT, se consideran los
siguientes criterios:
Los despachos de generación se formulan en función de los resultados de las
simulaciones energéticas del S.N.I entregadas por el CONELEC y de los costos
variables de producción de cada una de las unidades de generación del sistema,
publicados por el CENACE.
Los análisis eléctricos se realizan considerando la demanda máxima no coincidente del
sistema, la misma que es desagregada para los puntos de entrega del S.N.I de acuerdo
con las estadísticas de operación disponibles.
La ampliación de la capacidad de transformación de una subestación, se considera una
vez que se alcanza la capacidad FA (Primera etapa de enfriamiento / 80% de la
capacidad máxima).
En caso de una nueva subestación, a la fecha de entrada en operación, el equipo de
transformación se trata que inicie con un nivel de carga del orden del 40% de su
capacidad máxima.
Para el caso de líneas de transmisión, en condiciones normales de operación, no se
debe superar el 100% de su capacidad de transporte.
Cumplimiento de la normativa vigente, principalmente lo indicado en las regulaciones:
“Procedimientos de Despacho y Operación (No 006/00)”’, “Transacciones de Potencia
Reactiva en el MEM (No 004/02)” y “Calidad del Transporte de Potencia y del
Servicio de Conexión en el S.N.I (No 003/08)”, mediante las cuales se establecen los
parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad que deben ser observados por el
Transmisor y los demás agentes del MEM.
Las alternativas son analizadas mediante criterios económicos (considerando los costos de
inversión, operación, mantenimiento, restricciones, energía no suministrada y, pérdidas de
potencia y energía), con una tasa de descuento referencial del 12% definida por
SENPLADES y una vida útil de 30 años para subestaciones y de 45 años para líneas de
transmisión.
Para la valoración de la energía no suministrada, se considera un costo de 1,533
US$/MWh, de acuerdo con lo establecido por el CONELEC, durante el proceso de
evaluación económica de algunos proyectos de expansión del SNT que se prevén serán
financiados por el BID.
8
La alternativa de expansión seleccionada es aquella que técnicamente cumpla con los
criterios antes indicados y las regulaciones vigentes, y que adicionalmente sea la de
mínimo costo.
El Plan de Expansión de Transmisión es remitido al CONELEC para su revisión y
aprobación, posterior de lo cual será de aplicación obligatoria.
La determinación del plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisión, toma
como base los proyectos de expansión que se encuentran en construcción y aquellos
proyectos que se prevén iniciar su ejecución en el año 2011.
7. EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD Y
CONFIABILIDAD
Los estudios eléctricos y análisis de alternativas, que permiten establecer el plan de obras
del SNT, consideran las exigencias establecidas en la normativa vigente, principalmente lo
indicado en las regulaciones: ‘Procedimientos de Despacho y Operación (No 006/00)’,
‘Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM (No 004/02)’ y ‘Calidad del Transporte
de Potencia y del Servicio de Conexión en el SNI (No 003/08)'.
En estas regulaciones se establecen los parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad
que deben ser observados por el Transmisor y los demás agentes del MEM. Los aspectos
relevantes son los siguientes:
7.1 Estado Estacionario
Voltaje.- Es responsabilidad del Transmisor (numeral 2.2 de la Reg. No. 004/02):
Declarar al CENACE los equipos para control de voltaje y suministro de potencia reactiva que pone a disposición del MEM.
Mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones, con variaciones
no mayores a los límites establecidos por el CONELEC sobre la base de los estudios
presentados por el CENACE. Los estudios lo efectuarán conjuntamente el CENACE y
el Transmisor tomando como referencia el Plan de Expansión del Transmisor y el
Plan de Operación del MEM. Como uno de los resultados de dichos estudios, se
obtendrá el listado de nodos del S. N. I. y períodos donde no se pueda cumplir con el
control de voltaje y potencia reactiva.
Ubicar los “taps” de los transformadores de reducción en la posición que lo solicite el CENACE, con la finalidad de aprovechar al máximo la producción de potencia
reactiva.
Corregir o levantar las restricciones en los nodos en donde no se pueda cumplir con el control de voltaje dentro de los plazos establecidos en los estudios.
9
El cambio de tensión al conectar o desconectar bancos de condensadores o reactores,
deberá ser inferior al 5 % de la tensión nominal de la barra donde se ubica la
compensación.
La tensión máxima permitida en el extremo abierto de las líneas (Efecto Ferranti) será de
1.15 pu.
Generación de Potencia Reactiva.-
De acuerdo con el Artículo 28 del Reglamento para el funcionamiento del MEM “Todos
los agentes del M.E.M. son responsables por el control del flujo de potencia reactiva en
sus puntos de intercambio con el M.E.M. en función de las regulaciones que emita el
CONELEC sobre la materia”.
Según la Regulación No. CONELEC 005/00, es responsabilidad de los generadores
“Entregar reactivos hasta el 95 % del límite de potencia reactiva (inductiva o capacitiva),
en cualquier punto de operación que esté dentro de las características técnicas de las
máquinas, de acuerdo a lo solicitado por el CENACE”.
Los Distribuidores y Grandes Consumidores entre otros aspectos son responsables de:
“Comprometer en cada uno de los nodos (barras) de interconexión con el transportista u otros agentes del M.E.M., un factor de potencia, que será determinado
por el CONELEC sobre la base de un estudio conjunto CENACE-Distribuidor y
tomando como referencia el Plan de Expansión presentado como respaldo al cálculo
del VAD. Los valores límites del factor de potencia serán calculados para demanda:
mínima, media y máxima. El factor de potencia se lo determinará sin tomar en cuenta
el efecto de cualquier generación insertada en la red del Distribuidor”.
“El CENACE deberá presentar al CONELEC, el estudio conjunto con los agentes del
MEM, a efectos de fijar los niveles de voltaje en cada barra del SNT y los valores del
factor de potencia que deben presentar los Distribuidores y Grandes Consumidores en
sus puntos de conexión con el Transmisor o Distribuidor, según corresponda.
El estudio deberá ser actualizado por el CENACE por lo menos una vez al año o cuando se produzcan cambios importantes en la topología del sistema o por la
incorporación de nuevas unidades de generación al mercado.
El CONELEC mediante Oficio No. DE-08-0557 del 26 de marzo de 2008 remitió la
información correspondiente a los niveles de voltaje que debe mantener el transmisor y el
factor de potencia que deben presentar las Empresas Eléctricas Distribuidoras. El
CONELEC establece:
1. Niveles de Voltaje:
El transmisor deberá mantener los niveles de voltaje en las barras de 230 kV dentro de la
banda de +7% / -5% del voltaje nominal; en las barras de 138 kV dentro de la banda de
+5% / -7% del voltaje nominal; y, para el caso de barras de 69, 46 y 34.5 kV, el
transmisor deberá mantener los niveles de voltaje dentro de la banda de +3% / -3% del
voltaje nominal.
10
Corresponderá al CENACE, en conjunto con el transmisor, realizar la actualización del
presente estudio, de acuerdo a los criterios establecidos en la Regulación antes indicada, y
adicionalmente, deberá comunicar los resultados al CONELEC.
2. Factor de Potencia en puntos de entrega:
Los Distribuidores y Grandes Consumidores, conectados directamente al Sistema
Nacional de Transmisión, deben comprometer, en cada uno de sus puntos de conexión, un
factor de potencia dentro de los siguientes límites:
0.96 ó superior inductivo para demandas media y punta.
entre 0.96 y 0.99 ó menor inductivo para demanda base.
Para el caso de los grandes consumidores inmersos en la red de distribución y hasta tanto
se completen los estudios por parte de los distribuidores, en conjunto con el CENACE,
señalado en el numeral 2.3 de la Regulación No. CONELEC - 004/02, se adoptarán un
factor de potencia dentro de los siguientes límites:
0.95 ó superior inductivo para demandas media y punta.
1.0 ó menor inductivo para demanda base.
Cargabilidad.-
En condiciones de operación normal, las líneas de transmisión no deberán operarse a más
del 100 % de su capacidad de transporte, conforme su diseño para la operación normal del
sistema.
En el largo y mediano plazo no se permiten sobrecargas permanentes; en el corto y muy
corto plazo se pueden fijar límites de sobrecarga de acuerdo a la duración de la misma, sin
sobrepasar las temperaturas máximas permisibles de los equipos y sin disminuir la vida útil
de los mismos.
Para la ampliación de capacidad de transformación, se utiliza como criterio que: una vez
que se alcance la capacidad FA (80% de la capacidad máxima) se equipa con un nuevo
transformador en paralelo o se reemplaza al existente por uno de mayor capacidad.
En el análisis de estado estacionario se consideran solo simples contingencias en las líneas
de transmisión y en los bancos de transformadores 230/138 kV o 230/69 kV.
7.2 Estado Transitorio
El voltaje máximo transitorio permitido en el sistema durante un rechazo de carga será de
1.3 pu.
11
7.3 Estado Dinámico
El numeral 4.2.3.3 de los Procedimientos de Despacho y Operación expresa:
“El planeamiento de la operación eléctrica se lo ejecutará considerando los siguientes
criterios generales:
El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifásica a tierra en uno de los circuitos
de 230 kV, 138 kV o en uno de los transformadores 230/138 kV con despeje de la falla
por operación normal de la protección principal y con la pérdida definitiva del circuito en falla, es decir no se debe considerar la operación del recierre automático
en la etapa de planificación.
El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifásica a tierra en los dos circuitos a
230 kV o 138 kV, cuando los dos circuitos van instalados en la misma torre, con
despeje de la falla por operación normal de la protección principal y con la pérdida
definitiva de los circuitos en falla, es decir no se debe considerar la operación del
recierre automático de ninguno de los circuitos en la etapa de planificación.
En las barras principales del sistema de transmisión la tensión transitoria no debe estar por debajo de 0.8 pu durante más de 500 ms.
Una vez despejada la falla y eliminado el circuito o los circuitos del sistema, según el caso, la tensión no debe permanecer por debajo de 0.8 pu por más de 700 ms en el
proceso de simulación de estabilidad dinámica.
Durante la etapa de planificación no se permitirán sobrecargas en los
transformadores de potencia 230/138 kV en el nuevo punto de equilibrio que se
alcanzaría después de la simulación de la contingencia.
En la simulación de contingencias se permitirán sobrecargas en líneas de 230 kV o 138 kV hasta el 10 % cuando se alcance el nuevo punto de equilibrio del sistema.
Después de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio, los voltajes en las barras de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 pu.
Durante el proceso oscilatorio y en el nuevo punto de equilibrio la frecuencia del sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 63 Hz para frecuencias inferiores
a 59.5 Hz se debe implementar un esquema de alivio de carga.
El sistema estará diseñado y operado para soportar sin consecuencias graves ante
una simple contingencia (n-1). Se entiende por consecuencia grave si ante la salida de
un generador, transformador o línea de transmisión resultara:
- Inestabilidad del SNI.
- Sobrecarga de líneas y/o transformadores por más de quince (15) minutos.
- Desviaciones de voltaje superiores a 10 %.
12
Para este criterio se permite la separación del sistema en islas eléctricas, la
desconexión de carga o desconexión de generación por disparos de líneas.
7.4 Criterios Básicos de Confiabilidad
Para una operación confiable el SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de
los usuarios ante la contingencia de uno de los circuitos a 230 kV.
El SNI también debe permanecer estable ante la contingencia de los circuitos de una línea
de transmisión que ocupen la misma torre. Para este caso el CENACE podrá implementar
esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia con el objeto de
preservar la estabilidad.
El SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la salida de la
unidad de mayor capacidad que tenga el SNI
7.5 Incumplimiento de las normas de calidad
Las sanciones y compensaciones económicas a los Agentes del MEM por incumplimientos
de las normas de calidad, continuidad y confiabilidad, así como el objeto y destino de las
mismas, se establecerán de acuerdo a lo indicado en el Reglamento de Despacho y
Operación del SNI y el Reglamento de Suministro de Servicio de Electricidad.
El pago de sanciones y compensaciones no exime al Transmisor o Agente, de las
obligaciones de solucionar las causas que las originan.
8. LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
El 2 de julio de 2001 se promulgó el “Reglamento para el Libre Acceso a los Sistemas de
Transmisión y Distribución”.
El artículo 17 del Reglamento mencionado establece: “El usuario es responsable de
solicitar, en forma oportuna al transmisor, las expansiones o adecuaciones del SNT que
sean necesarias para mejorar su vinculación con el MEM, en los términos del presente
reglamento, a fin de que se incorporen, si cumple con los requisitos señalados en la
Sección Tercera del Capítulo II de este reglamento, en el Plan de Expansión preparado
por el transmisor y aprobado por el CONELEC. En caso contrario el solicitante podrá
ejecutar las obras requeridas, a su costo, de acuerdo con el artículo 35 de la Ley de
Régimen del Sector Eléctrico”.
En el Artículo 36, se señala: “Para efectos de considerar o no el requerimiento de
expansión solicitado, dentro del Plan de Expansión del SNT, el agente deberá demostrar
la conveniencia de desarrollar las obras dentro del plazo de cinco (5) años contados desde
la fecha de su solicitud, atendiendo a lo indicado en el artículo inmediato siguiente y
13
presentar los estudios técnicos y económicos que permitan evaluar su conveniencia y
necesidad”.
El Artículo 37, especifica: “En los términos del artículo inmediato anterior, el transmisor,
con la asistencia del CENACE, evaluará la inclusión de las obras solicitadas en el Plan de
Expansión tomando como criterio que el valor presente del total de costos de inversión,
operación y mantenimiento del sistema eléctrico en su conjunto, con todas las
modificaciones que se deriven de la expansión solicitada, resulte inferior o igual al valor
presente del costo total de operación y mantenimiento de dicho sistema sin tal expansión,
incluyendo dentro de los costos de operación mencionados precedentemente el valor de la
energía no suministrada al MEM. La aplicación de este criterio se hará tomando como
costo de inversión, operación y mantenimiento de la expansión el previsto para obras
similares en el Plan de Expansión aprobado”
Cabe indicar que, en ciertos casos, en los estudios eléctricos efectuados para determinar el
equipamiento requerido por el Sistema de Transmisión, se ha utilizado un esquema de
transmisión preliminar asociado a los proyectos de generación futuros y/o a la
incorporación de nuevas cargas en el S.N.I.; sin embargo, los sistemas de transmisión
definitivos serán establecidos en cumplimiento al Reglamento de Libre Acceso al SNT.
9. DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN
Las instalaciones que conforman el Sistema Nacional de Transmisión, atraviesan una
delicada situación, como se puede observar a partir de los análisis eléctricos de estado
estacionario de los registros post-operativos, identificándose restricciones operativas en las
instalaciones del SNT asociadas especialmente con la operación del sistema en demanda
máxima, con consecuencias como: bajos perfiles de voltaje a nivel de 138 kV y 69 kV; y,
cargabilidad superior al 80% en ciertos transformadores, situación que hace que el SNT en
determinadas zonas se encuentre operando al límite de los criterios de seguridad, calidad y
confiabilidad, debido principalmente a la falta de asignación de recursos económicos,
suficientes y oportunos, para la ejecución de las obras de expansión, por parte del
Ministerio de Finanzas, tal como lo establece el Mandato Constituyente No 15.
Dado que el sostenido incremento de la demanda de potencia no solamente implica
desarrollar nuevos proyectos de generación para abastecerla, sino además reforzar el
equipamiento de transmisión, con el objetivo de mejorar las condiciones de suministro de
energía eléctrica a los centros de distribución cumpliendo los criterios de calidad,
seguridad y confiabilidad establecidos en la normativa vigente.
Para presentar el diagnóstico de las instalaciones del SNT se considera una agrupación de
las instalaciones del sistema por zonas operativas, de acuerdo al esquema del Gráfico 6.1.
La descripción del estado del Sistema Nacional de Transmisión, se realiza considerando la topología disponible hasta el mes de diciembre de 2011.
14
Gráfico 1
Zonas Operativas del SNT
9.1 Componentes del SNT
El Sistema Nacional de Transmisión al mes de marzo de 2011 está conformado por los
siguientes componentes:
a. Líneas de Transmisión:
En la Tabla 1, se muestra la longitud total de las líneas de alta tensión instaladas en el
SNT:
Tabla 1
Líneas de transmisión del SNT (km)
Doble Circuito Simple
Circuito
230 kV 1285 556
138 kV 625 1093
Las líneas de transmisión se encuentran dispuestas de la siguiente manera:
Un anillo troncal a 230 kV con líneas de doble circuito que unen las subestaciones de:
Molino, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa
15
(Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vincula el principal centro de generación del
país, la central hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de consumo:
Guayaquil y Quito.
Una línea de 230 kV, doble circuito, entre: Molino, Pascuales y Trinitaria (Guayaquil),
que junto con el anillo principal, permiten evacuar sin restricciones de capacidad, la
generación disponible en la central hidroeléctrica Paute hacia la zona de Guayaquil.
Líneas radiales de 138 kV, que se derivan del anillo troncal de transmisión de 230 kV
y permiten enlazar los centros de generación de energía con los de consumo.
Para atender los requerimientos adicionales de energía de las empresas eléctricas Sur
y Centro-Sur, se dispone de dos líneas de transmisión, Loja – Cumbaratza de 54.1
km y Cuenca – Limón de 60.77 km, cuyo voltaje de diseño es de 138 kV, pero operan
energizadas a nivel de 69 kV integrándose de manera temporal al régimen de
subtransmisión de cada una de las empresas eléctricas, respectivamente.
Líneas de interconexión internacionales, considerando que la seguridad de
abastecimiento de energía eléctrica es fundamental para el desarrollo y la economía
del país, el Ecuador emprendió proyectos de interconexión internacionales con los
países vecinos de Colombia y Perú, así:
En el año 2003, el ingreso en operación de la Interconexión con Colombia, a través de
la construcción de una línea de transmisión de 212 km de longitud a 230 kV, en doble
circuito Pomasqui – Frontera (137.2 km), en lado colombiano Frontera - Jamondino en
Pasto, permitiendo la transferencia de 250 MW.
En el año 2008 se registró el ingreso en operación de una segunda línea de
interconexión de doble circuito, permitiendo una transferencia total de hasta 500 MW.
La oferta de energía colombiana permitió en el mercado eléctrico ecuatoriano la
reducción del precio marginal de la energía, desplazando la operación de generación
térmica poco eficiente y de alto costo.
En el año 2004, ingresó en operación la Interconexión con el Perú, con la construcción
de una línea de transmisión de 107 km de longitud a 230 kV Machala – Frontera
Ecuador-Perú (55 km) y el tramo Frontera - Subestación Zorritos en Perú. Se
instalaron estructuras para doble circuito, realizándose el montaje inicial de un
circuito, lo que permite una transferencia de hasta 100 MW, con una operación radial
de los dos sistemas nacionales.
b. Subestaciones:
En la Tabla 2, se presenta el número de subestaciones pertenecientes al SNT en función de
sus niveles de transformación:
16
Tabla 2
Número de subestaciones del SNT
Nivel de Transformación [kV] No. de
Subestaciones
230/138/69 15
138/69 20
Seccionamiento 230 kV 1
Seccionamiento 138 kV 1
Subestación Móvil 138/69 kV 1
Subestación Móvil 69/13.8 kV 1
Total 39
La configuración predominante en las subestaciones de 230 kV, es la de doble barra
principal, a nivel de 138 kV y 69 kV la de barra principal y transferencia; con
equipamiento, en su mayoría, de tipo convencional y algunas instalaciones con equipo
compacto en SF6.
La capacidad máxima instalada en los transformadores de las subestaciones del SNT es del
orden de los 8.521 MVA, de los cuales 917 MVA corresponden a la capacidad de reserva
de los transformadores monofásicos de las subestaciones del SNT.
c. Compensación capacitiva e inductiva:
Es el equipamiento utilizado para mantener los perfiles de voltaje en las barras del SNT de
acuerdo a las bandas de variación establecidas en la normativa vigente, en las diferentes
condiciones de demanda e hidrológicas del S.N.I, tanto en estado estacionario como en
condiciones de contingencia.
En cuanto a la compensación capacitiva instalada el SNT existe 306 MVAR distribuidos
en las siguientes subestaciones como se indica en la Tabla 3.
Tabla 3
Compensación capacitiva instalada SNT
Subestación Nivel de
Tensión [kV]
No.
Bancos
Capacidad
Unitaria [MVAR]
Capacidad Total
[MVAR]
Santa Rosa 138 3 27 81
Santa Elena 69 1 12 12
Loja 69 1 12 12
Policentro 13.8 2 6 12
Machala 13.8 2 6 12
Milagro 13.8 1 18 18
Tulcán 13.8 1 3 3
Ibarra 13.8 2 6 12
Portoviejo 69 3 12 36
Pascuales 69 2 12 24
Pascuales 138 2 30 60
Esmeraldas 69 2 12 24
Total 22 156 306
17
Mientras que para la compensación inductiva instalada en el SNT existe 100 MVAR
distribuidos en las subestaciones del sistema de acuerdo a lo presentado en la Tabla 4.
Tabla 4
Compensación inductiva instalada en el SNT
Subestación Nivel de
Tensión [kV]
No.
Bancos
Capacidad
Unitaria [MVAR]
Capacidad Total
[MVAR]
Pascuales 13.8 2 10 20
Molino 13.8 2 10 20
Santa Rosa 13.8 2 10 20
Quevedo 13.8 1 10 10
Santo Domingo 13.8 1 10 10
Totoras 13.8 1 10 10
Riobamba 13.8 1 10 10
Total 10 70 100
En el Gráfico 2 se presenta el diagrama geográfico del SNT a diciembre de 2011.
9.2 Perfiles de voltaje
De acuerdo a la Regulación No. CONELEC 004/02 “Transacciones de Potencia Reactiva
en el MEM”, las bandas de variación de voltaje permitidas en las barras del SNT son las
presentadas en la Tabla 5.
Tabla 5
Bandas de variación de voltaje
Barras de 230 kV Barras de 138 kV Puntos de entrega:
69 kV, 46 kV y 34.5 kV
Límite
mínimo
Límite
máximo
Límite
mínimo
Límite
máximo
Límite
mínimo
Límite
máximo
0.95 p.u. 1.07 p.u. 0.93 p.u. 1.05 p.u. 0.97 p.u. 1.03 p.u.
218.5 kV 246.1 kV 128.3 kV 144.9 kV 66.9 kV 71.1 kV
En el Gráfico 3, se muestran los voltajes en las barras del anillo de 230 kV del S.N.I. en
demandas mínima, media y máxima, de acuerdo a información estadística del Energy
Management System-EMS, para condiciones de hidrología alta en la cadena Mazar- Paute,
para condiciones normales de operación registrados en el año 2011.
Se observa que en la zona suroccidental, las subestaciones Pascuales y Trinitaria, presentan
bajos perfiles de voltaje en demanda máxima debido a la disminución en el aporte de la
generación térmica en la zona.
Mientras que en la zona sur, la subestación Machala, el perfil de voltaje es bajo, en caso de
la salida de generación de Termogas Machala por mantenimiento.
18
Gráfico 2
Diagrama Geográfico del SNT
Diciembre 2011
19
Es importante señalar que, operativamente es indispensable mantener un adecuado perfil
de voltaje en el anillo troncal de transmisión de 230 kV dentro de la banda +7%/- 5%, para
mejorar las condiciones de seguridad del SNI.
Gráfico 3
Perfiles de voltaje en el anillo de transmisión 230 kV
MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 230 kV
DEMANDA MÁXIMA
0.92
0.93
0.94
0.95
0.96
0.97
0.98
0.99
1.00
1.01
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En el caso de los voltajes de las barras de 138 kV del SNI, en condiciones de demanda
máxima la única subestación que presenta bajos perfiles de voltaje es Francisco de
Orellana, en caso de indisponibilidad de la central Jivino por mantenimiento, tal como se
presenta en el Gráfico 4.
En los Gráficos 5 y 6, se presentan los voltajes en barras de puntos de entrega a nivel de 69
y 46 kV del S.N.I. Para demanda mínima no se presenta problemas con el perfil de voltaje.
A nivel de 69 kV, las subestaciones que presentan bajos perfiles de voltaje son, en la zona
nororiental, Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de la central Jivino de
CNEL-Sucumbíos.
Una situación muy particular y especial en la operación del SNT se registra durante el
periodo de alta hidrología de las cadenas energéticas Mazar-Paute y Agoyán-San
Francisco, puesto que para mantener un adecuado perfil de voltaje en las diferentes zonas,
principalmente en la zona de Suroccidental, a fin de garantizar la estabilidad permanente
del sistema ante contingencias y, evitar problemas de inestabilidad de voltaje se requiere el
ingreso de generación forzada.
20
Gráfico 4
Perfiles de voltaje a nivel de 138 kV
MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 138 kV
DEMANDA MÁXIMA
0.84
0.86
0.88
0.90
0.92
0.94
0.96
0.98
1.00
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Gráfico 5
Perfiles de voltaje a nivel de 69 kV
MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 69 kV
DEMANDA MÁXIMA
0.90
0.91
0.92
0.93
0.94
0.95
0.96
0.97
0.98
0.99
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21
Gráfico 6
Perfiles de voltaje a nivel de 46 kV
MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 46 kV
DEMANDA MÁXIMA 46 kV
0.960
0.965
0.970
0.975
0.980
0.985
SANTA ROSA VICENTINA
En resumen las barras con perfiles de voltaje inferiores al mínimo:
En condiciones normales:
- Zona Sur: Subestación Loja
- Zona Nororiental: Subestación Francisco de Orellana
En caso de indisponibilidad de generación:
- Subestación Loja, debido a la indisponibilidad de la Central Catamayo de la Empresa Eléctrica Regional Sur.
- Subestación Machala, debido a la indisponibilidad de la central Termogas Machala.
- Subestación Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de varias unidades de generación de CNEL Sucumbíos.
- Subestaciones Pascuales y Trinitaria, debido a la indisponibilidad de generación termoeléctrica de la zona de Guayaquil en condiciones de lata hidrología de la cuenca
Mazar-Paute.
9.3 Cargabilidad de líneas de transmisión y transformadores de subestaciones
del SNT
Los niveles de cargabilidad de los elementos del SNT, para condiciones normales de
operación del año 2011, se presentan en el Gráfico 7.
22
Gráfico 7
Cargabilidad elementos SNT
CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 kV
0%
20%
40%
60%
80%
100%
DO
S C
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CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV
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20%
40%
60%
80%
100%
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N-P
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23
CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV
Parte II
0%
20%
40%
60%
80%
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Líneas de transmisión Ambato – Pucará y Pucará – Mulaló de 138 kV, simple circuito,
en los casos en que no se cuenta con la operación de la central hidroeléctrica Pucará.
Línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, doble circuito, en condiciones de
despacho con una elevada generación térmica en las zonas de Salitral y Trinitaria
(periodo de estiaje de cadena Mazar- Paute) que incluye: 2 unidades a vapor de la
central Gonzalo Zevallos, centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y
U2 de central Electroquil, centrales Trinitaria y Victoria II.
Los autotransformadores con una cargabilidad superior al 80%, debido al crecimiento de la
demanda de sus áreas de influencia son los siguientes:
Subestación Babahoyo 138/69 kV, 67 MVA.
Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA.
Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA.
Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA.
Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA.
Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA.
Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada en la zona de Manta.
Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.
Los autotransformadores 230/138 kV que superan niveles de carga superiores al 80 % de su
capacidad nominal son: Pomasqui de 300 MVA debido al crecimiento de la demanda de la zona
norte; Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponbibilidad de la central térmica Esmeraldas;
y, Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad de la central Pucará.
24
CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DEL SNT
230/138 y 230/69kV
0
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40
60
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CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DEL SNT
138/69, 138/46 y 138/34.5kV
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9.4 Restricciones Operativas del SNT
A continuación, las Tablas de la 6 a la 10, detallan las restricciones operativas de cada una
de las zonas operativas, considerando niveles de cargabilidad superior al 80% y perfiles de
voltaje fuera de los rangos establecidos en la normativa vigente. Adicionalmente, se señala
la solución de expansión del SNT a ser implementada en el corto plazo, que permite
levantar la restricción identificada.
25
Tabla 6
Restricciones operativas Zona Norte
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Mulaló 138/69 kV, 55 MVA: 87% * Flujo debido a condiciones de demanda máxima en las redes de ELEPCO * Instalación de un autotransformador trifásico de 66 MVA, 138/69 kV con ULTC
Totoras 230/138 kV, 112 MVA: 109%* Altos flujos debido a bajo despacho de la central Agoyán y a la indisponibilidad de la
central Pucará* Instalación del segundo transformador de 150 MVA, 230/138 kV
Pomasqui 230/138 kV, 300 MVA: 88%
* Altos flujos debido a requerimeintos de la zona norte y el corredor de 138 kV en
condiciones de máxima transferencia de energía desde colombia, mientras que las
centrales Agoyán y Pucará están fuera de servicio
* Ingreso del nuevo autotransformador 300 MVA, 230/138 kV
Vicentina 138/69 kV, 100 MVA: 91% * Máxima demanda en el anillo de la EE Quito * Construcción subestación el Inga 230/138 kV, 300 MVA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Totoras - Agoyán C2, 165 MVA* Se está usando la bahía del circuito 2 para conectar a la línea Baños - Puyo - Tena -
Faco. de Orellana
* Normalizar la conexión del segundo circuito de la línea Totoras - Agoyán con la puesta en
servicio del patio de 138 kV de la subestación Baños
Mulaló - Pucará, 112 MVA: 88%* Flujo egistrado por alta demanda del corredor 138 kV en condiciones de máxima
generación de la central Pucará* Repotenciación de la línea de transmisión Puacrá - Mulaló
Pucará - Ambato, 77 MVA: 83% * Demanda del corredor de 138 kV sin contar con el aporte de la central Pucará * Normalización de la operación de la central Pucará
Santa Rosa - Conocoto, 112 MVA: 94%* Máxima demanda del corredor de 138 kV y de la zona norte del País encontrándose
fuera de servicio la central Pucará.
* Seccionamiento de la línea de transmisión Mulaló - Vicntina a 138 kV, en la subestación
Santa Rosa
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
Pomasqui 230 kV: 1.05 pu* Voltajes en el límite superior. Requerimiento de apertura de líneas Pomasqui-Jamondino
por control de sobrevoltajes.* Ingreso reactor de 25 MVAR en Pomasqui 230 kV
Ambato 138/69 kV, 43 MVA: 89%* Cargabilidad en AT1 debido a condiciones de demanda máxima de ELEPCO y EE
Ambato* Instalación de un transforamdor trifásico de 75 MVA, 138/69 kV
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
26
Tabla 7
Restricciones operativas Zona Nororiental
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Orellana 138 kV: 0.90 pu
Orellana 69 kV: 0.93 pu
* Voltajes debido a condiciones de despacho de generación y demanda de CNEL
Sucumbíos. Indisponibilidad de central Agoyán. Indisponibilidad de central Jivino
* Puesta en servicio de la central termoeléctrica Jivino de 40 MW de capacidad, a nivel de
69 kV en las instalciones de CNEL-Sucumbíos.
Tena 138 kV: 0.95 pu
Tena 69 kV: 0.95 pu
* Condiciones de despacho de generación y demanda de la zona. Indisponibles centrales
Agoyán y San Francisco
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
27
Tabla 8
Restricciones operativas Zona Noroccidental
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Esmeraldas 138 kV: 0.94 pu
Esmeraldas 69 kV: 0.96 pu
* Bajos voltajes registrados por el transformador debido a máxima carga, falta de reactivos
en la zona norte del SNI y Central Térmica Esmeraldas fuera de servicio
* S/E Quinindé, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
* Sistema de Transmisión Esmeraldas - Santo Domingo a 230 kV
Portoviejo 138 kV: 0.95 pu
Portoviejo 69 kV: 0.97 pu* Condiciones de demanda y bajo aporte de reactivos de la zona * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
Chone 138 kV: 0.94 pu
Chone 69 kV: 0.97 pu
* Voltajes mínimos en 138 kV debido a demanda máxima y falta de reactivos en la zona
noroccidental* S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
S/E Móvil, 32MVA: 86% * Debido a máxima carga registrada por el transformador * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
Chone ATQ, 60 MVA: 82% * Cargabilidad en ATQ debido a condiciones de demanda máxima de CNEL - Manabí* Reemplazo del transformador actual por un autotransformador trifásico de 100 MVA,
138/69 kV con ULTC
Portoviejo AA1, 75 MVA: 90% * Máxima demanda en redes de CNEL-Manabí * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
Santo Domingo 230/138 kV, 167MVA: 90%
Santo Domingo 138/69 kV, 100 MVA: 80%
* Cargabilidad en 230/138 kV debido a condiciones de demanda máxima en CNEL-Sto.
Domingo y CNEL Esmeraldas cuando se encuentra fuera de servicio la Central
Termoesmeraldas
* Instalación de un autotransformador trifásico 167 MVA, 138/69 kV en Santo Domingo
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
28
Tabla 9
Restricciones operativas Zona Sur
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Machala 230 kV: 0.93 pu
Machala 138 kV: 0.94 pu
Machala 69 kV: 0.96 pu
* Debido a la salida de generación de Machala Power * Montaje del primer circuito del sistema de transmisión Milagro - Machala a 230 kV
Loja 138 kV: 0.94 pu
Loja 69 kV: 0.95 pu* Condiciones de demanda alta en las redes de la EE Regional Sur * Montaje del segundo circuito de la línea Cuenca - Loja de 138 kV
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Cuenca-Limón-Méndez-Macas operando a 69 kV * Cuenca-Limón-Méndez-Macas operando a 69 kV• Energización a 138 kV la línea Cuenca-Limón-.Méndez-Macas mediante la construcción
de subestaciones 138/13.8 kV (Responsabilidad de Hidroabanico).
Babahoyo ATQ, 66.7 MVA: 93%* La salida de un generador de la Central Sibimbe en demanda máxima provoca la
sobrecarga del ATQ * Construcción Nueva subestaciíon Babahoyo 2x67 MVA 138/69 kV
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
29
Tabla 10
Restricciones operativas Zona Suroccidental
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Salitral 138 kV: 0.95 pu
Salitral 69 kV: 0.98 pu
* Bajos voltajes debido a la salida de generación térmica de la zona (Central Gonzalo
Cevallos)
* Despacho de generación de la zona, para evitar posible inestabilidad de voltaje en la
zona
Trinitaria 230 kV: 0.94 pu
Trinitaria 138 kV: 0.96 pu
* Bajos voltajes debido a la salida de generación térmica de la zona (Central Gonzalo
Cevallos)
* Despacho de generación de la zona, para evitar posible inestabilidad de voltaje en la
zona
Posorja 138 kV: 0.95 pu * Incremento de la demanda en la zona y falte de reactivos * Sistema de Transmisión Lago de Chongón - Santa Elena
SUBESTACIONES
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Policentro ATQ, 150 MVA: 83 * Condiciones de demanda máxima en la zona de Guayaquil*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la
subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga
Trinitaria ATQ, 150 MVA: 86 % * Máxima demanda de la Empresa Eléctrica Pública de Guayaquil*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la
subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga
LÍNEA DE TRANSMISIÓN
(Nivel de carga)
RESTRICCIONES
OPERATIVAS
PROYECTOS EXPANSION
CORTO PLAZO
Pascuales - Santa Elena, 113.5 MVA: 90% * Máxima generación de la central APR Energy 2 y Santa Elena *Construccion del sistema de transmision Lago de Chongon - Santa Elena 138 kV
Pascuales - Salitral, 190 MVA: 91%
* Demanda de la zona en S/E Pascuales y Policentro con máxima generación térmica de
las centrales Trinitaria, Victoria y Gonzalo Cevallos, y bajo aporte de la interconexión con
Colombia
*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la
subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga
Salitral ATQ, 150MVA: 96% * Cargabilidad en ATQ debido a salida de central Gonzalo Cevallos*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la
subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga
CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES
PERFILES DE VOLTAJE
(Valores críticos)
CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN
10. INFORMACIÓN UTILIZADA
10.1 Proyección de Demanda y de Generación.
La información relacionada con la proyección de la demanda anual de potencia y
energía y las disponibilidades de los proyectos de generación futuros, previstos
implementarse en el período 2012–2021, fue remitida por el Ministerio de Electricidad
y Energía Renovable, en el marco del desarrollo del Plan Maestro de Electrificación
2012-2021, grupo de trabajo que contó con la participación del CONELEC.
En las Tablas 11 y 12 se presentan la proyección de demanda por empresa distribuidora
y la información de demanda de las principales cargas especiales que están conectadas o
que prevén incorporarse directamente al SNT y, el listado de los proyectos de
generación considerados en la elaboración del presente PET, respectivamente.
Tabla 11
Proyección de demanda SNI – Crecimiento medio
DISTRIBUIDORA 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Ambato 98.0 102.5 107.0 111.7 116.5 121.9 127.6 133.4 139.5 145.8
Azogues 16.9 17.1 17.5 17.8 18.0 18.4 18.8 19.2 19.6 20.0
Centro Sur 154.3 162.1 187.9 194.4 199.8 208.3 217.2 226.4 240.9 250.7
CNEL-Bolívar 15.1 15.6 16.2 16.7 17.3 17.8 18.4 19.0 19.7 20.4
CNEL-El Oro 128.5 135.1 141.7 148.5 155.7 163.7 172.1 185.7 194.7 204.1
CNEL-Esmeraldas 86.2 90.3 94.5 108.9 113.3 118.2 123.2 128.4 133.8 144.3
CNEL-Guayas-Los Ríos 248.5 262.3 274.3 286.9 297.7 315.1 333.3 352.4 372.4 393.4
CNEL-Los Ríos 66.7 69.8 73.0 76.2 79.6 83.3 87.2 91.3 95.6 100.0
CNEL-Manabí 243.2 256.7 269.4 282.8 295.8 322.5 340.1 358.6 378.0 398.4
CNEL-Milagro 109.4 115.1 121.1 127.2 133.7 140.8 148.1 155.8 163.8 172.0
CNEL-Sta. Elena 77.4 80.6 84.0 87.4 90.9 94.9 99.0 103.1 107.4 111.8
CNEL-Sto. Domingo 80.5 84.3 88.1 92.0 96.1 100.7 105.4 110.3 115.5 120.9
CNEL-Sucumbíos 44.5 48.4 52.4 56.4 65.3 69.3 73.4 77.6 82.0 86.5
Cotopaxi 59.9 63.2 65.5 69.0 72.5 75.8 79.2 82.7 85.9 89.3
Eléctrica de Guayaquil 780.8 815.5 841.4 868.2 888.6 928.7 980.4 1,023.5 1,068.2 1,114.6
Norte 90.7 95.2 100.1 109.6 114.4 119.6 125.0 130.6 136.4 142.6
Quito 692.5 723.3 747.9 826.0 846.3 881.0 917.3 955.2 994.8 1,036.2
Riobamba 56.1 57.8 59.5 61.2 62.9 64.9 66.9 69.0 71.2 73.5
Sur 55.4 57.7 60.0 62.4 64.8 67.4 70.1 73.0 75.9 79.0
REFINERÍA PACÍFICO - 20.0 80.0 100.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0
SIDERURGICA 98.4 116.6 124.7 135.3 135.4 135.4 134.4 149.8 149.8 149.8
MINERÍA 2.5 99.7 155.0 155.5 174.5 169.5 169.5 169.5 169.5 169.5
CEMENTO Y BOMEO AGUA 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0
PETROLERA - - - - 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0
POTENCIA MÁXIMA NO
COINCIDENTE.- S N I 3,272 3,556 3,828 4,061 4,506 4,684 4,874 5,082 5,282 5,490
POTENCIA MÁXIMA
COINCIDENTE EN BARRAS DE
S/E DE ENTREGA DEL SNI
3,174 3,449 3,713 3,939 4,371 4,544 4,727 4,929 5,123 5,325
GALÁPAGOS 7.4 7.6 7.8 8.0 8.3 8.5 8.7 9.0 9.2 9.4
POTENCIA MAXIMA NO
COINCIDENTE.- NACIONAL 3,280 3,564 3,836 4,069 4,514 4,693 4,882 5,091 5,291 5,499
CARGAS ESPECIALES
31
Tabla 12
Listado de proyectos de generación
Operación completa
desde Proyecto / Central Empresa / Institución Tipo
Potencia
[MW]
Energía
media
[GWh/año]
Factor de
planta
Ene-12 Trasvase Baba a Marcel Laniado Hidrolitoral EP Hidroeléctrico * 441.0 NA
Ene-12 Buenos Aires Empresa Eléctrica Norte S.A. Hidroeléctrico 1.0 7 80%
Feb-12 Ocaña Elecaustro S.A. Hidroeléctrico 26.0 203.1 89%
Mar-12Nueva Generación Térmica Residuo
Etapa 2: Jivino (45 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 45.0 295.7 75%
Abr-12Nueva Generación Térmica Residuo
Etapa 2: Santa Elena III (42 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 42.0 275.9 75%
Jun-12Nueva Generación Térmica Residuo
Etapa 2: Jaramijó (149 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 149.0 978.9 75%
Jun-12 Baba (U1 y U2) Hidrolitoral EP Hidroeléctrico 42.0 161 44%
Ago-12 Villonaco CELEC EP - Gensur Eólico 16.5 64.0 44%
Oct-12Generación Térmica Cuba I (Quinindé
20, Jama 20 y Zaruma 20 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 60.0 395.0 75%
Dic-12 Isimanchi EERSSA Hidroeléctrico 2.25 16.8 85%
Mar-13Generación Térmica Cuba II
Guangopolo (50 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 50.0 330.0 75%
Sep-13 Machala Gas 3a unidad CELEC EP - Termogas El Oro Termoeléctrico 65.0 456.0 80%
Sep-13 Machala Gas Ciclo Combinado CELEC EP - Termogas El Oro Termoeléctrico 100.0 700.0 80%
Oct-13 Chorrillos Hidrozamora EP Hidroeléctrico 3.96 21.0 61%
Dic-13 Victoria EEQSA Hidroeléctrico 10.0 63.8 73%
Ene-14 San José de Minas San José de Minas S.A. Hidroeléctrico 6.4 37.0 66%
Ene-14 San José del Tambo Hidrotambo S.A. Hidroeléctrico 8.0 50.5 72%
Ene-14 Topo Pemaf Cía. Ltda. Hidroeléctrico 22.8 164.0 82%
Ene-14 Mazar-Dudas Hidroazogues S.A. Hidroeléctrico 21.0 125.3 68%
Oct-14 Esmeraldas II CELEC EP - Termoesmeraldas Termoeléctrico 96.0 631.0 75%
Feb-15 Toachi - Pilatón Hidrotoapi EP Hidroeléctrico 253.0 1,100.0 50%
Abr-15 Paute - Sopladora CELEC EP - Hidropaute Hidroeléctrico 487.0 2,770.0 65%
May-15 Manduriacu CELEC EP Enernorte Hidroeléctrico 62.0 356.0 66%
Jul-15 Coca Codo Sinclair (U1 U2 y U3) CocaSinclair EP Hidroeléctrico 1,500.0 8,991.0 68%
Nov-15 Delsi Tanisagua CELEC EP - Gensur Hidroeléctrico 116.0 904.0 89%
Dic-15 Quijos CELEC EP Enernorte Hidroeléctrico 50.0 355.0 81%
Ene-16 Minas - San Francisco CELEC EP Enerjubones Hidroeléctrico 276.0 1,321.4 55%
Ene-17 Eólico I CELEC EP - Renovables Eólico 15.0 64.0 49%
Jul-17 Eólico II CELEC EP - Renovables Eólico 15.0 64.0 49%
Ene-19 Geotérmico I CELEC EP - Renovables Geotérmico 30.0 236.5 90%
TOTAL 3,571 21,579 69%
Información más detallada de la proyección de demanda en cada uno de los puntos de
entrega del SNT y de los proyectos de generación se muestran en los Cuadros No 4 y 5
del presente Plan de Expansión de Transmisión.
32
10.2 Información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras
CELEC EP - TRANSELECTRIC, solicitó a todas las Empresas Eléctricas
Distribuidoras del país, sus planes de expansión y la información pertinente, a efectos
de actualizar el PET, sin perjuicio de la responsabilidad que les asigna el Reglamento de
Libre Acceso al Sistema de Transmisión. No todas las empresas respondieron a dicha
solicitud y muchas de ellas lo hicieron en forma atrasada e incompleta.
Con relación a la información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras
es necesario destacar:
1) Tanto las Empresas Distribuidoras como CELEC EP - TRANSELECTRIC
presentan sus respectivos planes de expansión al CONELEC en el mes de marzo de
cada año.
2) Bajo estas circunstancias, al solicitar CELEC EP - TRANSELECTRIC en los
primeros meses del año que transcurre el plan de expansión y la información
pertinente, las Empresas Distribuidoras entregan el plan que fuera presentado al
CONELEC en el año inmediato anterior.
3) En consecuencia, el Plan de Expansión que presenta CELEC EP -
TRANSELECTRIC está basado en información de las Empresas Distribuidoras con
un desfase de un año en atraso, situación que provoca descoordinación en la
definición de determinadas obras, especialmente con aquellas empresas que tienen
más de un punto de conexión con el SNT, como ocurre con la Empresa Eléctrica
Quito, Ambato, CATEG-D, CNEL-Manabí, EMELNORTE, entre otras.
4) Con los antecedentes expuestos, urge analizar las debidas reformas a la normativa
del sector, con el fin de lograr la coordinación necesaria entre los agentes, además
se debe concienciar a las empresas distribuidoras el beneficio que les representa
entregar la información solicitada oportunamente, a fin de que sus necesidades se
vean reflejadas en el Plan de Expansión de Transmisión que se elabora cada año.
Adicionalmente, es necesario señalar que algunas Empresas Distribuidoras tienen
interpretaciones diversas de la normativa vigente, en cuanto a responsabilidades en el
desarrollo de puntos de conexión al Sistema Nacional de Transmisión; razón por la cual
es preocupación particular de CELEC EP – TRANSELECTRIC el disponer de una
normativa ó regulación que defina con claridad cuando una instalación debe ser
desarrollada como parte del Plan de Expansión de Transmisión ó como parte de los
sistemas de subtransmisión de las Empresas Distribuidoras.
11. COORDINACIÓN CON EL CENACE
El CENACE, como parte de la elaboración del Plan Maestro de Electrificación 2012-
2021, a través de correo electrónico, entregó la información del plan de expansión de
generación, incluyendo el listado de los proyectos y despachos energéticos de las
33
unidades de generación para el período de estudio, los mismos que fueron tomados
como base para considerar los despachos de las unidades de generación para cada uno
de los años analizados. Adicionalmente, de la página web del CENACE se obtuvo
información de los Costos Variables de generación vigentes para el mes de octubre de
2011.
Cabe indicar que, el análisis del diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, en el
cual se incluyen las obras de expansión que se encuentran en ejecución y que permitirán
eliminar las restricciones operativas de cada una de las zonas operativas del SNT,
señaladas anteriormente, fueron desarrolladas conjuntamente entre CELEC EP -
TRANSELECTRIC y el CENACE, así como la formulación de los proyectos de
expansión del SNT.
12. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN MARCHA
A continuación se presenta un resumen de los proyectos de expansión del SNT que
actualmente están en ejecución, y que para su conclusión requieren la asignación de los
recursos económicos correspondientes, conforme con lo establecido en los Mandatos
Constituyentes No. 9 y 15.
Los Gráficos 8 al 12 presentan los diagramas unifilares de cada una de las zonas
operativas del SNT, considerando las obras de expansión que actualmente se encuentran
en ejecución.
Gráfico 8
Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Norte
U1 U2
PUCARÁ
100
MVA
100
MVA
138 kV
69 kV
75
MVA
375
MVA
375
MVA
75
MVA
69 kV
TG1
48
MVA
100
MVA
33
MVA
50
MVA
67
MVA
34.5 kV 69 kV
230 kV
138 kV
46 kV
27
MV
AR
27
MV
AR
27
MV
AR
E. ESPEJO
138 kV
23 kV
100
MVA
100
MVAS. ALEGRE
138 kV
46 kV
SANTA ROSA
2X10 MVAR
25 k
m
15.5
km
CONOCOTO
138 kV
23 kV
138 kV
EL CARMEN
S/E 19
138 kV
46 kV
8.5 km
18 km
17.5 km
138 kV
23 kV
POMASQUI
EEQ3 k
m
138 kV
23 kV
S/E 18
8 k
m
300
MVA
25 MVAR
230 kV
138 kV
46 km
137
km
75 km
PASTO
230 kV
250
MW
250
MW
138 kV
115 kV
IPIALES
8 k
m7 k
m
69 kV
138 kV
3 MVAR
74.5
km
69 kV
138 kV
67
MVA
6 MVAR40
MVA
60 k
m
COLOMBIA
20 km
138 kV
46 kV
7 k
m
GUANGOPOLO
0.7 km
74 km
138 kV
67
MVA
PUCARÁ138 kV
35 k
m
27.7
km
44
MVA
7 km
69 kV
138 kV
230 kV
10 MVAR
42 km
230 kV
U1
U2
S. FRANCISCO
200 k
m
42.9 km
157
.3 k
m
10 MVAR
230 kV
69 kV
100
MVA
GUARANDA69 kV
110 km
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica
Generación Hidraúlica
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
TG2 TG3
138 kV
EMAP
RECUPERADORA
G. HERNÁNDEZ
GU
AN
GO
PO
LO
138 kV
NA
YÓ
N
CU
MB
AY
Á
EC
OLU
Z
G. ELEPCO
G.
EMELNORTE
G.
EMELNORTE
SANTA ROSA
MULALÓ
AMBATO
VICENTINA
TOTORAS
RIOBAMBA
30 km
IBARRA
TULCÁN
POMASQUI
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)
Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E12
12
11
Hacia S
/E M
olino
Hacia S/E Baños
Hacia S/E Santo Domingo
6 MVAR
12INGA
230 kV
138 kV
300
MVA
13
3 k
m3 k
m
1375
MVA
1367
MVA
13
13
35
Gráfico 9
Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Nororiental
U1
AGOYÁN
69 kV
69 kV
30 km 3 km
U2
138 kV
138 kV
138 kV
33
MVA
138 kV
33
MVA
138 kV
69 kV
33
MVA
69 kV
140 k
m
66.1
km
49 km
G. COCA
PUYO
TENA
F. DE ORELLANA
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica
Generación Hidraúlica
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)
Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s
12
12
Hacia S/E Totoras
69 kV
BAÑOS
13 33
MVA
12
36
Gráfico 10
Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Noroccidental
230 kV
138 kV
DAULE-PERIPA138 kV
U1
DAULE-PERIPA
138 kV
PORTOVIEJO
SEVERINO 69 kV
230 kV
138 kV
138 kV
69 kV
167
MVA
100
MVA
69 kV
100
MVA
69 kV
138 kV
75
MVA
75
MVA
TERMOESMERALDASU1
230 kV
2X12 MVAR
154.8 km
104 k
m
167
MVA
10 MVAR
U1
POZA HONDA
43.2 km
13.7
km
91.2
km
75
MVA
75
MVA
3X12 MVAR
7.3 km
225
MVA
63.2 km
U1
LA ESPERANZA
30.2 km
110 km
10 MVAR
U2 U2
U2
167
MVA
MONTECRISTI
27 km
100
MVA
12
7 k
m
138 kV
69 kV
CHONE
ESMERALDAS
STO. DOMINGO
S. GREGORIO
69 kV
138 kV
QUEVEDO
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica
Generación Hidraúlica
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)
Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s
12
12
Hacia S/E Santa RosaH
acia S/E
Pa
scuales
69 kV
168
MVA
69 kV
RÍO CALOPE
U1 U2
12
167
MVA13
13 13 QUININDÉ
138 kV
69 kV
60
MVA
84 km
70.8 km 2.5
km
12
JARAMIJÓ
37
Gráfico 11
Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Sur
230 kV
MOLINO
230 kV
230 kV
U2 U1
ZHORAY230 kV
U1 U2
138 kV
69 kV
138 kV
69 kV
138 kV
138 kV 230 kV
69 kV
138 kV
CUENCA
138 kV
69 kV
CUMBARATZA
INGENIOS
SIBIMBE
CELEC
GAS MACHALA
MAZARPAUTE AB
PAUTE C
167
MVA
18 MVAR225
MVA
67
MVA
69 kV
47.3
km
112.7
km
138 kV
11.2
km
21 k
m
55 k
m
100
MVA
100
MVA2X6 MVAR
167
MVA
120.7 km
2 k
m
2 k
m
15 km
52 km
167
MVA
100
MVA
13
4.2
km
67
MVA 54
km
67 k
m
375
MVA
375
MVA
10 MVAR 10 MVAR
ZORRITOS
230 kV
PERÚ
52 km
U1 U2
U1 U2 U3 U4 U5
U6 U7 U8 U9 U10
ELECAUSTRO
12
MV
AR
MILAGRO
BABAHOYO
MACHALA
SININCAY
LOJA
69 kV
67
MVA
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica
Generación Hidraúlica
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)
Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s12
12
12
Hacia S/E Dos Cerritos
(1C) & Pascuales (2C)
Hacia S/E Pascuales
Hac
ia S
/E R
ioba
mba
Hac
ia S
/E T
otor
as
12
54 km
Hacia S/E Esclusas
135 km
138 kV
12
13
YANACOCHA138 kV
10 km
13
33
MVA
138 kV
69 kV
13
HIDROABANICO
MACAS
69 kV
138 kV
GUALACEO LIMÓN MÉNDEZ
69 kV
12
12
VILLONACO
5 k
m
69 kV
VILLONACO
GAS
PASCUALES
38
Gráfico 12
Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Suroccidental
230 kV
138 kV
138 kV
NUEVA
PROSPERINA69 kV 69 kV
230 kV
69 kV
230 kV
138 kV
69 kV
TRINITARIA
138 kV
69 kV
69 kV
69 kV
ANÍBAL SANTOS ÁLVARO TINAJERO
TV2
GONZALO CEVALLOS
U3
ELECTROQUIL-3
HOLCIM
ELECTROQUIL-2
U1
PASCUALES
138 kV
69 kV
138 kV
69 kV
138 kV
69 kV
81 km
67
MVA
375
MVA
375
MVA
12 MVAR
2X10 MVAR
224
MVA
33
MVA
100
MVA
10.5
km
2 km
28.3
km
15
.5 k
m
17.4
km
150
MVA
150
MVA
69 kV
11 km
12 km
225
MVA
150
MVA
150
MVA225
MVA
12 MVAR
167
MVA
9.9 km
U4
U1 U2
TV3 TV4
TV1 TG1 TG2 TG3 TG4 TG5 U1 U2
POSORJA
SANTA ELENA
70.4 km
LAGO DE CHONGÓN138 kV
230 kV
POLICENTRO
PASCUALES
224
MVA
2X12 MVAR
2X30 MVAR
SALITRAL
TRINITARIA
DOS CERRITOS
KEPPEL
138 kV
230 kV
225
MVA
225
MVA
2X12 MVAR
138 kV
69 kV
14
INTERVISA
TRADE
2X12 MVAR
CARAGUAY
ESCLUSAS
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica
Generación Hidraúlica
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)
Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s
12
12
12
Ha
cia
S/E
Que
ved
o
Hacia S/E Molino
Hacia S/E Milagro
2X6 MVAR
12
12
13
Hacia S/E Milagro
1254 km
7.3
5 k
m
11
6 k
m
67
MVA
CELEC
24.2 km
CELEC
39
12.1 Financiamiento proveniente del Mandato No. 9
La Tabla 13 muestra el listado del proyecto de expansión que se encuentran en ejecución,
con la descripción del objetivo de la obra y la fecha estimada de ingreso en operación al
SNT, cuyo financiamiento forma parte del Mandato Constituyente No 9.
Tabla 13
Proyectos en marcha – Financiamiento Mandato No. 9
PROYECTO OBJETIVOINGRESO EN
OPERACIÓN
Sistema de Transmisión Milagro - Las
Esclusas 230kV
Evacuar en las mejores condiciones técnicas y
económicas la generación de las centrales Mazar,
Gas Machala y Minas San Francisco, hacia el principal
centro de carga del país (Guayaquil), garantizando la
operación segura del S.N.I.
Septiembre 2012
A continuación se presenta de manera detallada el alcance de este proyecto:
- Sistema de Transmisión Milagro-Las Esclusas, 230 kV.
Con la finalidad de evacuar hacia el principal centro de carga del país, en las mejores
condiciones técnicas y económicas, la generación producida por los proyectos
hidroeléctricos Paute y Mazar y, aquella que pueda desarrollarse en la zona de Machala
(proyecto Minas San Francisco-La Unión), se ha definido como mejor opción, la
construcción de una línea de transmisión entre las subestaciones Milagro y Las Esclusas de
230 kV.
Este sistema de transmisión, a la vez, permitirá que el S.N.I. esté en capacidad de superar
contingencias en cualquiera de las líneas de transmisión Milagro-Pascuales y Milagro-Dos
Cerritos-Pascuales, al eliminar posibles sobrecargas en estos enlaces del SNT.
La ejecución de este proyecto contempla las siguientes obras:
- Subestación Las Esclusas, 230/138 kV.
. Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/138 kV.
. Cuatro bahías de línea de 230 kV (más una de TERMOGUAYAS).
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Dos bahías de línea de 138 kV (más una de Intervisa Trade y una de Ulysseas).
. Una bahía de transformador de 138 kV.
. Una bahía de transferencia de 138 kV.
- Línea de transmisión Milagro – Las Esclusas, 230 kV, 54 km, doble circuito, dos
conductores por fase, calibre 750 ACAR.
- Subestación Milagro, ampliación de dos bahías de línea de 230 kV.
40
Al momento está en reproceso la construcción de las obras civiles y el montaje
electromecánico de la subestación Las Esclusas, la misma que además permitirá alimentar
a la subestación Caraguay de 138/69 kV, la conexión de las barcazas de generación
ubicadas en el río Guayas, así como la conexión de la línea Milagro – Las Esclusas,
formando con ello un anillo de 230 kV alrededor de la ciudad de Guayaquil.
La fecha de entrada en operación de este proyecto, está prevista para el tercer trimestre del
año 2012.
12.2 Financiamiento proveniente del Mandato No. 15
En las Tablas 14 a 19, se presentan los proyectos de expansión del SNT distribuidos por
zonas de ejecución y con incidencia de manera global en el SNT, incluyendo la descripción
del objetivo de la obra y la fecha estimada de su ingreso en operación.
Tabla 14
Proyectos en marcha Zona Norte – Mandato No 15
PROYECTO OBJETIVOINGRESO EN
OPERACIÓN
S/E Pomasqui, instalación reactor 25 MVAR 230 kV
Controlar los perfiles de voltaje en la zona norte del SNI,
en casos de bajos intercambios de potencia con el
sistema colombiano
Enero 2012
Sistema de Transmisión Santa Rosa - Pomasqui II, 230 kV
Incrementar los niveles de confiabilidad para la zona
norte del SNI y de la EE Quito; y, de los intercambios de
energía con el sistema colombiano.
Julio 2013
S/E Ambato, ampliación capacidad de transformación 138/69 kVAtender el crecimiento de la demanda de energía
eléctrica de las provincias: Cotopaxi y Tungurahua.Marzo 2013
S/E Mulaló, ampliación capacidad de transformación 138/69 kVAtender el crecimiento de la demanda de energía
eléctrica de la provincia del Cotopaxi.Marzo 2013
S/E El Inga, 230/138 kV
Entregar un nuevo punto de alimentación desde el SNT a
la E.E. Quito, para abastecer los requerimientos del
nuevo Aeropuerto de Quito y los de la zona nor-oriental
de la provincia de Pichincha, así como, permitir la
conexión al S.N.I. de las futuras centrales hidroeléctricas
Coca Codo Sinclair y Quijos.
Junio 2013
Tabla 15
Proyectos en marcha Zona Nororiental – Mandato No 15
PROYECTO OBJETIVOINGRESO EN
OPERACIÓN
Sistema de transmisión Nororiente 138 kV; patio de 138 kV
Normalizar el segundo circuito de la L/T Totoras -
Agoyán 138 kV, para incrementar las condiciones de
confiabilidad y seguridad de las centrales de gneración
Agoyán y San Francisco
Febrero 2012
41
Tabla 16
Proyectos en marcha Zona Noroccidental – Mandato No 15
PROYECTO OBJETIVOINGRESO EN
OPERACIÓN
S/E Quinindé 138/69 kV
Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía
eléctrica de la zona de Quinindé, incluyendo carga
actualmente autoabastecida del sector agro-industrial de
la referida zona.
Junio 2013
S/E Chone, ampliación capacidad de transformación 138/69 kVGarantizar el abastecimiento de la demanda de energía
eléctrica de la zona norte de la provincia de ManabíMarzo 2013
S/E Santo Domingo, ampliación capacidad de transformación 138/69
kV
Atender el crecimiento de la demanda de la provincia de
Santo Domingo de los TsáchilasMarzo 2013
S/E Santo Domingo, ampliación capacidad de transformación 230/138
kV
Garantizar el suministro de energía de las zonas de
Santo Domingo y Esmeraldas, eliminando sobrecargas
en caso de indisponibilidad de la Central Térmica
Esmeraldas.
Diciembre 2012
Sistema de Transmisión Quevedo - Portoviejo (San Gregorio) 138/69
kV.
Atender el crecimiento de la demanda de la zona de
Manta mejorando las condiciones de servicio.Junio 2012
Tabla 17
Proyectos en marcha Zona Sur – Mandato No 15
PROYECTO OBJETIVOINGRESO EN
OPERACIÓN
Ampliación S/E Cuenca 69 kV, 1 bahía de línea (EE Azogues)Cubrir el crecimiento de la demanda de energía eléctrica
del área de concesión de la E. E. Azogues.Diciembre 2014
S/E Babahoyo, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV
Garantizar el suministro de energía eléctrica al área de
concesión de CNEL - LOS RIOS, eliminando
restricciones operativas por la actual configuración de la
subestación.
Diciembre 2012
Sistema de Transmisión Milagro - Machala 230 kV
Garantizar el suministro de energía eléctrica a la
provincia de El Oro; e incorporar al S.N.I. la producción
de centrales de generación previstas desarrollarse en la
zona.
Agosto 2012
Sistema de Transmisión Cuenca - Loja 138 kV
Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía
eléctrica actual y futura de las zonas de Loja y
Cumbaratza.
Marzo 2013
Sistema de Transmisión Loja - Cumbaratza 138 kV
Atender el crecimiento de la demanda de la provincia
Zamora Chinchipe (sectores Zamora, Nambija, El
Pangui, Gualaquiza, etc.)
Junio 2013
Sistema de Transmisión Plan de Milagro - Macas 138 kV Disminuir las pérdidas de potencia y energía en la zona. Diciembre 2012
42
Tabla 18
Proyectos en marcha Zona Suroccidental – Mandato No 15
PROYECTO OBJETIVOINGRESO EN
OPERACIÓN
Sistema de Transmisión Lago de Chongón - Santa Elena, 138 kVBrindar mayor seguridad y confiabilidad de servicio a la
Península de Santa Elena.Julio 2013
S/E Dos Cerritos, compensación capacitiva a nivel de 69 kV Mejorar los perfiles de voltaje en la zona. Julio 2012
Tabla 19
Proyectos en marcha Global SNT – Mandato No 15
PROYECTO OBJETIVOINGRESO EN
OPERACIÓN
Bahías de emergencia, a 230 kV, 138 kV y 69 kV
Garantizar la operación de las instalaciones del SNT en
caso de emergencia y permitir la conexión temporal de
nueva generación y/o demanda al sistema.
Diciembre 2012
Reserva de Subestaciones ( Subestación Móvil 138/69 kV)
Asegurar la continuidad en el suministro del servicio de
energía eléctrica del país, en caso de mantenimiento o
falla de un transformador de 138/69 kV.
Abril 2013
A continuación se presenta de manera detallada el alcance de cada uno de los proyectos en
marcha, que cuentan como fuente de financiamiento lo establecido en el Mandato
Constituyente No 15.
12.2.1 Proyectos Zona Norte
- Subestación Pomasqui, instalación de un reactor 25 MVAR a 230 kV
Como parte del proyecto de la segunda interconexión de 230 kV entre las subestaciones
Pomasqui y Jamondino de Ecuador y Colombia, está considerada la instalación de un
reactor de 25 MVAR en la subestación Pomasqui a nivel de 230 kV, que permitirá una
mejor operatividad de la interconexión, especialmente en horas de mínima demanda.
- Sistema de Transmisión Santa Rosa – Pomasqui II, 230 kV
Con la finalidad de completar la configuración definitiva del sistema de transmisión
asociado a la segunda interconexión con Colombia a nivel de 230 kV, se requiere la
construcción de la línea de transmisión Santa Rosa-Pomasqui II de 230 kV, de 67 km, en
haz de conductores 2x750 ACAR. Se ha estimado conveniente que el recorrido de esta
línea se lo realice con el sector oriental de la ciudad de Quito, lo que permitirá que en el
sector de El Inga se pueda disponer de un nuevo punto de alimentación a la ciudad de
Quito.
- Subestación Ambato, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV
De acuerdo con la actualización de la proyección de la demanda de energía eléctrica, se
requiere ampliar la capacidad de transformación de esta subestación, a fin de atender el
crecimiento de la demanda de las Empresas Eléctricas Ambato y Cotopaxi.
43
En vista de que el transformador de 138/69 kV 33/44 MVA de capacidad, actualmente
instalado en la subestación Ambato, cuenta con más de 35 años de operación y con el
objeto de garantizar el abastecimiento de la demanda de la zona del centro del país en el
mediano y largo plazo, se ha previsto la instalación de un nuevo transformador 138/69 kV
de 45/60/75 MVA de capacidad, con sus respectivas bahías de alta y baja tensión, en lugar
de realizar la instalación de un segundo transformador con capacidad similar al actual
transformador.
- Subestación Mulaló, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV
Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área de
concesión de la Empresa Eléctrica Cotopaxi se ha programado la entrada en operación de
un segundo autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con OLTC con las
correspondientes bahías de alta y baja tensión en esta subestación.
La subestación Mulaló cuenta actualmente con una sola bahía de 69 kV, por lo que se
requiere adquirir una bahía adicional de transformador y la de transferencia para completar
el esquema de barra principal y transferencia; e incluir dos bahías de línea de 69 kV para
uso de la empresa distribuidora.
- Subestación El Inga 230/138 kV
De acuerdo con la revisión de los estudios realizados por la Empresa Eléctrica Quito, se
establece que el sistema de subtransmisión de esta empresa distribuidora se encuentra
saturado a nivel de 46 y 23 kV, razón por la cual la empresa ha previsto la construcción de
un nuevo sistema a nivel 138 kV, con la finalidad de descargar al sistema de
subtransmisión actual y cubrir el crecimiento de la demanda de la distribuidora.
Esto evidencia la necesidad de crear un nuevo punto de entrega desde el SNT, en el sector
de El Inga, con la puesta en operación de una subestación 230/138 kV y 180/240/300
MVA de capacidad, cuya alimentación de esta subestación desde el SNT será a través del
seccionamiento de la línea Santa Rosa - Pomasqui II, y permitirá cubrir la demanda de
energía eléctrica del nuevo aeropuerto de la ciudad de Quito y de las subestaciones
Tababela, El Quinche, Baeza y Alangasí, ubicadas en el nororiente de la ciudad.
Además, la subestación El Inga podrá ser el punto de conexión del proyecto de generación
Quijos de una capacidad de 50 MW.
Cabe indicar que se adquirió un terreno de alrededor de 17 Ha. que permitirá la
implantación, en el mediano plazo, de un patio de 500 kV y transformación 500/230 kV,
asociado al proyecto de generación Coca Codo Sinclair de 1500 MW de capacidad.
Finalmente, es importante mencionar que esta subestación permitirá desarrollar un nuevo
sistema de transmisión hacia Sucumbíos a nivel de 230 kV, para mejorar las condiciones
de suministro de electricidad en la zona nororiental del país.
44
12.2.2 Proyectos Zona Nororiental
- Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV.
La etapa final de este sistema de transmisión, que permite mejorar las condiciones de
suministro de energía eléctrica a la zona nororiental del país, consiste en construir una
subestación ubicada en las cercanías de Agoyán, para seccionar los dos circuitos de la línea
Agoyán-Totoras y desde ésta partir hacia el Puyo mediante la línea de 138 kV, que se
encuentra actualmente en operación.
La entrada en operación, en una primera etapa del patio de 138 kV de esta subestación,
permitirá normalizar la operación del segundo circuito de la línea de transmisión Totoras -
Agoyán de 138 kV, y evitar la salida de las centrales de generación Agoyán y San
Francisco, ante la salida de este único enlace entre estas subestaciones; y, en una segunda
etapa prevista para el primer trimestre del año 2013, se realizará la instalación de un
transformador de 20/27/33 MVA de capacidad, para satisfacer los requerimientos de la
demanda de Baños y de Pelileo.
Debido a la falta de recursos en el sector, se ha reprogramado para el segundo trimestre del
año 2011 el ingreso en operación del patio de 138 kV de la subestación; mientras que, la
instalación del transformador ha sido postergada, ya que el transformador de la subestación
Ibarra 138/69 kV de 33 MVA de capacidad que inicialmente iba a ser instalado en la
subestación Baños, fue reubicado en la subestación Francisco de Orellana, en el mes de
noviembre de 2010, en vista de que en el transformador de esta subestación se registraron
problemas en el cambiador automático del tap bajo carga, aspecto que imposibilita mejorar
los perfiles de voltaje en la zona de Orellana, especialmente en casos en que no se cuenta
con la generación interna de CNEL-Sucumbíos.
La fecha de entrada en operación del transformador de la subestación Baños está prevista
para el primer trimestre del año 2013, una vez que CELEC EP – TRANSELECTRIC
realice la compra del nuevo transformador 138/69 kV de 67 MVA para la subestación
Francisco de Orellana.
12.2.3 Proyectos Zona Noroccidental
- Subestación Quinindé 138/69 kV
Debido al desarrollo agro-industrial que se ha presentado en la zona de Quinindé y la
saturación del alimentador de 69 kV, a través del cual se abastece desde la subestación
Esmeraldas, es necesario contar con un nuevo punto de entrega de energía desde el SNT
para esta zona de la provincia de Esmeraldas, a fin de mejorar la calidad del servicio y
brindar la suficiente capacidad de energía para satisfacer la demanda que ha permanecido
represada en los últimos años. Cabe indicar que esta nueva subestación permitirá
descargar los transformadores de 138/69 kV de la subestación Esmeraldas.
La alimentación de esta nueva subestación, se realizará a través del seccionamiento de uno
de los circuitos de la línea Santo Domingo-Esmeraldas de 138 kV, aproximadamente a 84
km de Santo Domingo.
45
Es importante señalar que como parte de la adquisición del suministro de esta subestación,
se ha previsto la compra de un transformador 138/69 kV de 100 MVA, sin embargo, a fin
de optimizar las inversiones del SNT, este transformador será instalado en la subestación
Chone en remplazo del transformador 138/69 kV de 60 MVA de capacidad, el cual a su
vez sería reubicado en la subestación Quinindé.
- Subestación Chone, ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV
La ampliación de la capacidad de transformación en esta subestación, permitirá satisfacer
el crecimiento de los requerimientos energéticos de la zona norte de la provincia de
Manabí, mediante la instalación de un autotransformador trifásico, 60/80/100 MVA,
138/69 kV, con ULTC, en reemplazo del actual transformador de 60 MVA, el cual a su vez
será reubicado en la nueva subestación Quinindé que está en construcción por CELEC EP -
TRANSELECTRIC.
- Subestación Santo Domingo ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV
Comprende la instalación de un autotransformador trifásico de 100/134/167 MVA, 138/69
kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión, proyecto que permitirá atender
el crecimiento de la demanda de la Empresa Eléctrica Santo Domingo.
- Subestación Santo Domingo ampliación de capacidad de transformación
230/138kV
Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos, 3x33/44/55 MVA,
230/138 kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión, obra que permitirá
atender el crecimiento de la demanda de Santo Domingo y Esmeraldas, cubriendo
especialmente las necesidades de estas dos zonas del país cuando se encuentra fuera de
operación la Central Térmica Esmeraldas.
- Sistema de transmisión Quevedo – Portoviejo, 230 kV
Como parte de este sistema de transmisión, que permitirá mejorar las condiciones de
calidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica a la provincia de Manabí, al
momento han ingresado en operación las siguientes obras:
- Dos circuitos de la línea de transmisión Quevedo–Portoviejo (San Gregorio), 230
kV, 115 km, encuellados en sus extremos.
- Subestación San Gregorio 230/138 kV, 225 MVA de capacidad.
- La ampliación de una bahía de 138 kV en la S/E Portoviejo y la entrada en
operación de la línea Portoviejo-Manta a 138 kV, de propiedad de CNEL-Manabí,
permitiendo con ello la energización de manera temporal de la S/E Móvil 138/69
kV de 32 MVA, ubicada junto a la subestación Manta 2 de la empresa distribuidora.
- Un tercer banco de capacitores de 12 MVAR en la subestación Portoviejo.
46
De manera complementaria, este sistema considera la construcción de una subestación en
la zona de Montecristi y su alimentación desde la subestación San Gregorio, mediante el
seccionamiento de la línea San Gregorio-Manta de 138 kV, en el sector de La Victoria
ubicada a 7 km al nororiente de Manta; el detalle de las obras requeridas es el siguiente:
- Subestación Montecristi 138 /69 kV:
. Un transformador trifásico 138/69 kV, 60/80/100 MVA.
. Una bahía de línea de 138 kV.
. Tres bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
- Línea de transmisión Portoviejo - San Gregorio - La Victoria, 138 kV, 27 km, un
circuito (adquisición de un tramo de la línea de propiedad de CNEL-Manabí).
- Línea de transmisión La Victoria - Montecristi, 138 kV, 7 km de longitud, en
estructuras doble circuito.
Al momento está en construcción de la línea y la subestación. La fecha de entrada en
operación de la subestación Montecristi está prevista para el segundo trimestre del año
2012.
12.2.4 Proyectos Zona Sur
- Ampliación subestación Cuenca 69 kV, 1 bahía de línea (E.E. Azogues)
Con la finalidad de dotar de un punto de conexión a la Empresa Eléctrica Azogues S.A.
desde las instalaciones del SNT, se tiene previsto la implementación de una bahía de línea
de 69 kV en la subestación Cuenca.
- Subestación Babahoyo, ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV
Para garantizar el abastecimiento del crecimiento de la demanda de la zona sur de la
provincia de Los Ríos, especialmente en los casos en que no se cuente con la generación de
la central hidroeléctrica Sibimbe, está en proceso la construcción de una nueva subestación
en la zona de Babahoyo.
Actualmente, la subestación Babahoyo 138/69 kV de 66 MVA de capacidad, cuenta con
una sola bahía, tanto a nivel de 138 kV como de 69 kV, y está construida en terrenos de
propiedad de CNEL-Los Ríos junto a la subestación Chorrera de esta empresa
distribuidora, terrenos que son propensos de inundaciones como ocurrió en inviernos
anteriores, en los cuales estuvo a punto de sacar de servicio toda la subestación, razón por
la cual, CELEC EP - TRANSELECTRIC decidió realizar la construcción de una nueva
subestación en un sector cercano a la ex central de generación Centro Industrial, en la cual se realizará la instalación de un transformador trifásico 138/69 kV, 40/53/66.7 MVA, de
acuerdo con el siguiente detalle:
- Subestación Babahoyo 138 /69 kV
47
. Un transformador trifásico 138/69 kV, 40/53/66.7 MVA.
. Una bahía de línea de 138 kV.
. Dos bahías de transformador de 138 kV.
. Una bahía de transferencia de 138 kV
. Una bahía de línea de 69 kV (Una bahía actualmente está operativa).
. Dos bahías de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
Una vez que se concluya con la construcción de la nueva subestación, se procederá con la
reubicación del transformador 138/69 kV de 66.7 MVA, el mismo que actualmente está en
operación junto a la subestación Chorrera, así como la bahía de línea de 69 kV mediante la
cual al momento se abastece la demanda de la distribuidora, en la nueva subestación
Babahoyo.
- Sistema de transmisión Milagro – Machala, 230 kV.
Mediante este sistema de transmisión se garantiza el suministro de energía eléctrica a la
provincia de El Oro con una eventual exportación de energía al Perú; obra que se
complementará a futuro con una línea de transmisión Milagro - Las Esclusas - Trinitaria.
Este proyecto está conformado por las siguientes obras:
- Ampliación de la subestación Milagro: una bahía de línea de 230 kV (obra que
concluyó su ejecución a finales del año 2008).
- Ampliación de la subestación Machala: dos bahías de línea, una bahía de
acoplamiento y una bahía de transformador, que permitirán completar el esquema
de doble barra principal de 230 kV, obra que fue concluida en el mes de noviembre
de 2009.
- Línea de transmisión Milagro-San Idelfonso-Machala, 230 kV, 135 km, dos
conductores por fase, 750 ACAR, en estructuras de doble circuito con el montaje
inicial de un circuito.
Adicionalmente, el desarrollo de este sistema permitirá la incorporación al SNI de la
producción de proyectos de generación hidroeléctrica de los proyectos Minas – San
Francisco y, de generación a gas natural con el traslado de las unidades desde Pascuales y
Manta con una capacidad de 140 MW, así como de la generación de gas y ciclo combinado
que están implementándose en la zona de Bajo Alto.
Respecto al avance de la línea de transmisión, se debe señalar que se concluyeron casi en
su totalidad los trabajos de obras civiles, y está en ejecución el montaje electromecánico y
tendido de conductores de la línea de transmisión.
La fecha de entrada en operación está prevista para el tercer trimestre del año 2012.
48
- Sistema de transmisión Cuenca – Loja, 138 kV.
Actualmente, para mejorar los perfiles de voltaje en la subestación Loja se cuenta con la
operación de un banco de capacitores de 12 MVAR a nivel de 69 kV; este equipamiento
constituye una solución parcial, por lo que, para mejorar la calidad y confiabilidad en el
suministro de energía eléctrica en esta zona, se requiere la construcción de las siguientes
obras:
- Línea de transmisión Cuenca–Loja, 138 kV, 135 km, montaje del segundo circuito.
- Subestación Cuenca, ampliación:
. Una bahía de línea de 138 kV.
- Subestación Loja, ampliación (completar esquema de barras de 138 kV):
. Una bahía de línea de 138 kV.
. Una bahía de transformador de 138 kV.
Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2013.
- Sistema de transmisión Loja – Cumbaratza, 138 kV.
De acuerdo con la revisión de los estudios de expansión del sistema de subtransmisión de
la Empresa Eléctrica Regional Sur, se observa que la línea Loja-Cumbaratza de 138 kV de
propiedad de CELEC EP - TRANSELECTRIC, que actualmente opera a 69 kV, a través de
la cual se atiende a la provincia oriental de Zamora Chinchipe (cantones: Zamora,
Nambija, El Pangui, Gualaquiza, etc.) requiere cambiar su operación a su voltaje de diseño,
a partir del año 2012, ya que no es posible brindar un adecuado perfil de voltaje, a pesar de
la instalación de capacitores.
Con la finalidad de dar solución a la prohibición del Municipio de Loja de cruzar sobre el
parque Jipiro de esa ciudad con la línea de transmisión de 138 kV hacia Cumbaratza, se ha
previsto la construcción de un tramo de línea de 138 kV, doble circuito, desde el sector de
Motupe (ubicado a 6 km al norte de la subestación Loja) hasta la zona de Yanacocha, sitio
en el cual se efectuará la construcción de una subestación de seccionamiento de 138 kV y
desde la cual se alimentará a la provincia de Zamora Chinchipe.
Por lo expuesto, se requiere la puesta en operación de las siguientes obras:
- Línea de transmisión Motupe – Yanacocha 138 kV, doble circuito, 10 km, 750
ACAR.
- Subestación Yanacocha:
. Tres bahías de línea de 138 kV.
. Una bahía de transferencia de 138 kV.
- Subestación Cumbaratza:
. Transformador trifásico de 20/27/33 MVA, 138/69 kV.
. Una bahía de línea de 138 kV.
. Una bahía de transformador de 138 kV.
. Una bahía de transferencia de 138 kV.
49
. Dos bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
Fecha de ingreso en operación: Segundo trimestre del año 2013.
Cabe indicar que, esta fecha difiere de la planteada por la empresa distribuidora, debido a
la falta de recursos económicos en el sector eléctrico, lo que ha obligado a buscar fuentes
de financiamiento externas para la ejecución de este sistema de transmisión.
- Sistema de transmisión Plan de Milagro - Macas 138 kV
Actualmente, el sistema Cuenca-Plan de Milagro-Macas opera a nivel de 69kV, como parte
del sistema de subtransmisión de la empresa Centrosur, registrando un nivel de pérdidas de
potencia importante, alrededor de 7 MW, debido a que en su extremo se cuenta con la
operación de la central hidroeléctrica Abanico de 37.5 MW de capacidad. Con la finalidad
de aprovechar de mejor manera la generación de la central Abanico conectada en Macas,
se ha determinado la necesidad de operar el sistema Cuenca – Plan de Milagro – Macas a
nivel de 138 kV integrado al Sistema Nacional de Transmisión, con lo cual se reducirá en
aproximadamente 5 MW las pérdidas de potencia en el sistema.
12.2.5 Proyectos Zona Suroccidental
- Sistema de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, 138 kV.
La mejor alternativa para la expansión del sistema de transmisión hacia Santa Elena es
mediante la construcción de una línea de transmisión desde una subestación de
seccionamiento ubicada cerca al embalse Chongón de CEDEGE, a la altura del sitio donde
se deriva la línea Pascuales-Posorja hacia Electroquil. Este sistema permitirá dar mayor
seguridad y confiabilidad en el servicio de energía eléctrica a la Península de Santa Elena
con mejores perfiles de tensión. Es importante señalar que, debido a la dificultad en la
obtención de los derechos de paso y la imposición de fajas de servidumbre que actualmente
ha evidenciado CELEC EP – TRANSELECTRIC, situación que será más crítica en el
futuro, se ha previsto la construcción de la línea de transmisión aislada a 230 kV para ser
operada a 138 kV.
El equipamiento requerido es el siguiente:
- Subestación Santa Elena, ampliación:
. Una bahía de línea de 138 kV.
- Subestación de seccionamiento Lago de Chongón:
. Seis bahías de línea de 138 kV.
. Una bahía de transferencia de 138 kV.
- Línea de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, de 81 km de longitud,
diseñada para 230 kV, que operará inicialmente a 138 kV con un solo circuito.
50
Al momento, se cuenta con el equipamiento para las subestaciones Santa Elena y Lago de
Chongón, sin embargo, debido a que CELEC EP instaló de generación termoeléctrica con
una capacidad de 90 MW y está en proceso la instalación de 40 MW de generación
adicional, esta obra ha sido reprogramada para el tercer trimestre del año 2013.
Adicionalmente, en virtud del crecimiento poblacional y las actuales invasiones que se
identifican en los alrededores del sitio de la subestación Nueva Prosperina y a lo largo de la
vía a la costa, a futuro se podría implementar transformación en la subestación Lago de
Chongón para el suministro de energía a esta zona de Guayaquil.
- Modernización de la subestación Pascuales.
La aplicación de la Regulación CONELEC 003/08 tiene implicaciones directas en el
equipamiento de los sistemas de protección, control y medición del SNT, por lo cual se
está implementando la modernización de la subestación Pascuales, con el cambio de los
sistemas de protección, control y medición y de equipo primario.
Adicionalmente, como parte de este proceso se contempla la instalación de una bahía de
transformador de 230 kV, la cual será utilizada por el banco de autotransformadores
230/138 kV- ATT de la subestación Pascuales, con lo cual se liberará la bahía de la línea
de transmisión Pascuales-Trinitaria de 230 kV, para poder reintegrarla al SNT, sin
embargo, hasta que no se cuente con la operación de la subestación Las Esclusas 230/138
kV, solamente se podrá utilizar este circuito como fuente de compensación capacitiva.
Al momento, está en ejecución el cambio al nuevo sistema de control y protección de la
subestación, cuyos trabajos se prevén culminarlos en el tercer trimestre del año 2012.
- Subestación Dos Cerritos, compensación capacitiva.
La instalación de dos bancos de 12 MVAR, a nivel de 69 kV, permitirá cumplir con la
regulación vigente, esto es, con adecuados perfiles de voltaje en las barras del SNT, ante el
alto crecimiento de la demanda en la zona operativa Suroccidental.
Al momento se cuenta con el equipamiento necesario, y está en ejecución las obras civiles,
con lo cual esta obra ingresará en operación el tercer trimestre del año 2012.
12.2.6 Proyectos Global SNT
- Bahías de emergencia a 230, 138 y 69 kV
Con la finalidad de facilitar la conexión de nueva generación que requiera el país en forma
emergente, tal como ocurrió en años pasados y en el período de estiaje octubre 2009-marzo
2010, está proceso la adquisición un stock de bahías a nivel de 230, 138 y 69 kV, que
permitirán reducir los tiempos de ingreso de dicha generación; adicionalmente, este equipo
servirá para cubrir eventuales emergencias en el SNT.
51
- Subestación móvil 138/69 kV
Al momento está en proceso la adquisición de una subestación de 60 MVA, 138/69 kV, la
misma que servirá para atender emergencias en los transformadores del SNT con esta
relación de transformación, o incluso en caso de mantenimiento de equipos de
transformación, para empresas distribuidoras que cuentan con un solo punto de
alimentación desde el SNI.
13. PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO
Sobre la base de los resultados de los estudios eléctricos realizados, se determina el
correspondiente plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisión para el
período 2013-2022, de acuerdo con los criterios y metodología definidos anteriormente.
Con la finalidad de cumplir con las fechas de entrada en operación de los proyectos
referidos en el presente Plan de Expansión, para garantizar el abastecimiento del
crecimiento de la demanda de energía eléctrica del S.N.I., es indispensable que CELEC EP
- TRANSELECTRIC disponga de los recursos económicos oportunos para la ejecución de
las obras, de acuerdo con el presupuesto señalado en el Cuadro No. 6.
En el Cuadro No. 7 se presentan los flujos de caja de las inversiones para el período 2012-
2021, que se requieren para cumplir con el plan de equipamiento propuesto en el presente
Plan de Expansión.
Los proyectos de expansión del SNT permiten obtener los siguientes beneficios en el
Sistema Nacional Interconectado:
- Abastecer el crecimiento de la demanda en diferentes zonas del país,
- Incrementar los niveles de seguridad y confiabilidad en el servicio eléctrico.
- Incorporación de nueva generación al S.N.I.
- Mejorar las condiciones operativas del S.N.I.
- Disminución de las pérdidas de potencia y energía en el SNT,
Los costos de los equipos de subestaciones han sido revisados en función de las ofertas
recibidas por CELEC EP - TRANSELECTRIC en los diferentes concursos para suministro
de equipos; y, en el caso de las nuevas instalaciones de 500 kV, se utiliza información
remitida por el Consorcio CESI-EFICACITAS, firma que actualmente está desarrollando
los estudios definitivos para determinar la configuración del Sistema de Transmisión de
500 kV en el Ecuador.
Considerando que para la mayoría de los equipamientos se utilizan precios unitarios
uniformes, pueden existir discrepancias con ciertos costos de algunos equipamientos en los
cuales se han identificado ciertas características particulares de las obras a desarrollar
(obras civiles que requieren pilotaje, complementación de equipos, etc.). Sobre esta base,
en los Cuadros Nos. 9, 10 y 11 constan los costos unitarios por bahía para subestaciones y
en el Cuadro No. 12, se presentan los costos de transformadores monofásicos y trifásicos.
52
En el Cuadro No. 13, se presenta un detalle de los costos de capacitores para diferentes
capacidades y niveles de voltaje.
En el Cuadro No. 14, se presentan los costos de las líneas de transmisión, desglosados en
costos propios de la línea y costos de las indemnizaciones previstas.
En el Cuadro No. 15, se presentan los costos para instalaciones de 500 kV, remitidos por el
Consorcio CESI-EFICACITAS, como parte de los estudios definitivos del Sistema de
Transmisión de 500 kV.
En el presente Plan de Expansión de Transmisión 2012-2021, se han establecido varios
proyectos, incluyendo aquellos que se encuentran en ejecución y que ingresarán en
operación a partir del año 2012, los mismos que comprenden la construcción de 2.065 km
de líneas de transmisión de simple y doble circuito, la instalación de 7.645 MVA de
transformación y, la incorporación de 390 MVAr de compensación capacitiva, como se
presenta en las Tablas 20, 21 y 22.
Tabla 20
Resumen Líneas de Transmisión 2012-2021
Año km de líneas de transmisión
138 kV 230 kV 500 kV Total
2012 83 323 406
2013 276 123 399
2014 6 305 370 681
2015 190 180 370
2016 20 20
2017 55 2 57
2018 34 100 134
2019
2020
2021
TOTAL 453 1,063 550 2,065
53
Tabla 21
Resumen Subestaciones 2012-2021
Año MVA de transformación
138/69 kV 230 /138 kV 230/69 kV 500/230 kV Total
2012 307 392 699
2013 486 750 1,236
2014 66 634 951 1,651
2015 2,500 2,500
2016 717 717
2017 392 225 617
2018 225 225
2019
2020
2021
TOTAL 859 2,393 1,893 2,500 7,645
Tabla 22
Resumen Compensación Capacitiva 2012-2021
Año MVAR de compensación
230 kV 138 kV 69 kV Total
2012 24 24
2013 0
2014 12 12
2015 240 60 300
2016 30 24 54
2017
2018
2019
2020
2021
TOTAL 240 90 60 390
En las Tablas 23 a 28 se presenta un resumen del plan de equipamiento propuesto para el
período 2012-2021, para cada zona operativa, así como de los proyectos cuyo impacto
engloban al SNT en su conjunto.
54
Tabla 23
Proyectos expansión Zona Norte
Item PROYECTO Entrada en
operación
I ZONA NORTE
1 S/E Pomasqui, 230/138 kV, ampliación. 1er. trim 2013
1.1 - Segundo transformador, 180/240/300 MVA. 1er. trim 2013
2 S/E Santa Rosa, 138 kV, ampliación. 4to trim 2014
2.1 - 2 bahías de línea de 138 kV (seccionamiento L/T Mulaló - Vicentina 138 kV) 4to trim 2012
3 S/E Totoras, 230/138 kV, ampliación. 2do trim 2013
3.1 - Transformador trifásico, 90/120/150 MVA, 230/138 kV. 2do trim 2013
4 S/E Tabacundo 230/138 kV, 167 MVA 4to trim 2014
4.1 - Transformador trifásico de 100/133/167 MVA. 4to trim 2014
5 S/E Tabacundo, 230/69 kV, 100 MVA, ampliación 4to trim 2016
5.1 - 1 Transformador trifásico de 60/80/100 MVA, 230/69 kV 4to trim 2016
Tabla 24
Proyectos expansión Zona Nororiental
Item PROYECTO Entrada en
operación
II ZONA NORORIENTAL
1 Sistema de transmisión Sucumbíos - Fco. Orellana, 138 kV. 4to trim 2017
1.1 S/E Sucumbíos, 230/138 kV, 167 MVA 4to trim 2017
1.2 S/E Orellana 138 kV, ampliación. 4to trim 2017
1.3 L/T Sucumbíos-Orellana, 138 kV, 55 Km, doble circuito, 750 ACAR 4to trim 2017
2 Sistema de transmisión CCSinclair - Sucumbíos, 230kV. 4to trim 2014
2.1 L/T CCSinclair-Sucumbíos, 230kV, 105 Km, doble circuito, ACAR 1200 4to trim 2014
2.2 S/E Sucumbíos, 230/69 kV, 167 MVA 4to trim 2014
Tabla 25
Proyectos expansión Zona Noroccidental
Item PROYECTO Entrada en
operación
III ZONA NOROCCIDENTAL
1 S/E San Gregorio (Portoviejo), 230/69 kV, ampliación. 4to.trim 2016
1.1 - 1 Transformador trifásico, 100/133/167 MVA. 4to.trim 2016
2 Sistema de transmisión Quevedo - San Gregorio, 230 kV II etapa. 4to.trim 2013
2.1 S/E Quevedo 230 kV, ampliación: 4to.trim 2013
2.2 S/E San Gregorio 230 kV, ampliación 4to.trim 2013
3 Sistema de transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 kV. 2do trim 2014
3.1 L/T San Gregorio - San Juan 230 kV, 35 km, doble circuito, 1200 ACAR 2do trim 2014
3.2 S/E San Juan de Manta, 230/69 kV, 225 MVA 2do trim 2014
3.3 S/E San Gregorio 230 kV, ampliación. 2do trim 2014
4 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino, 138 kV 4to.trim 2018
4.1 L/T Daule Peripa - Severino, 138 kV, 33.5 km, simple circuito, 750 ACAR 4to.trim 2018
4.2 S/E Daule Peripa, 138 kV, ampliación 4to.trim 2018
4.3 S/E Severino, 138 kV, ampliación 4to.trim 2018
55
Tabla 26
Proyectos expansión Zona Sur
Item PROYECTO Entrada en
operación
IV ZONA SUR
1 S/E Yanacocha, 138/69 kV, ampliación. 4to trim 2014
1.1 - Transformador, 40/53/66 MVA. 4to trim 2014
2 Subestación La Troncal, 230/69 kV, 167 MVA 2do trim 2014
2.1 - Transformador trifásico de 100/133/167 MVA, 230/69 kV 2do trim 2014
3 Sistema Milagro - Babahoyo, 138 kV. 3er trim 2013
3.1 L/T Milagro-Babahoyo, 230 kV, 47 km, doble circuito, 1200 ACAR (opera energizada a 138 kV). 3er trim 2013
3.2 S/E Milagro 138 kV, ampliación. 3er trim 2013
3.3 S/E Babahoyo 138 kV, ampliación. 3er trim 2013
4 Sistema Milagro - Machala, 230 kV II Etapa. 4to trim 2012
4.1 L/T Milagro-Machala, 230 kV, 134 km, montaje segundo circuito 4to trim 2012
5 Modernización S/E Molino 1 er trim 2013
5.1 - Modernización S/E Molino 230/138 kV 1 er trim 2013
Tabla 27
Proyectos expansión Zona Suroccidental
Item PROYECTO Entrada en
operación
V ZONA SUROCCIDENTAL
1 S/E Las Esclusas, 230/69 kV, ampliación. 4to.trim 2014
1.1 - 1 Transformador trifásico, 100/133/167 MVA. 4to.trim 2014
2 S/E Posorja, 138/69 kV, ampliación. 4to trim 2013
2.1 - 1 Transformador trifásico, 20/27/33 MVA. 4to trim 2013
3 S/E San Idelfonso, ampliación 230/138 kV 4to.trim 2017
3.1 - 1 Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/138 kV 4to.trim 2017
4 Subestación Nueva Salitral 230/69 kV. 4to.trim 2017
4.1 Tramo L/T 230 kV, cuatro circuitos, 1.5 km. 4to.trim 2017
4.2 S/E Nueva Salitral, 230/69 kV, 225 MVA 4to.trim 2017
5 Sistema transmisión Pascuales - Las Orquideas, 230 kV. 4to trim 2016
5.1 S/E Las Orquideas, 230/69 kV, 225 MVA 4to trim 2016
5.2 L/T Pascuales-Las Orquideas, 230 kV, 10 Km, doble circuito, 1200 ACAR. 4to trim 2016
6 Subestación Durán 230/69 kV. 4to trim 2016
6.1 S/E Durán, 230/69 kV, 225 MVA. 4to trim 2016
6.2 Tramo L/T 230 kV, cuatro circuitos, 10 km, montaje inicial de dos, 2x750 ACAR 4to trim 2016
7 Sistema Daule - Lago de Chongón, 230 kV. 4to.trim 2018
7.1 S/E Daule, 230 kV, ampliación 4to.trim 2018
7.2 L/T Daule-Lago de Chongón, 230 kV, 30 Km, doble circuito, 1200 ACAR. (montaje inicial de uno) 4to.trim 2018
7.3 S/E Lago de Chongón, 138/230 kV, 225 MVA 4to.trim 2018
8 Sistema Lago de Chongón - Posorja 138 kV. 4to.trim 2018
8.1 S/E Posorja, 138 kV, ampliación 4to.trim 2018
8.2 L/T Posorja-Lago de Chongón, 230 kV, 70.4 Km, doble circuito, 1200 ACAR. (montaje inicial de
uno, se energiza a 138 kV)4to.trim 2018
8.3 S/E Daule 138 kV, ampliación. 4to.trim 2018
56
Tabla 28
Proyectos expansión Global SNT
Item PROYECTO Entrada en
operación
VI GLOBAL SNT
1 S/E Nueva Prosperina, 230/69 kV, ampliación. 4to trim 2014
1.1 - 1 Transformador trifásico de 135/180/225 MVA. 4to trim 2014
2 S/E El Inga, 230/138 kV, ampliación. 4to trim 2014
2.1 - Transformador trifásico de 180/240/300 MVA. 4to trim 2014
3 Subestaciones móviles 4to trim 2014
3.1 - Subestación móvil 138/46 kV, 60 MVA. 4to trim 2014
3.2 Subestación móvil doble tap (138/22 y 138/13.8 kV), 33 MVA 4to trim 2014
4 Bahías de emergencia y/o reserva, 138/ 69 KV 4to.trim 2013
4.1 - 2 bahías de línea de 138 kV. 4to.trim 2013
4.2 - 4 bahías de línea de 69 kV. 4to.trim 2013
5 Compensación capacitiva. 1er trim 2014
6 Sistema de transmisión S/E Central - Quevedo, 230 kV. 4to.trim 2013
6.1 L/T Central - Quevedo, 230 kV, doble circuito, 120 km. 4to.trim 2013
6.2 S/E Central 230 kV 4to.trim 2013
6.3 S/E Quevedo 230 kV, ampliación. 4to.trim 2013
6.4 L/T S/E Central - Punto seccionamiento SNT , 230 kV, 5 km, 2 tramos doble circuito, 1200 ACAR 4to.trim 2013
En las Tablas 29 y 30 se muestran un resumen de los proyectos de expansión en el SNT
asociados al desarrollo de los proyectos de generación públicos, y del sistema de
transmisión de 500 kV del Ecuador, respectivamente.
Tabla 29
Proyectos expansión asociados a los proyectos de generación
Item PROYECTO Entrada en
operación
VII
1 Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto.Domingo, 230 kV. 1er trim 2014
1.1 Modernización S/E Esmeraldas 1er trim 2014
1.2 S/E Esmeraldas, 230/138 kV, 167 MVA 1er trim 2014
1.3 S/E Santo Domingo, 230 kV, ampliación. 1er trim 2014
1.4 L/T Esmeraldas - Sto. Domingo, 230kV, 155 km, doble circuito, 1200 ACAR 1er trim 2014
2 Sistema de transmisión Sopladora - Taday - Milagro, 230 kV. 1er. trim 2015
2.1 L/T Sopladora - Taday 230 kV, 35 km, doble circuito, 2X750 ACAR 1er. trim 2015
2.2 L/T Taday - Milagro, 230 kV, 140 km, doble circuito, 2x750 ACAR. 3er. trim 2014
2.3 S/E Taday 230 kV 3er. trim 2014
2.4 S/E Milagro 230 kV 3er. trim 2014
SISTEMAS DE TRANSMISION ASOCIADOS A PROYECTOS DE GENERACION
57
Tabla 30
Sistema de Transmisión de 500 kV
Item PROYECTO Entrada en
operación
VIII SISTEMA DE TRANSMISION DE 500 kV
1 Sistema de transmisión CC Sinclair - El Inga - Daule 1er trim. 2015
1.1 L/T El Inga - CCSinclair, 500 kV, 125 km, 2 circuitos Independientes, 4x1100 ACAR. 4to trim. 2014
1.2 L/T El Inga - S/E Central, 500 kV, 120 km, 1 circuito, 4 x 750 ACAR. (Se energiza a 230 kV) 4to trim. 2014
1.3 L/T S/E Central - S/E Daule, 500 kV, 180 km, 1 circuito, 4 x 750 ACAR. (Se energiza a 230 kV) 1er trim. 2015
1.4 L/T S/E Daule - Punto seccionamiento SNT , 230 kV, 10 km, 3 tramos doble circuito, 1200 ACAR 1er trim. 2015
1.5 S/E El Inga, 500/230 kV, 3x600 MVA 1er.trim 2015
1.6 S/E Coca Codo Sinclair, 500/230 kV, 375 MVA. 1er trim. 2015
1.7 S/E Daule 230 kV. 1er trim 2015
1.8 S/E Central 230 kV. 4to.trim 2014
A continuación se describen las obras requeridas en el Sistema Nacional de Transmisión
para el período de análisis, y en los Gráficos 13 a 17, se muestran los diagramas unifilares
de las diferentes zonas operativas del SNT considerando los proyectos de expansión para el
período 2012-2021.
58
Gráfico 13
Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Norte
U1 U2
PUCARÁ
100
MVA
100
MVA
138 kV
69 kV
75
MVA
375
MVA
375
MVA
75
MVA
69 kV
TG1
48
MVA
100
MVA
33
MVA
50
MVA
67
MVA
34.5 kV69 kV
SANTA ROSA
138 kV
46 kV
27 M
VA
R
27 M
VA
R
27 M
VA
R
E. ESPEJO
138 kV
23 kV
CHILIBULO
138 kV
23 kV
100
MVA
100
MVAS. ALEGRE
138 kV
46 kV
SANTA ROSA
2X10 MVAR
25 k
m
56
km CONOCOTO
138 kV
23 kV
138 kV
EL C
AR
ME
N
S/E 19
138 kV
46 kV
8.5 km
18 km
17.5 km
138 kV
23 kV
POMASQUI
3 k
m
138 kV
23 kV
CRITIANÍA
8 k
m
300
MVA
25 MVAR
230 kV
138 kV
46 km
75
km
PASTO
230 kV
250
MW
250
MW
138 kV
115 kV
IPIALES
8 k
m
7 km
69 kV
138 kV
3 MVAR
74
.5 k
m
69 kV
IBARRA67
MVA
6 MVAR40
MVA
60 k
m
COLOMBIA
138 kV
46 kV
7 k
m
GU
AN
GO
PO
LO
10 k
m18.5 km
138 kV
67
MVA
PUCARÁ138 kV
35 km
27.7
km44
MVA
7 km
69 kV
138 kV
TOTORAS10 MVAR
42 km
230 kV
U1
U2
S. FRANCISCO
144.4 km
134.3 km
10 MVAR
230 kV
69 kV
100
MVA
110 km
TG2 TG3EMAP
RECUP.
G. H
ER
NÁ
ND
EZ
GU
AN
GO
PO
LO
138 kV
NA
YÓ
N
CU
MB
AY
Á
EC
OL
UZ
G. ELEPCO
G.
EMELNORTE
G.
EMELNORTE
300
MVA
75
MVA
67
MVA
300
MVA
VIC
TO
RIA
230 kV
138 kV
138 kV
23 kV
QU
IJO
S
600
MVA
500 kV
600
MVA
600
MVA
20 km138 kV
23 kV
138 kV
23 kV
138 kV
23 kV
30 MVAR
138 kV
3 k
m3 k
m300
MVA
120 km
30 MVAR30 MVAR
INGA
TABABELA
230 kV
MULALÓ
AMBATO
VICENTINA
S. ANTONIO
ZÁMBIZA
CUMBAYÁ
ALANGASÍ
69 kV
GUARANDA
RIOBAMBA
230 kV
138 kV
TULCÁN
POMASQUI
15
14
14
12
13
11
6 MVAR
Hac
ia S
/E C
oca
Cod
o S
.
Hacia S/E Santo Domingo
Hac
ia S
/E D
aule
Hacia S/E Baños
Hac
ia S
/E T
aday
Hac
ia S
/E T
aday
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura)
Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura)
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2015)
Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT
Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s
12
12
137 km
30 k
m
36 km
54 km
78.3 km
125 k
m
14 14
12
137 km
15
13
13
13
13
13
12
12.5 km
14
150
MVA13
167
MVA
100
MVA
TABACUNDO
230 kV
138 kV
69 kV
14
16
14
10 k
m
5.5
km
5.5
km
14
Hacia S/E Quevedo
CENTRAL
230 kV
120 km
13
180 km
15
48.5 km 88.5 km
15
5 km
37.8
8 k
m
QUINCHE
138 kV
SANGOLQUÍ
138 kV
MACHACHI
59
Gráfico 14
Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Nororiental
U1
AGOYÁN
69 kV
69 kV
3 km
U2
138 kV
138 kV
138 kV
33
MVA
138 kV
33
MVA
138 kV
69 kV
33
MVA
69 kV
142 k
m
66.1
km
48 km
G. COCA
69 kV
500 kV
U8 U7 U6 U5
U1U2U3U4
COCA CODO SINCLAIR
167
MVA
69 kV
375
MVA
230 kV
167
MVA
138 kV
SUCUMBÍOS
55 km
105 km
125 km
230 kV
BAÑOS
PUYO
TENA
F. DE ORELLANA
COCA CODO S.
14
30 MVAR 30 MVAR
12
17
14
15
Hacia S/E Totoras
Hacia S/E El Inga
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura)
Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura)
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)
Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT
Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s
12
12
14
33
MVA54 km
17
14
15
TOPO
15
17
30 MVAR
14
JIV
INO
60
Gráfico 15
Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Noroccidental
230 kV
138 kV
138 kV
69 kV
SEVERINO
138 kV
138 kV
69 kV
167
MVA
100
MVA69 kV
100
MVA
138 kV
69 kV
138 kV
75
MVA
75
MVA
TERMOESMERALDAS
230 kV
2X12 MVAR
154.8 km
62 k
m
U1
POZA HONDA
75
MVA
75
MVA
2X12 MVAR
7.3 km
225
MVA
U1
LA ESPERANZA
30.2 km
110 km
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura)
Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura)
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
10 MVAR
Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT
U2
167
MVA
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2011)
MONTECRISTI
69 kV
27 km
100
MVA
Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT
7 k
m
Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s
100
MVA
167
MVA
69 kV
84 km
60
MVA
230 kV
69 kV
225
MVA
230 kV
69 kV
12
14
2X12 MVAR
167
MVA
230 kV
155 km
DAULE-PERIPA138 kV
U1
DAULE-PERIPA
230 kV
138 kV
167
MVA
10 MVAR
43.2 km
13.7
km
U2 U2
QUEVEDO
Hacia S
/E D
aule
69 kV168
MVA
69 kV
RÍO CALOPE
U1 U2
91.2
km
63.2 km
138 kV
SAN JUAN
SAN GREGORIO
PORTOVIEJO
CHONE
ESMERALDAS
QUININDÉ STO. DOMINGO
16
12
16
11 14
14
12
14
Hacia S/E Santa Rosa
12
12
TERMOESMERALDAS II
13
TOACHI-
PILATÓN
SARAPULLO
TOACHI-PILATÓN
SARAPULLO
230 kV
230 kV
2 k
m
11 k
m
1435 km
25 k
m
78.3 km
104 k
m
45 k
m
BABA
15 km
145.3
km
1514
1514
12
CELEC
15
13
70.8 km
JARAMIJÓ
13
13
1313
1X12 MVAR
14
30 MVAR
16
18
MANDURIACU
61
Gráfico 16
Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Sur
230 kV
138 kV
230 kV
230 kV
U2U1
ZHORAY230 kV
U1 U2
138 kV69 kV
138 kV
69 kV
SAN IDELFONSO
138 kV
MACHALA
69 kV
138 kV
69 kV
138 kV
69 kV
69 kV
INGENIOS
SIBIMBE
CELEC - GAS MACHALA
MAZAR
HIDROABANICO
PAUTE AB
PAUTE C
167
MVA
18 MVAR225
MVA
67
MVA
69 kV
47 k
m
112.7
km
230 kV
11.2
km
21 k
m
55 k
m
100
MVA
100
MVA2X6 MVAR
167
MVA
120.7 km
2 k
m
2 k
m
15 km
52 km
167
MVA
100
MVA
134
.2 k
m
66
MVA
44 km
MACAS
67 km
375
MVA
375
MVA
10 MVAR 10 MVAR
ZORRITOS
230 kV
PERÚ
52 km
U1 U2
U1 U2 U3 U4 U5
U6 U7 U8 U9 U10
ELECAUSTRO
12 MVAR
67
MVA
YANACOCHA138 kV
138 kV
33
MVA
230 kV
69 kV
167
MVA
66
MVA
MAZAR
DUDAS
OCAÑA
5 km
SO
PLA
DO
RA
U1
U2
U3
140 km
35 km
15
CUENCA
MILAGRO
BABAHOYO
230 kV
LA TRONCAL
SININCAY
LOJA
CUMBARATZA
MOLINO
12
14
16
14
14
14
Hacia S/E Daule
Hacia S/E Dos Cerritos
(1C) & Pascuales (2C)
12
Hac
ia S
/E R
ioba
mba
(1C
)
& S
/E C
entr
al (
2C)
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura)
Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura)
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)
Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT
Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s
12
12
VILLONACO
5 k
m
181 km
35.3 km
45.3 km
180 km
69 kV
12
VILLONACO
15
230 kV
13
MINAS
138 kV
SOLDADOS
YANUNCAY
CHORRILLOS
DE
LS
I -
TA
NIS
AG
UA
43 km
230 kV
12
12
MINAS – SAN
FRANCISCO
230 kV
TADAY
230 kV
SOPLADORA
7 km
7 km
14
15
69 kV
13
12
13
10
km
69 kV
138 kV
GUALACEO LIMÓN MÉNDEZ
12
69 kV
67
MVA14
13
138 kV
225
MVA
CELEC – GAS
MACHALA
U3 CC
13
12
12
Hacia S/E Esclusas (1C) &
S/E Durán (2C)
17
11
km
30 km
62
Gráfico 17
Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Suroccidental
230 kV
138 kV
138 kV
230 kV
69 kV
69 kV
230 kV
69 kV
230 kV
138 kV
69 kV
TRINITARIA
U1
138 kV
69 kV
69 kV
69 kV
ANÍBAL SANTOS ÁLVARO TINAJERO
TV2
GONZALO CEVALLOS
U3
ELECTROQUIL-3
HOLCIM
ELECTROQUIL-2
GAS
PASCUALES
138 kV
69 kV
138 kV
69 kV
138 kV
69 kV
24.2 km
67
MVA
375
MVA
375
MVA
12 MVAR
2X10 MVAR
224
MVA
33
MVA
100
MVA
5.5
km
15.5
km
17.4
km
150
MVA
150
MVA
69 kV
11 k
m
12 km
225
MVA
150
MVA
150
MVA
225
MVA
1X12 MVAR
167
MVA
U4
U1 U2
TV3 TV4
TV1 TG1 TG2 TG3 TG4 TG5 U1 U2
2X30 MVAR
2X12 MVAR
70.3 km
81 km
138 kV
KEPPEL
INTERVISA
TRADE
138 kV
230 kV
225
MVA
225
MVA
2X12 MVAR
224
MVA
138 kV
69 kV
167
MVA
69 kV
33
MVA
230 kV
69 kV
225
MVA
230 kV
225
MVA
230 kV
69 kV
69 kV
225
MVA
230 kV
2X30 MVAR
2X60 MVAR
SANTA ELENA
13
POSORJA13
PASCUALES
POLICENTRO
SALITRAL
NUEVA SALITRAL
TRINITARIA
NUEVA
PROSPERINA
2X6 MVAR
ESCLUSAS
CARAGUAY
DOS CERRITOS
ORQUÍDEAS
DURÁN
13
15
11
17
15
14
12
15
12
16
16
12
Hac
ia S
/E Q
ueve
do
Hacia S/E Molino
Hacia S/E Milagro
Hacia S/E Milagro
Ha
cia
S/E
Cen
tra
l
12
Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV
Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores
Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura)
Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura)
Elementos que no pertenecen al SNT
Elementos en construcción que pertenecerán al SNT
Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT
Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)
Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT
Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s
12
12
54 km
81 km
188.5 km
10 km
10 km
6.9 km
52.76 km
2.5 km
180 k
m
7.5
km
14
6 k
m
11
15
67
MVA
10 k
m
16
10 k
m
230 kV225
MVA
18
LA
GO
DE
CH
ON
GÓ
N
18
18
2X60 MVAR
15
DAULE15
1.5
km
1.5
km
225
MVA
30 km
42.76 km10 km
70.3 km
CELEC
CELEC
63
13.1 Proyectos para la Zona Norte
13.1.1 Ampliación de la subestación Pomasqui.
Instalación de un segundo transformador trifásico, 180/240/300 MVA, 230/138 kV, con las
correspondientes bahías de alta y baja tensión, para atender el crecimiento de la demanda
de la zona norte del país (E. E. Quito y EMELNORTE).
Sin embargo, debido a la falta de recursos para la ejecución de varios proyectos de
expansión, la Corporación ha visto la necesidad de priorizar y buscar fuentes de
financiamiento externas para su ejecución, por tal motivo, se ha reprogramado la entrada
en operación de este nuevo equipamiento.
Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2013.
13.1.2 Ampliación de la subestación Santa Rosa 138 kV
De acuerdo con los análisis eléctricos efectuados, se observa que ante la contingencia de la
línea Pucará – Mulaló de 138 kV, existe riesgo de sobrecargas en las líneas Santa Rosa-
Conocoto-Vicentina de 138 kV, además de bajos perfiles de voltaje en la subestación
Mulaló, con el consecuente riesgo corte de carga en esta zona, por tal motivo se requiere
seccionar la línea Mulaló – Vicentina de 138 kV, simple circuito, en la subestación Santa
Rosa, mediante la instalación de dos bahías de línea de 138 kV, con lo cual se mejorarán
las condiciones de confiabilidad y seguridad del suministro de energía eléctrica de la zona
centro – norte del SNI.
La tercera bahía de línea de 138 kV se requiere para alimentar la nueva subestación
Machachi 138/23 kV, 20/27/33 MVA, a ser construida por la Empresa Eléctrica Quito, que
brindará servicio al Cantón Mejía y a una zona de la parroquia de Pastocalle del Cantón
Latacunga en el límite con la Provincia de Pichincha. Esta subestación, permitirá a su vez
descongestionar el sistema de 46 kV de la empresa distribuidora, principalmente los
transformadores de 138/46 KV, 45/60/75 MVA, de la subestación Santa Rosa.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2012.
13.1.3 Ampliación de la subestación Totoras 230/138 kV
Cuando se encuentra indisponible la central hidroeléctrica Pucará de 70 MW de capacidad,
ó la una unidad de las centrales de Agoyán y San Francisco, por mantenimiento o
condiciones de despacho, se registran altos niveles de cargabilidad en el transformador
230/138 kV de 112 MVA de la subestación Totoras, superando incluso su capacidad
nominal, por tal motivo se plantea la instalación de un transformador trifásico 230/138 kV
de 90/120/150 MVA de capacidad.
Fecha de ingreso en operación: Segundo trimestre del año 2013.
64
13.1.4 Subestación Tabacundo 230/138 kV
Ante la necesidad por parte de la Empresa Eléctrica Quito de construir la subestación San
Antonio 138/23 kV 33 MVA, para abastecer la demanda de la nueva zona industrial
definida por el Distrito Metropolitano de Quito, seccionando un circuito de la línea
Pomasqui – Ibarra de 138 kV, y con el objeto que esta instalación no cause problemas al
sistema de EMELNORTE, especialmente en caso de contingencias, se ha determinado, de
manera preliminar, la construcción de una subestación 230/138 kV en las cercanías de
Tabacundo.
La alimentación de la subestación Tabacundo se realizará mediante le seccionamiento de
un circuito de la línea de la interconexión Pomasqui – Jamondino de 230 kV, mientras que
la barra de 138 kV permitirá seccionar los dos circuitos de la línea Pomasqui – Ibarra, con
lo cual a su vez se reforzará en el mediano y largo plazos al sistema de EMELNORTE, en
virtud de que se contará con un nuevo punto de alimentación en 230 kV para la zona norte
del SNI.
Las obras contempladas en este proyecto son las siguientes:
- Subestación Tabacundo 230/138 kV.
. Transformador trifásico, 230/138 kV, 167 MVA.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Dos bahías de línea de 138 kV.
. Una bahía de transformador de 138 kV.
. Una bahía de transferencia de 138 kV.
- Tramo de línea de 230 kV, doble circuito, 1200 ACAR, 10 km de longitud.
- Tramo de línea de 138 kV, doble circuito, 750 ACAR, 11 km de longitud.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014.
13.1.5 Subestación Tabacundo ampliación 230/69 kV
De acuerdo con los análisis efectuados entre CELEC EP - TRANSELECTRIC y la
empresa EMELNORTE, con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de
energía eléctrica de la parte sur del área de concesión de esta empresa, así como mejorar
los perfiles de voltaje de esta zona, se planteó en la versión anterior del Plan de Expansión
la construcción de una subestación en el sector de Chavezpamba de 67 MVA, 138/69 kV;
sin embargo, al disponer de la subestación Tabacundo 230/138 kV, se ha determinado la
instalación de un transformador 230/69 kV de 100 MVA de capacidad en esta subestación,
en lugar de construir la subestación Chavezpamba, con lo cual se dispondría de un punto
de entrega desde el SNT ubicado en el centro de carga de la parte sur del área de concesión
de EMELNORTE.
Las obras contempladas en este proyecto son las siguientes:
65
- Subestación Tabacundo 230/69 kV.
. Transformador trifásico, 230/69 kV, 100 MVA.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Tres bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2016.
13.2 Proyectos para la Zona Nororiental
13.2.1 Sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos, 230 kV.
De acuerdo con los estudios realizados, se determinó que la mejor alternativa para atender
el crecimiento de la demanda futura de CNEL-Sucumbíos, así como la carga de
Petroproducción, es mediante la construcción de una línea de transmisión de 230 kV entre
Quito (subestación El Inga) y Nueva Loja ó Jivino, así como, la implementación de una
subestación de 230/69 kV en esta zona.
Por otro lado, para el año 2015 se tiene previsto la incorporación al SNI de la generación
del proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair, con una capacidad de 1.500 MW,
generación que obliga a reformular el esquema planteado anteriormente, por una
alternativa que permita el desarrollo integral del sistema de transmisión entre El Inga, Coca
Codo Sinclair y Sucumbíos.
Debido a la necesidad de atender en el menor tiempo posible a la carga de Petroecuador y
de la zona nororiental, se ha establecido que es necesario que las dos líneas de 500 kV que
se debe construir como parte de ese proyecto de generación, se anticipe su implementación
para una operación temporal a 230 kV, para que viabilice la conexión del sistema de
transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos de 230 kV, requiriéndose con ello
implementar las siguientes obras:
- Línea de transmisión C.C.Sinclair-Sucumbíos (Jivino), 230 kV, 105 km, doble
circuito, conductor ACAR 1200.
- Subestación Sucumbíos (Jivino):
. Transformador trifásico de 100/133/167 MVA, 230/69 kV.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Tres bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
. Un reactor de barra 30 MVAR, 230 kV, con interruptor.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014.
66
13.2.2 Sistema de transmisión Sucumbíos – Francisco de Orellana, 138 kV.
Con la finalidad de incrementar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica en la
zona nororiental del país y garantizar el suministro de la demanda de CNEL-Sucumbíos,
que actualmente es atendida de forma parcial desde la subestación Francisco de Orellana,
se plantea, la construcción de una línea de transmisión de 138 kV, en estructuras de doble
circuito, entre Jivino y Francisco de Orellana, por lo que se requiere la instalación de
transformación 230/138 kV en la subestación Sucumbíos (Jivino).
En principio se ha programado el ingreso de este sistema de transmisión para el año 2017,.
Las obras contempladas son las siguientes:
- Subestación Sucumbíos (Jivino):
. Transformador trifásico 230/138 kV, 167 MVA.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Dos bahías de línea de 138 kV.
. Una bahía de transformador de 138 kV.
. Una bahía de transferencia de 138 kV.
- Subestación Francisco de Orellana:
. Dos bahías de línea de 138 kV (completar esquema de barras).
. Una bahía de transformador de 138 kV.
. Una bahía de transferencia de 138 kV.
- Línea de transmisión Sucumbíos (Jivino) - Francisco de Orellana, 138 kV, doble
circuito, 55 km de longitud.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2017.
13.3 Proyectos para la Zona Noroccidental
13.3.1 Ampliación de la subestación San Gregorio de Portoviejo.
Instalación de un autotransformador trifásico 100/133/167 MVA, 230/69 kV, con ULTC,
con las correspondientes bahías de alta y el patio de 69 kV, obra que permitirá atender el
crecimiento de la demanda de la parte central y sur de la provincia de Manabí; y, y
descargar los transformadores de la subestación Portoviejo.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2016.
13.3.2 Sistema de transmisión Quevedo – San Gregorio, 230 kV II etapa.
CELEC EP - TRANSELECTRIC durante el primer semestre del año 2010, para mejorar
las condiciones de suministro en la provincia de Manabí, concluyó la construcción de la
línea de transmisión Quevedo-San Gregorio (Portoviejo) de 230 kV, doble circuito, con
67
montaje inicial de uno, con la ampliación de una bahía de línea de 230 kV en la
subestación Quevedo y la construcción de la subestación San Gregorio 230/138 kV, 225
MVA.
Sin embargo, a fin de minimizar los impactos sociales en la obtención de permisos y fajas
de servidumbre a lo largo de la ruta de la línea, se tomó la decisión de realizar el montaje
de los dos circuitos de esta línea de transmisión, que al momento están encuellados en sus
extremos, razón por la cual se requiere complementar el siguiente equipamiento, con la
finalidad de incrementar los niveles de confiabilidad de la línea de transmisión y del
servicio a la provincia de Manabí:
- S/E Quevedo, ampliación:
. Una bahía de línea de 230 kV.
- S/E San Gregorio, completar el esquema de barras de 230 kV:
. Una bahía de línea de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2013.
13.3.3 Sistema de transmisión San Gregorio – San Juan de Manta, 230 kV.
La existencia de grandes consumidores que actualmente se autoabastecen, el alto
crecimiento inmobiliario de la zona de Manta, la operación del puerto marítimo y su
impacto en el desarrollo de esta ciudad manabita, provoca que el transformador de 100
MVA, 138/69 kV, que está en proceso de instalación en la subestación Montecristi, ingrese
con niveles de carga elevados, que saturará este equipamiento en el corto plazo. Esta
condición operativa se deriva del retraso de la implementación de esta subestación, la
misma que en principio era responsabilidad de CNEL-Manabí, empresa que lo tenía
previsto instalar en el sector del aeropuerto de Manta.
Sobre esta base y de acuerdo con los análisis realizados conjuntamente con el CONELEC,
se determinó que es necesaria la implementación de un nuevo sistema de transmisión que
satisfaga los requerimientos energéticos de esta zona del país, por lo que, se ha programado
la construcción de una subestación de 230/69 kV en el sector de San Juan de Manta, la
misma que será alimentada desde la subestación San Gregorio de Portoviejo, mediante una
línea de transmisión de 230 kV.
Adicionalmente, esta subestación podría permitir la conexión de la Refinería del Pacífico,
proyecto previsto a ser desarrollado en el sector de El Aromo, a una distancia aproximada
de 10 km de la subestación San Juan, la cual incluiría la instalación de generación
termoeléctrica económica, que utilizará los residuos del proceso de refinación, generación
que sería inyectada al SNI a través de este sistema de transmisión propuesto.
Las obras contempladas en este proyecto son las siguientes:
- Línea de transmisión San Gregorio-San Juan de Manta, 230 kV, 35 km de longitud,
doble circuito.
68
- Subestación San Juan de Manta:
. Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/69 kV.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Cuatro bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
- Subestación San Gregorio, ampliación:
. Dos bahías de línea de 230 kV.
Fecha de ingreso en operación: Segundo trimestre del año 2014.
13.3.4 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino 138 kV
Con el objeto de incrementar la confiabilidad y seguridad de servicio a la zona norte de
Manabí y considerando que actualmente se cuenta con la línea de transmisión Daule Peripa
– Chone de 138 kV simple circuito, y para cumplir el criterio N-1, se ha determinado
inicialmente la construcción de una línea simple circuito entre Daule Peripa y las bombas
de Severino, con lo cual se completará un anillo de 138 kV entre Daule Peripa – Chone
Severino – Daule Peripa, mejorando la confiabilidad de la zona de Chone.
Las obras que componen este sistema son las siguientes:
- Línea de transmisión Daule Peripa – Severino de 138 kV, simple circuito, 750
ACAR, 33.5 km de longitud.
- S/E Daule Peripa, ampliación:
. Una bahía de línea de 138 kV.
- S/E Severino, ampliación:
. Una bahía de línea de 138 kV.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2018.
13.4 Proyectos para la Zona Sur
13.4.1 Subestación Yanacocha, ampliación 138/69 kV.
Debido al crecimiento de la demanda de la Empresa Eléctrica Regional del Sur, se
determinó la instalación de un segundo transformador en la subestación Loja, sin embargo,
con el objeto de optimizar la operación del sistema de subtransmisión de la distribuidora,
se ha considerado conveniente la instalación de este transformador en la subestación
69
Yanacocha 138/69 kV de una capacidad de 40/53/66.7 MVA, con sus respectivas bahías y
con tres bahías de línea y una bahía de transferencia de la barra de 69 kV.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014.
13.4.2 Subestación La Troncal, 230/69 kV.
CELEC EP - TRANSELECTRIC y CNEL-Milagro, de manera conjunta realizaron los
estudios técnico-económicos de alternativas de abastecimiento al área de influencia de la
distribuidora, determinándose como la mejor alternativa, la construcción de una nueva
subestación en el sector de La Troncal, 230/69 kV y 167 MVA de capacidad, para lo cual
se requiere seccionar uno de los circuitos de la línea Molino-Zhoray-Milagro de 230 kV,
requiriéndose el siguiente equipamiento:
. Transformador trifásico 230/69 kV, 167 MVA.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Tres bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
Debe señalarse que, esta obra sustituye la ampliación de la capacidad de transformación de
la subestación Milagro, con la instalación de un segundo transformador 230/69 kV de 167
MVA de capacidad, que fue propuesta en versiones anteriores del Plan de Expansión.
Fecha de ingreso en operación: Segundo trimestre del año 2014.
13.4.3 Sistema de transmisión Milagro – Babahoyo, 138 kV.
Considerando el cambio del uso del suelo, de los terrenos utilizados para el recorrido de la
línea de transmisión Milagro-Babahoyo de 138 kV, dado que actualmente se han
reemplazado los cultivos de arroz y potreros por caña de azúcar, cacao, y bananeras, así
como, por el crecimiento poblacional, que está acompañado de viviendas y carreteras de
primer y segundo orden, las distancias de seguridad a esta línea de transmisión se han
eliminado en muchos sectores, lo cual constituye la causa principal para el incremento de
fallas en esta línea de transmisión.
El diseño original de esta línea fue realizado para el nivel de voltaje de 69 kV, motivo por
el cual fue construida con postes de hormigón y en 32 sitios con estructuras tipo H,
haciendo la función de suspensión, por lo que, para incrementar la altura de amarre que
apenas es de 8,5 m, debe realizarse el reemplazo por nuevas estructuras.
Con la finalidad de garantizar un adecuado abastecimiento de energía eléctrica a la
distribuidora CNEL-Los Ríos, se realizaron análisis técnico-económicos para determinar la
mejor solución al problema de la altura de fase a tierra, que permitirá minimizar las fallas
en esta línea de transmisión.
70
Al momento está en proceso la ejecución del cambio de algunas estructuras tipo H.
Adicionalmente, debido a las condiciones ambientales de la zona, que presenta un alto
grado de contaminación y salinidad, sumado al tiempo de operación de esta línea de
transmisión, el conductor de ésta se encuentra en mal estado, motivo por el cual como
parte de la expansión del SNT, para mejorar la calidad y confiabilidad del suministro de
energía eléctrica en el área de concesión de CNEL-Los Ríos, se plantea la construcción de
una nueva línea de transmisión doble circuito hacia la zona de Babahoyo, aislada a 230 kV
operando inicialmente a 138 kV.
La obra contemplada en este sistema de transmisión es la siguiente:
- Línea de transmisión Milagro - Babahoyo, 230 kV, 47 km, doble circuito (se
energiza a 138 kV).
- S/E Milagro, ampliación:
. Una bahía de línea de 138 kV.
- S/E Babahoyo, ampliación:
. Una bahía de línea de 138 kV.
Fecha de ingreso en operación: Tercer trimestre del año 2013.
13.4.4 Sistema de transmisión Milagro – Machala 230 kV, II etapa
Debido al traslado de las unidades de generación ubicadas en la central Pascuales II hacia
la central Termogas El Oro, es indispensable fortalecer este sistema de transmisión de esta
zona, con el objeto de permitir una adecuada evacuación de esta generación al SNI;
adicionalmente para el año 2013 está previsto instalar una tercera unidad de 65 MW y una
turbina de vapor de 100 MW para completar el ciclo combinado de generación en la
central Termogas, por tal motivo es necesario la instalación del segundo circuito entre
Machala y Milagro a 230 kV, con una longitud de 134 km.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2012.
13.4.5 Modernización de Molino
Con la finalidad de mejorar las condiciones de disponibilidad de los equipos de
protección, control y medición de la subestación Molino, y dada la importancia de esta
subestación para el Sistema Nacional Interconectado, dado que permite la evacuación de la
producción de la central de generación de mayor capacidad del país, se ha planteado la
modernización de la subestación Molino, mediante el cambio de equipos de protección y
medición, así como la actualización de su sistema de control. Cabe indicar que, la
modernización de la subestación Molino se la realizará de manera coordinada con CELEC
EP - HIDROPAUTE, empresa que además ha previsto la modernización de los sistemas de
control de las unidades de generación de la central Paute.
Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2013.
71
13.5 Proyectos para la Zona Suroccidental
13.5.1 Subestación Las Esclusas, ampliación 230/69 kV.
Ante la dificultad de ampliar la capacidad de transformación de la subestación Trinitaria,
se ha previsto la ampliación de la subestación Las Esclusas, a fin de atender el crecimiento
de la demanda de energía eléctrica del sur de Guayaquil, para lo cual se ha programado la
instalación de las siguientes obras:
. Un transformador trifásico de 100/133/167 MVA, de 230/69 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Tres bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
Esta obra permitirá que la subestación Caraguay libere recursos de transformación, los
mismos que se utilizarían para atender mayores requerimientos de la carga del centro de la
ciudad de Guayaquil.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014.
13.5.2 Subestación Posorja, ampliación 138/69 kV.
Conforme con la evolución de la demanda de esta zona, es necesaria incrementar la
capacidad de transformación en esta subestación, mediante la instalación de un segundo
transformador trifásico y para lo cual se requiere además completar el esquema de barra
principal y transferencia a nivel de 138 kV:
. Un transformador trifásico de 20/27/33 MVA, 138/69 kV.
. Dos bahías de transformador de 138 kV (completar el esquema de barras).
. Una bahía de transferencia de 138 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2013.
13.5.3 Subestación Nueva Salitral, 230/69 kV.
Con el objeto de satisfacer el crecimiento de la demanda de la ciudad de Guayaquil
considerando que la subestación Salitral tiene altos niveles de carga, estando en el límite de
su saturación, es necesario ampliar la capacidad de transformación de esta subestación,
mediante la implantación de un patio de 230 kV y la instalación de un transformador
230/69 kV de 225 MVA. Además esta nueva subestación permitirá descargar los
transformadores 230/138 kV de 375 MVA de capacidad cada uno de la subestación
Pascuales y la línea doble circuito de 138 kV disponible entre las subestaciones de
Pascuales y Salitral, minimizando riesgos de desconexión de carga ante simples
contingencias en estos elementos del SNT.
72
La ampliación propuesta es una señal de que es necesario disponer de nuevas instalaciones
en la ciudad de Guayaquil, por lo que la Eléctrica de Guayaquil deberá realizar, en el
menor tiempo posible, un estudio de expansión de su sistema de subtransmisión
considerando este nuevo punto de entrega desde el SNT, el mismo que podría ratificar o
rectificar la alternativa planteada, así como definir futuros equipamientos para atender la
principal carga del SNI.
La alimentación de la subestación Nueva Salitral, se realizará seccionando los dos circuitos
de la línea Pascuales – Trinitaria de 230 kV, mediante un tramo de línea de 1.5 km de
cuatro circuitos.
Sobre esta base, las obras programadas son las siguientes:
- Subestación Nueva Salitral:
. Un transformador trifásico, 230/69 kV, 135/180/225 MVA.
. Cuatro bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Cuatro bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
- Línea de transmisión a 230 kV, cuatro circuitos, 1.5 km de longitud.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2017.
13.5.4 Sistema de transmisión Pascuales – Las Orquídeas, 230 kV.
Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área norte
de la ciudad de Guayaquil y ante la dificultad de ampliar la capacidad de transformación en
la subestación Policentro, es necesario contar con un nuevo punto de entrega desde el SNT,
por lo que, una vez realizados el análisis de la distribución de la demanda futura de la EG,
se ha programado la instalación de un transformador trifásico 225 MVA, de 138/69 kV, en
la subestación que se denominará Las Orquídeas, la cual se ubicaría en ese sector de la
ciudad, al norte de la subestación Policentro y a 10 km al sur oriente de la subestación
Pascuales, aproximadamente.
De los análisis realizados, el ingreso en operación de los proyectos hidroeléctricos, reduce
la generación térmica en Guayaquil, con el consecuente incremento de transferencias por
los transformadores de la subestación Pascuales 230/138 kV, de 375 MVA de capacidad
cada uno, hasta niveles superiores al 80% de su capacidad nominal. Esto hace necesario
definir alternativas que permitan minimizar estas altas transferencias de potencia, siendo
una de las mejores alternativas el abastecer la demanda de la nueva subestación Las
Orquídeas desde la subestación Pascuales, debido a que con la construcción de la futura
subestación Daule, y al cambiar la topología de la línea Molino-Pascuales a Molino-Daule,
quedan libres dos bahías de línea de 230 kV en Pascuales, las que servirán para conectar la
línea que enlazará a la subestación Las Orquídeas.
73
Las obras programadas son las siguientes:
- Subestación Las Orquídeas:
. Un transformador trifásico, 230/69 kV, 135/180/225 MVA.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Tres bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
- Línea de transmisión Pascuales - Las Orquídeas, 230 kV, doble circuito, de 10 km
de longitud.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2016.
13.5.5 Subestación Durán, 230/69 kV.
En el Plan de Expansión de Transmisión vigente se incluyó la ampliación de la subestación
Dos Cerritos, mediante la instalación de transformación 230/138 kV, con el objetivo de
abastecer la demanda de Durán del sistema de CNEL-Guayas Los Ríos; sin embargo,
después de actualizar los estudios respectivos, se ha determinado que la mejor alternativa
es alimentar la subestación Durán seccionando un circuito de la línea Milagro – Las
Esclusas de 230 kV, con el fin de descongestionar el corredor Milagro – Dos Cerritos –
Pascuales de 230 kV.
Por lo expuesto, se programan las siguientes obras:
- Subestación Durán:
. Un transformador trifásico, 230/69 kV, 135/180/225 MVA.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Cuatro bahías de línea de 69 kV.
. Una bahía de transformador de 69 kV.
. Una bahía de transferencia de 69 kV.
- Línea de transmisión 230 kV, cuatro circuitos, 10 km de longitud, montaje inicial
de dos, 2x750 ACAR..
Cabe indicar que, el sistema de transmisión propuesto, podría sufrir modificaciones en
función de los análisis de la demanda y expansión de la red de CNEL-Guayas Los Ríos, los
cuales deberán ser desarrollados por la distribuidora.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2016.
74
13.5.6 Sistema Daule – Lago de Chongón 230 kV
Con el objeto de brindar mayor seguridad y confiabilidad a la zona de Guayaquil que es
abastecida a nivel de 138 kV con las subestaciones Policentro (150 MVA) y Salitral
(2x150 MVA), además de la demanda de la Península de Santa Elena, ante la contingencia
de uno de los dos transformadores 230/138 kV, de 375 MVA de capacidad cada uno, de la
subestación Pascuales, se ha previsto la construcción de este sistema de transmisión, el
cual permitirá evitar restricciones en el suministro de energía eléctrica de estas zonas. Este
proyecto permitirá cumplir con el criterio de seguridad estática N-1 en la subestación
Pascuales.
El sistema se compone de las siguientes obras:
- Línea de transmisión Daule – Lago de Chongón 230 kV, doble circuito, montaje
inicial de uno, 30 km de longitud, 1200 ACAR.
- Subestación Lago de Chongón, ampliación:
. Un transformador trifásico, 230/138 kV, 135/180/225 MVA.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 138 kV.
- Subestación Daule, ampliación:
. Dos bahías de línea de 230 kV.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2018.
13.5.7 Sistema Lago de Chongón – Posorja 138 kV
Con la finalidad de mejorar mayorías las condiciones de seguridad y confiabilidad, y
cumplir el criterio de seguridad estática para el suministro de electricidad a la zona de
Posorja, y con la finalidad de optimizar el uso de las fajas de servidumbre, se ha previsto la
construcción de una línea de transmisión, doble circuito, con montaje inicial de uno, para
enlazar las subestaciones Lago de Chongón y Posorja, la línea será aislada para 230 kV
pero operará a 138 kV. Este sistema a su vez, permitirá atender la futura demanda del
puerto de aguas profundas en caso de que se instalara en esta zona.
El sistema de transmisión, se compone de las siguientes obras:
- Línea de transmisión Lago de Chongón – Posorja 230 kV, doble circuito, montaje
inicial de uno, 70.4 km de longitud, 1200 ACAR (energizada a 138 kV).
- Subestación Lago de Chongón, ampliación:
. Una bahía de línea de 138 kV.
- Subestación Posorja, ampliación:
. Una bahía de línea de 138 kV.
75
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2018.
13.5.8 Subestación San Idelfonso, ampliación 230/138 kV
Con el objeto de optimizar la cargabilidad de los transformadores de la subestación Machala que
permiten abastecer la demanda de CNEL Regional El Oro, evitando que el transformador 230/69
kV de 167 MVA se sobrecargue por el alto flujo que circulará por la línea de transmisión San
Idelfonso – Machala de 230 kV, debido a la disponibilidad de la generación de gas natural en la
zona de Bajo Alto y a la del proyecto hidroeléctrico Minas San Francisco, se requiere instalar un
transformador 230/138 kV de 225 MVA en la San Idelfonso, con sus respectivas bahías de alta y
media tensión.
Este transformador servirá también para optimizar los flujos de las líneas de 138 y 230 kV
disponibles entre las subestaciones de San Idelfonso y Milagro.
El equipamiento a ser instalado en San Idelfonso es el siguiente:
. Un autotransformador trifásico 230/138 kV, 135/180/225 MVA.
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 138 kV.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2017.
13.6 Proyectos Globales del SNT
13.6.1 Reserva de subestaciones.
En enero de 2008, entró en vigencia la Regulación CONELEC 003/08, actualizando la
anterior Regulación CONELEC 002/006 referente a “CALIDAD DE TRANSPORTE DE
POTENCIA Y DEL SERVICIO DE CONEXIÓN EN EL S.N.I”, en la cual se establecen
una serie de obligaciones y responsabilidades del transmisor para cumplir con los criterios
de calidad, seguridad y confiabilidad, así como, con lo establecido en los Procedimientos
de Despacho y Operación.
Con la finalidad de cumplir con las exigencias de esta regulación, se vuelve indispensable
el equipamiento de las segundas unidades ó bancos de transformación en las subestaciones
del Sistema Nacional de Transmisión.; por lo que, se mantiene el equipamiento de reserva
que fuera aprobado por el CONELEC en el año 2007, sin embargo, debido a la falta de
recursos económicos para la ejecución de varios proyectos de expansión, CELEC EP-
TRANSELECTRIC ha visto la necesidad de reprogramar la entrada en operación del
equipamiento que se presenta a continuación:
- Subestación Nueva Prosperina
Instalación de un transformador trifásico, 135/180/225 MVA, 230/69 kV, con ULTC, con
las correspondientes bahías de alta y baja tensión. Este transformador podría servir como
76
reserva para los casos en que fallen las unidades de transformación de las subestaciones
Sinincay, Nueva Prosperina, Riobamba, etc.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014.
- Subestación El Inga
Instalación de un transformador trifásico, 180/240/300 MVA, 230/138 kV, con las
correspondientes bahías de alta y baja tensión. Este transformador podría servir como
reserva para los casos en que fallen las unidades de transformación de las subestaciones
Milagro, Las Esclusas, San Gregorio, El Inga, etc.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014.
- Subestaciones móviles
Se ha previsto la adquisición de dos subestaciones móviles de distintos niveles de
transformación, por cuanto constituirán una reserva del SNT, en casos de realizar
mantenimientos de los transformadores del SNT, así como en caso de que se produzca
alguna emergencia de los mismos, especialmente en las subestaciones Santa Rosa,
Vicentina, Gualaceo, Limón, Méndez y Macas.
Las subestaciones a ser adquiridas son las siguientes:
- Subestación móvil 138/46 kV de 60 MVA.
- Subestación móvil doble tap (138/22 y 138/13.8 kV) de 33 MVA.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014.
- Bahías de emergencia y/o reserva del SNT
Con la finalidad de facilitar la conexión de nueva generación que requiera el país en forma
emergente, como ocurrió entre los meses de noviembre 2009 y en enero 2010, es necesario
contar con un stock de bahías a nivel de 138 y 69 kV, que permitirán reducir los tiempos
de ingreso de dicha generación. Adicionalmente, este equipo servirá para cubrir eventuales
emergencias en el SNT y/o retrasos en el suministro de estos elementos en proyectos que
podrían postergar su fecha de entrada en operación, con el consiguiente sobrecosto
operativo para el sistema eléctrico ecuatoriano.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2013.
13.6.2 Compensación Capacitiva.
Los requerimientos de compensación capacitiva/reactiva han sido determinados
considerando que las empresas distribuidoras, de conformidad con la regulación vigente,
cumplen con el factor de potencia de 0.96 en el punto de entrega para condiciones de
demanda media y máxima, y que los perfiles de voltaje en las barras del SNT cumplan con
lo establecido en las disposiciones emitidas por el CONELEC y que constan en el numeral
5.1 de este documento.
77
En el Cuadro No. 9, para cada año del periodo analizado, se presentan la cantidad
requerida de nuevos capacitores que deben ser instalados en el SNI, alcanzando la cantidad
de 390 Mvar para los diez años del período de estudio.
La fecha de entrada en operación de la compensación capacitiva requerida anualmente,
corresponde a los años que constan en el calendario de inversiones del Cuadro No. 6,
compensación que debería entrar en operación durante el primer trimestre del respectivo
año, previo al inicio del periodo hidrológico lluvioso del sistema eléctrico ecuatoriano.
A partir del año 2015, se observa un incremento importante de la compensación capacitiva,
derivado del ingreso de los proyectos de generación hidroeléctricos, que desplazan la
operación de la generación térmica del SNI, especialmente de aquella ubicada en la ciudad
de Guayaquil.
Cabe indicar que, para minimizar el riesgo de inestabilidad de voltaje en la zona de
Guayaquil, a partir de la año 2015, fecha en el cual ingresarán en operación los proyectos
hidroeléctricos de gran capacidad como Coca Codo Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatón,
entre otros y, pese a la instalación de 300 MVAR de compensación capacitiva distribuidos
en las zonas norte y sur de Guayaquil (Daule, Pascuales y Las Esclusas), se requiere la
operación entre 100 y 130 MW de generación termoeléctrica distribuida en dos unidades
de generación como Trinitaria y Gonzalo Zevallos.
13.6.3 Sistema de Transmisión Central – Quevedo, 230 kV.
Con la puesta en servicio de los proyectos de generación hidroeléctrica en la zona norte del
SNI, como son el Coca Codo Sinclair de 1500 MW y Toachi – Pilatón de 253 MW de
capacidad, previstos para inicios del año 2015, se produce la saturación de un circuito de la
línea de transmisión Santo Domingo-Toachi Pilatón en condiciones de contingencia de su
segundo circuito, razón por la cual se requiere reforzar el anillo de 230 kV del SNT.
La mejor alternativa que permite superar esta restricción operativa y que además permite
reducir los costos de operación del SNI, debido a una reducción importante de pérdidas de
potencia en el sistema, es mediante la construcción del sistema de transmisión Central –
Quevedo de 230 kV, el cual adicionalmente, brindará mayor seguridad y confiabilidad al
SNI, ante diferentes contingencias de la red de 230 kV del SNT.
La subestación Central ha sido establecida como resultado de los estudios técnicos-
económicos realizados para la determinación óptima del sistema de transmisión de 500 kV,
el cual establece la construcción de la línea de transmisión El Inga-Central-Daule de 500
kV, que inicialmente operará energizada a 230 kV.
Al momento se está por definirse el sitio para la construcción de la subestación Central,
estimándose que la misma estará ubicada entre los sectores de Tisaleo y Urbina.
El equipamiento contemplado en este sistema de transmisión es el siguiente:
- Línea de transmisión Central - Quevedo, 230 kV, doble circuito, 120 km de
longitud.
78
- Subestación Central:
. Seis bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
- Subestación Quevedo, ampliación:
. Dos bahías de línea de 230 kV.
Para la interconexión de la subestación Central al SNT, se ha previsto realizar el
seccionamiento de los dos circuitos de la línea Molino-Riobamba-Totoras de 230 kV, para
lo cual se requiere la construcción de dos tramos de línea de 230 kV, doble circuito, de 5
km de longitud cada uno.
Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2013.
13.7 Proyectos requeridos por la Expansión de la Generación
Las fechas de ingreso en operación de los sistemas de transmisión que se señalan a
continuación, están asociadas a la puesta en servicio de los proyectos de generación
correspondientes.
13.7.1 Sistema de transmisión Esmeraldas - Santo Domingo, 230 kV.
Debido a la ampliación de la capacidad de generación de la central de CELEC EP -
TERMOESMERALDAS, que instalará 96 MW adicionales, se requiere construir un
sistema de transmisión asociado que permita evacuar esta generación al SNI, la misma que
será producida mediante el uso de residuo de petróleo. Esta generación permitirá cubrir el
crecimiento de la demanda del país, especialmente en el periodo previo al ingreso de los
grandes proyectos de generación hidroeléctrica que está desarrollando el gobierno
nacional.
De acuerdo con los análisis efectuados por CELEC EP – TRANSELECTRIC, la mejor
alternativa es la implementación de un sistema de transmisión de 230 kV entre las
subestaciones de Santo Domingo y Esmeraldas a nivel de 230 kV. Las obras consideradas
en este proyecto, son las siguientes:
- Línea de transmisión Esmeraldas – Santo Domingo 230 kV, 155 km, doble circuito.
- Subestación Esmeraldas:
. Un banco de autotransformadores monofásicos, 4x33/44/55 MVA, 138/230 kV.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Dos bahías de línea de 230 kV (generación)
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
. Una bahía de transformador de 138 kV.
79
- Subestación Santo Domingo, ampliación:
. Dos bahías de línea de 230 kV.
Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2014.
13.7.2 Sistema de transmisión Sopladora – Taday - Milagro, 230 kV
De acuerdo con lo establecido en el Plan de Generación vigente, para mediados del año
2015, ingresará en operación el proyecto hidroeléctrico Sopladora, motivo por el cual es
necesario construir el sistema de transmisión asociado, que permita evacuar esta
generación al SIN. Con estos antecedentes se ha planteado la construcción de una línea de
transmisión de 230 kV entre este proyecto y la subestación Taday.
Adicionalmente, conforme los resultados de los estudios eléctricos realizados, con la
finalidad de cumplir con el criterio de seguridad estática del sistema, en el corredor
Molino-Pascuales de 230 kV, es necesario reforzar este corredor, de manera que en caso de
contingencia de un circuito de cualquiera de las líneas de transmisión que parta desde la
subestación Molino con dirección hacia Milagro y Guayaquil, no se produzcan sobrecargas
en sus segundos circuitos correspondientes, para lo cual se requiere la construcción de una
línea de transmisión de 230 kV entre las subestaciones Taday y Milagro.
Las obras contempladas en este sistema son las siguientes:
- Línea de transmisión Sopladora – Taday, 230 kV, doble circuito, conductor 2x750
ACAR, 35 km de longitud.
- Línea de transmisión Milagro – Taday, 230 kV, doble circuito, conductor 2x750
ACAR, 140 km de longitud.
- Subestación Taday, ampliación:
. Dos bahías de línea de 230 kV.
- Subestación Milagro, ampliación:
. Dos bahías de línea de 230 kV.
Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2015.
13.8 Sistema de Transmisión de 500 kV.
El mapa energético ecuatoriano se está modificando debido al desarrollo de nuevos
proyectos de generación hidroeléctrica en el país, lo que implica que en años futuros se
reduzca a cantidades mínimas el despacho de generación termoeléctrica en el país y
principalmente en la ciudad de Guayaquil, lo cual obliga a una mayor solicitación del
sistema troncal de transmisión, mediante el cual se atiende a esta zona del país.
80
El Gobierno Nacional está impulsando el desarrollo de grandes proyectos de generación
hidroeléctrica como el Coca Codo Sinclair de 1.500 MW de capacidad, el cual ha sido
reprogramado para mediados del año 2015. Igualmente, CELEC EP - HIDROPAUTE
está ejecutando el proyecto hidroeléctrico Sopladora de 487 MW, previsto para el año
2015, el cual estará ubicado aguas abajo de la central Molino.
Para evacuar esas altas potencias hacia el SNI, se requiere contar con un sistema de
transmisión de gran capacidad, de 500 kV, como el que el CONELEC aprobó en el Plan de
Expansión de Transmisión, periodo 2007-2016, sobre la base de estudios preliminares
realizados por CELEC EP – TRANSELECTRIC.
En dicho plan se aprobó para el año 2015, la implementación de un sistema de transmisión
a 500 kV que una los centros de carga de Quito y Guayaquil, con subestaciones que
estarían ubicadas cerca de estas ciudades, que en principio se estimó que podría ser en El
Inga (Pifo) y Yaguachi, respectivamente, las mismas que se interconectarían mediante una
línea de transmisión de 500 kV, 300 km de longitud, 1 circuito, conductor 4x750 ACAR,
cuyo recorrido sería Quito(El Inga)–Ambato–Guaranda–Babahoyo–Guayaquil (Yaguachi).
Sin embargo, con la finalidad de establecer la configuración definitiva del sistema de
transmisión de 500 kV, más adecuado y que permita optimizar el uso de los recursos
energéticos disponibles por el país en el mediano y largo plazos, CELEC EP-
TRANSELECTRIC en el mes de diciembre de 2010, contrató la ejecución de tales estudios
con el Consorcio ECU500kV, el mismo que está conformado por las empresas CESI de
Italia y EFFICACITAS de Ecuador, cuyos resultados de la configuración del sistema de
500 kV se presentan a continuación:
- Sistema de transmisión Coca Sinclair-El Inga-Central-Daule
La mejor alternativa para evacuar la generación del proyecto hidroeléctrico Coca Codo
Sinclair de 1500 MW de capacidad hacia el SNI, se requiere la implementación de dos
líneas de 500 kV entre las subestaciones de El Inga, ubicada en el suroriente de la ciudad
de Quito, y Coca Codo Sinclair; y, la ampliación de capacidad de transformación de la
subestación El Inga con 3 bancos de autotransformadores 500/230 kV de 600 MVA de
capacidad cada uno. Con estas obras, la mayor parte de la producción de la central de
generación Cocoa Codo Sinclair se la utilizaría en la zona norte del SNI.
De acuerdo con los estudios técnico-económicos y considerando que: el SNT requiere
contar con un refuerzo en la zona norte del SNI, de manera independiente al aporte del
proyecto Coca Codo Sinclair; el Gobierno Nacional conjuntamente con los países vecinos
están impulsando la creación de un corredor energético para integrar los países de la región
andina; en el mediano plazo, de acuerdo con los requerimientos de la demanda del país, se
podrían desarrollar proyectos de generación de la cuenca del río Guayllabamba; y, ante la
dificultad en la obtención de fajas de servidumbre para la construcción de líneas de
transmisión, situación que se agravará con el paso del tiempo, se concluyó que es necesaria
la construcción de un enlace diseñado a 500 kV entre Quito (El Inga) y Guayaquil (Daule),
con una subestación intermedia en la zona del centro del país (Subestación Central).
Cabe indicar que, la operación de este enlace se realizará inicialmente a 230 kV, razón por
la cual, solamente se requiere la implementación de los patios de 230 kV en las
81
subestaciones Daule y Central; y, que la operación de la línea El Inga-Central-Daule se
realizará a nivel de 500 kV, una vez que se desarrollen más proyectos de generación en la
cuenca del río Guayllabamba o se concrete la integración del corredor energético de 500
kV de la región andina.
En los estudios antes referidos, como una de las alternativas del sistema de transmisión de
500 kV, se analizó el desarrollo del sistema de transmisión del corredor sur comprendido
entre las zonas de Molino y Guayaquil, relacionado con la evacuación de la producción de
los proyectos hidroeléctricos de generación de la cuenca Mazar-Paute como son Sopladora
y Cardenillo con un aporte de 1000 MW aproximadamente, incluyendo además el aporte
del proyecto hidroeléctrico Delsitanisagua de 116 MW de capacidad.
Como parte de los resultados de estos estudios, y considerando que asociado a la
incorporación del proyecto de generación Sopladora se requiere la construcción de un
enlace de 230 kV, doble circuito, entre las subestaciones Taday y Milagro, para cumplir
con el criterio de seguridad estática del sistema, es decir, que el SNT pueda soportar una
simple contingencia en las líneas Molino-Zhoray-Milagro-Dos Cerritos-Pascuales y
Molino-Pascuales de 230 kV, se concluyó desde el punto de vista técnico y económico que
asociado al desarrollo del proyecto Cardenillo, se presentan mayores beneficios la
construcción de una línea de 230 kV, doble circuito, entre las subestaciones Taday y
Daule, en lugar de la alternativa de construir una línea de transmisión aislada a 500 kV.
Se debe mencionar que, CELEC EP – TRANSELECTRIC ha realizado varias gestiones a
fin de ubicar el sitio para la construcción de la subestación de 500/230 kV en la zona de
Guayaquil, identificándose como el sitio más viable el sector de Chorrillo cercano a la
población de Daule en lugar de Los Lojas ó Yaguachi, por cuanto presentaría mayores
facilidades para el ingreso y salida de líneas de 230 y 500 kV, además de que no se
encuentra en una zona inundable. El sector de Chorrillo (Daule) está ubicado a unos 7 km
al noroeste de la subestación Pascuales.
De manera similar, se realizaron estudios de campo para identificar el sitio más adecuado
que permita construir una subestación en la zona asociada al proyecto Sopladora, que
además permita en el futuro la conexión del proyecto de generación Cardenillo,
estableciéndose que la subestación podría estar ubicada en la zona de Taday, localizada a
unos 30 km al oeste de la subestación Molino, sector por el cual cruzan las líneas de
transmisión de 230 kV Molino-Pascuales, Zhoray-Milagro y Molino-Totoras-Riobamba.
Al momento se están realizando estudios de campo, para ubicar el mejor sitio para la
construcción de la subestación Central, la misma que se ubicaría entre los sectores de
Tisaleo y Urbina.
Es importante señalar que las subestaciones Central y Taday se integrarán al SNT mediante
el seccionamiento de los dos circuitos de la línea de transmisión Molino-Riobamba-
Totoras de 230 kV.
Sobre la base de lo expuesto, el sistema de transmisión Coca Sinclair-El Inga-Central-
Daule, está contemplado por las siguientes obras:
- Líneas de Transmisión:
82
. Línea de transmisión El Inga – Coca Codo Sinclair, 500 kV, 125 km, dos líneas
independientes de un circuito cada una, conductor 4x1100 ACAR.
. Línea de transmisión El Inga – Central, construida a 500 kV, 120 km, un
circuito, conductor 4x750 ACAR, energizada a 230 kV.
. Línea de transmisión Central – Daule, 500 kV, 180 km, un circuito, conductor
4x750 ACAR, energizada a 230 kV.
. Tres tramos de líneas de transmisión Daule – Punto de seccionamiento de las
líneas Molino-Pascuales (2 circuitos), Quevedo-Pascuales (2 circuitos) y
Trinitaria-Pascuales, 230 kV, 10 km, doble circuito, conductor 1200 ACAR.
- Subestaciones:
Subestación El Inga, 500/230 kV:
. Tres bancos de transformadores monofásicos de 600 MVA, 500/230 kV.
. Un transformador monofásico de 200 MVA, 500/230 kV, de reserva.
. Dos bahías de línea de 500 kV.
. Tres bahías de transformador de 500 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 500 kV.
. Dos bahías para reactor de línea de 500 kV con reactor de neutro, sin interruptor.
. Dos bancos de reactores de línea de 500 kV, 30 MVAR con reactor de neutro
(72.5 kV, 0.3 MVAR).
. Un reactor de línea de 500 kV, 10 MVAR, reserva.
. Un reactor de neutro 72.5 kV, 0.3 MVAR, reserva.
. Módulo común de 500 kV (protecciones, SS.AA., control, etc.).
. Tres bahías de transformador de 230 kV.
. Una bahía de línea de 230 kV.
Subestación Central, ampliación:
. Dos bahías de línea de 230 kV.
Subestación Daule 230 kV:
. Diez bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
Adicionalmente, como parte del sistema de transmisión de 500 kV, se ha contemplado la
construcción de la subestación Coca Codo Sinclair de 500/230 kV con la instalación de un
banco de autotransformadores de 375 MVA de capacidad, desde la cual se enlazará el
sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos de 230 kV, para abastecer la
demanda de energía eléctrica de la zona nororiental del país, tal como se señaló en el
numeral 13.2.1. Esta subestación comprende el siguiente equipamiento:
Subestación Coca Codo Sinclair, 500/230 kV:
. Un banco de transformadores monofásicos de 375 MVA, 500/230 kV.
. Un transformador monofásico de 125 MVA, 500/230 kV, de reserva.
. Cuatro bahías de línea de 500 kV.
83
. Una bahía de transformador de 500 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 500 kV.
. Dos bahías para reactor de línea de 500 kV con reactor de neutro, sin interruptor.
. Dos bancos de reactores de línea de 500 kV, 30 MVAR con reactor de neutro
(72.5 kV, 0.3 MVAR).
. Un reactor de línea de 500 kV, 10 MVAR, reserva.
. Un reactor de neutro 72.5 kV, 0.3 MVAR, reserva.
. Módulo común de 500 kV (protecciones, SS.AA., control, etc.).
. Una bahía de transformador de 230 kV.
. Dos bahías de línea de 230 kV.
. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.
Para el cuarto trimestre del año 2014, se ha previsto el ingreso en operación de la línea de
transmisión El Inga – Central de 500 kV, energizada a 230 kV, a fin de reforzar la Zoina
Norte del SNT, de manera independiente a la operación del proyecto hidroeléctricio Coca
Codo Sinclair -CCS.
De manera similar, para mejorar las condiciones de suministro de energía eléctrica a la
zona nororiental del país, y abastecer la demanda de Petroecuador, se ha previsto que las
dos líneas de transmisión El Inga - CCS de 500 kV, ingresen en operación en el cuatro
trimestre de 2014, las mismas que operarán energizadas a 230 kV.
Las fechas de ingreso en operación de las subestaciones El Inga 500/23 kV, CCS 500/230
kV y, Daule 230 kV; y, de la línea de transmisión Central – Daule de 500 kV (energizada a
230 kV), está asociada al ingreso en operación del proyecto de generación Coca Codo
Sinclair, previsto para mediados del año 2015.
En el Gráfico 19, se muestra un esquema de la configuración preliminar del Sistema de
Transmisión de 500 kV, definido por CELEC EP – TRANSELECTRIC.
84
Gráfico 19
Sistema de Transmisión de 500 kV
14. PRESUPUESTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS OBRAS
El presupuesto que se requiere para ejecutar el Plan de Expansión de la Transmisión para
el período 2012-2021 alcanza la cifra de 838.2 , cuya composisicón se muestra en la Tabla
31. Cabe indicar que, en el Cuadro No 6, se presentan los requerimientos presupuestarios
para la ejecución del PET de manera detallada.
85
Tabla 31
Presupuesto PET 2012-2021
Miles USD
519,589.85
30,512.26
288,142.19
838,244.30
Obras del Sistema de Transmisión de 500 kV
TOTAL
PRESUPUESTO
Detalle
Obras del SNT (sin obras Mandato No.09 ni obras del ST 500 kV)
PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021
Obras financiadas mediante el Mandato No.09
En las Tablas 32 y 33, se presenta la inversión requerida para el Plan de Expansión de
Transmisión 2012-2021, tanto de los proyectos que se encuentran en marcha así como de
los nuevos proyectos de expansión considerados en el PET.
A fin de conocer los requerimientos presupuestarios para cada año, que se presenta en la
Tabla 34, se considera que la inversión total es realizada “hipotéticamente” en el año de
entrada en operación para cada proyecto. Estas cifras, tienen como única finalidad
proporcionar una visión indicativa sobre el requerimiento presupuestario global de las
inversiones de manera anual. Sin embargo, es necesario tener presente que el flujo real de
fondos que demanda la ejecución en los proyectos de este tipo, son generalmente de
manera multianual, teniéndose en términos normales el período de dos a tres años de
ejecución.
Cabe indicar que, para llegar a obtener la información más detallada sobre el flujo de
fondos, se hace necesario partir de la programación y el cronograma pormenorizado de
cada uno de los proyectos. Esta información forma parte del programa de inversiones de
las empresas del sector eléctrico.
En lo concerniente al financiamiento, es necesario recordar que con fecha 23 de julio de
2008, la Asamblea Constituyente emitió el Mandato Constituyente No. 15, estableció
cambios importantes en el manejo del sector eléctrico, particularmente en el tema tarifario,
eliminando la componente destinada a financiar la expansión de la transmisión,
determinando que los recursos necesarios para tales fines, serán cubiertos por el Estado a
través de su Presupuesto General.
Sin embargo, el cumplimiento de este mandato se ha realizado de manera parcial, por
cuanto no se ha efectivizado la transferencia total y oportuna de los recursos determinados
para el desarrollo de los proyectos de expansión, lo cual implica la necesidad de ubicar
nuevas fuentes de financiamiento para la ejecución del Plan.
86
Tabla 32
Presupuesto proyectos en marcha (miles USD)
ITEM DESCRIPCION TOTAL
Miles USD
1 S/E Ambato, 138/69 kV, ampliación. 2,216.00
2 S/E Mulaló, 138/69 kV, ampliación. 3,559.00
3 Sistema de transmisión Santa Rosa - Pomasqui II, 230 kV 17,130.41
4 S/E El Inga, 230/138 kV, 300 MVA 11,546.15
5 Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV. 8,778.03
6 S/E Santo Domingo, 230/138 kV, ampliación capacidad transformación. 4,590.00
7 Sistema de transmisión Quevedo - Portoviejo (San Gregorio) 10,283.46
8 S/E Santo Domingo, 138/69 kV, ampliación. 5,664.97
9 S/E Chone, 138/69 kV, ampliación. 72.00
10 Subestación Quinindé, 138/69 kV, 60 MVA 6,764.43
11 S/E Babahoyo, 138/69 kV, ampliación capacidad transformación 10,641.42
12 S/E Cuenca 69 kV, ampliación. 438.00
13 Sistema de transmisión Cuenca - Loja, 138 kV. 5,469.24
14 Sistema de transmisión Loja - Cumbaratza, 138 kV. 13,059.70
15 Sistema de transmisión Milagro - Machala, 230 kV. 23,372.00
16 Sistema de Transmisión Plan de Milagro-Macas, 138 kV 4,852.00
17 Sistema de transmisión Lago Chongón - S. Elena, 138 kV. 17,724.70
18 Modernización S/E Pascuales 2,194.00
19 Compensación Capacitiva 1,684.00
20 Sistema de transmisión Milagro - Las Esclusas, 230 kV 30,512.26
21 Subestación móvil 138/69 kV 4,144.00
22 Bahías de emergencia y/o reserva 230/138/69 kV 3,842.00
188,537.77
PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021
PROYECTOS EN MARCHA / Ingreso en operación a partir de 2012
TOTAL
87
Tabla 33
Presupuesto nuevos proyectos (miles USD)
ITEM DESCRIPCION TOTAL
Miles USD
1 S/E Pomasqui, 230/138 kV, ampliación. 3,829.00
2 S/E Santa Rosa, 138 kV, ampliación. 1,988.12
3 S/E Totoras, 230/138 kV, ampliación. 4,496.81
4 S/E Tabacundo 230/138 kV, 167 MVA 12,353.48
5 S/E Tabacundo, 230/69 kV, 100 MVA, ampliación 4,652.16
6 Sistema de transmisión Sucumbíos - Fco. Orellana, 138 kV. 14,693.09
7 Sistema de transmisión CCSinclair - Sucumbíos, 230kV. 24,850.50
8 S/E San Gregorio (Portoviejo), 230/69 kV, ampliación. 5,349.31
9 Sistema de transmisión Quevedo - San Gregorio, 230 kV II etapa. 3,382.00
10 Sistema de transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 kV. 17,200.21
11 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino, 138 kV 4,088.27
12 S/E Yanacocha, 138/69 kV, ampliación. 4,440.00
13 Subestación La Troncal, 230/69 kV, 167 MVA 7,804.04
14 Sistema Milagro - Babahoyo, 138 kV. 11,518.00
15 Sistema Milagro - Machala, 230 kV II Etapa. 9,110.00
16 Modernización S/E Molino 8,623.00
17 S/E Las Esclusas, 230/69 kV, ampliación. 6,721.31
18 S/E Posorja, 138/69 kV, ampliación. 3,150.68
19 S/E San Idelfonso, ampliación 230/138 kV 4,234.00
20 Subestación Nueva Salitral 230/69 kV. 10,074.71
21 Sistema transmisión Pascuales - Las Orquideas, 230 kV. 11,443.97
22 Subestación Durán 230/69 kV. 11,498.00
23 Sistema Daule - Lago de Chongón, 230 kV. 12,820.00
25 Sistema Lago de Chongón - Posorja 138 kV. 12,410.00
26 S/E Nueva Prosperina, 230/69 kV, ampliación. 5,486.56
27 S/E El Inga, 230/138 kV, ampliación. 4,962.05
28 Subestaciones móviles 8,024.79
30 Bahías de emergencia y/o reserva, 138/ 69 KV 1,647.00
31 Compensación capacitiva. 7,046.85
32 Sistema de transmisión S/E Central - Quevedo, 230 kV. 30,140.00
34 Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto.Domingo, 230 kV. 43,379.44
35 Sistema de transmisión Sopladora - Taday - Milagro, 230 kV. 50,147.00
36 Sistema de transmisión CC Sinclair - El Inga - Daule 288,142.19
649,706.53
PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO
TOTAL
PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021
88
Tabla 34
Presupuesto Anual (miles USD)
AñoProyectos en
marcha
Nuevas obras
del SNT
sin ST de 500 kV
ST de 500 kV
Total Plan de
Obras de
Transmisión
2012 99,879.89 10,454.12 - 110,334.01
2013 87,350.61 66,786.49 - 154,137.10
2014 - 176,244.71 115,546.00 291,790.71
2015 - 14,794.56 172,596.19 187,390.75
2016 1,307.28 34,964.40 - 36,271.68
2017 - 29,001.80 - 29,001.80
2018 - 29,318.27 - 29,318.27
2019 - - - -
2020 - - - -
2021 - - - -
TOTAL 188,537.77 361,564.34 288,142.19 838,244.30
PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021
PRESUPUESTO (miles USD)
Sobre esta base, CELEC EP - TRANSELECTRIC conjuntamente con el Ministerio de
Electricidad y el Ministerio de Finanzas, desde el mes de julio del año 2009, está
desarrollando las actividades necesarias a fin de concretar el financiamiento de las obras
que se señalan a continuación, por un monto de 52.99 millones de dólares, con el Banco
Interamericano de Desarrollo, contando al momento con la autorización del préstamo por
parte del Comité del Banco, estando pendiente la suscripción del Contrato de Préstamo por
parte del Ministerio de Finanzas:
- Subestación Pomasqui, instalación del segundo transformador 230/128 kV, 300
MVA.
- Línea de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, 230 kV (energizada a 138
kV), 81 km, doble circuito, montaje inicial de uno.
- Subestación Cuenca, ampliación de una bahía de línea de 69 kV.
- Subestación Quinindé, 138/69 kV, 100 MVA
- Sistema de transmisión Cuenca – Loja de 138 kV.
- Sistema de transmisión Loja – Cumbaratza de 138 kV.
La no ejecución de los proyectos en los términos contenidos en este Plan, genera
situaciones de riesgo para el Sistema Nacional de Transmisión, que podrían afectar la
calidad y la seguridad en el suministro, siendo observables sus efectos a mediano plazo.
89
15. ASPECTOS COMPLEMENTARIOS
CELEC EP - TRANSELECTRIC contempla en su plan de expansión la ejecución de
varios proyectos cuyas características permitirían obtener beneficios ambientales (locales y
globales) y socioeconómicos.
En particular, ciertos proyectos identificados en este plan se justifican por el beneficio
adicional de reducir emisiones de dióxido de carbono (CO2) derivadas de la generación
termoeléctrica que sirve al SNI y por ende, contribuir a los esfuerzos del país en relación a
la mitigación del calentamiento global.
Los proyectos que por sus características, fomentarán una reducción de emisiones de CO2
y que con el incentivo complementario de los certificados de carbono podrían asegurar su
implementación son, entre otros:
- Línea de transmisión Santa Rosa-Pomasqui de 230 kV.
- Línea de transmisión Cuenca-Loja de 138 kV.
- Línea de transmisión Milagro-Machala de 230 kV.
- Línea de transmisión Milagro-Las Esclusas de 230 kV.
- Línea de transmisión Central-Quevedo de 230 kV.
- Línea de transmisión El Inga-Daule de 500 kV.
16. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
Con la finalidad de cumplir con las fechas de entrada en operación de los proyectos referidos en el presente Plan de Expansión, para garantizar el abastecimiento del
crecimiento de la demanda de energía eléctrica y la incorporación de generación al SNI,
más aún si se considera el presupuesto correspondiente al sistema de transmisión de 500
kV ‘Coca Codo Sinclair-El Inga-Daule’, es indispensable que a CELEC EP –
TRANSELECTRIC se le asignen, de manera oportuna los recursos económicos
necesarios para la ejecución de las obras, de acuerdo con el presupuesto establecido en
este plan.
Ante la falta de recursos para poder ejecutar los proyectos previstos en el Plan de
Expansión, ha sido necesario buscar financiamiento externo, para lo cual CELEC EP –
TRANSELECTRIC, en coordinación con el Ministerio de Electricidad y Energía
Renovable, gestionó ante el Banco Interamericano de Desarrollo–BID, la obtención de
recursos. Sin embargo, es importante señalar que los tiempos de análisis y de
preparación de la documentación para la obtención del crédito por parte del BID es de
dos años aproximadamente, situación que debe ser considerada al momento de definir
un portafolio de inversiones para la expansión del SNT.
Con la finalidad viabilizar la conexión al Sistema Nacional de Transmisión de los proyectos de generación definidos en el Plan de Expansión de Generación, es
importante que dentro del financiamiento de dichos proyectos, se incluya el presupuesto
necesario para la construcción de sus sistemas de transmisión asociados.
90
El plan de generación incluye proyectos hidroeléctricos de gran capacidad (Coca Codo
Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatón, Delsitanisagua, etc.) que determinan cambios
estructurales en el Sistema Nacional de Transmisión e involucran altas inversiones..
La configuración del sistema de transmisión de 500 kV ‘Coca Codo Sinclair-El Inga-Central-Daule’, fue determinada mediante estudios de detalle realizados por el
Consorcio ECU500KV conformada por las empresas CESI de Italia y EFFICACITAS
de Ecuador, para lo cual CELEC EP - TRANSELECTRIC suscribió el contrato el 9 de
noviembre de 2010, y para su financiamiento parcial se cuenta con una Cooperación
Técnica No Reembolsable del BID.
El sistema de transmisión de 500 kV propuesto, se lo debe realizar en dos etapas; en la primera etapa iniciaría su operación energizado temporalmente a 230 kV entre El Inga,
S/E Central y Daule; y, la segunda etapa de este sistema energizado a 500 kV entre El
Inga y Coca Codo Sinclair, sujeto al ingreso del proyecto hidroeléctrico Coca Codo
Sinclair.
La presencia del sistema de transmisión de 500 kV, demandará que los diferentes organismos del sector eléctrico, como el CONELEC, CENACE y CELEC EP -
TRANSELECTRIC, analicen las modificaciones que deberán realizarse y/o crear una
nueva normativa correspondiente, regulaciones, procedimientos operativos, entre otros
aspectos, relacionados con el diseño y operación de instalaciones de transmisión con
este nivel de tensión..
Los nuevos proyectos hidroeléctricos desplazarán la operación de generación térmica
del país, que básicamente se encuentra ubicada en la cuidad de Guayaquil, lo que obliga
a un importante equipamiento de capacitores en diversas subestaciones del SNT; y, se
crea la necesidad de definir las políticas de despacho de generación de seguridad de
área. Además del equipamiento de compensación (Daule, Pascuales y Las Esclusas),
para evitar el riesgo de inestabilidad de voltaje en la zona de Guayaquil, se requiere la
operación de 130 MW de generación termoeléctrica, distribuida en dos unidades de
generación, como la Central Trinitaria y una unidad de la Central Gonzalo Zevallos.
El desarrollo de los grandes proyectos de generación hidroeléctrica, traerá como consecuencia la disminución de la tarifa eléctrica, lo que se reflejará en un mayor
consumo de energía, fundamentalmente por la disminución o traslado del uso de gas
domiciliario (cocinas, calefones, etc.) hacia el uso de electricidad. Este potencial
crecimiento de la demanda, deberá ser revisado en la proyección de la demanda
entregada por el CONELEC, de acuerdo con el cambio de la matriz energética que
impulsa el Gobierno Nacional.
En el presente PET, se ha previsto que la operación del sistema de transmisión de 230 kV hacia Sucumbíos, el cual inicialmente utilizaría las dos líneas de 500 kV entre El
Inga y Coca Codo Sinclair energizadas a 230 kV, ingrese en operación para fines del
año 2014, con lo cual se mejorarán las condiciones de suministro de energía eléctrica a
la zona nororiental del país y, se podrá abastecer la demanda del sector petrolero estatal.
Una nueva alternativa para atender la demanda del sector nororiental del país, que se está analizando en el seno de la Comisión de Vecindad e Integración entre Ecuador y
91
Colombia, podría ser la construcción de una línea de interconexión internacional entre
Orito en Colombia y Nueva Loja en Ecuador, mediante una línea de 230 kV, que
inicialmente operaría a 115 kV, alternativa que además de cubrir posibles retrasos en la
construcción del proyecto Coca Codo Sinclair, serviría luego para exportar energía a
Colombia, cuando este proyecto de generación ingrese en operación.
Es preocupación de CELEC EP – TRANSELECTRIC que el CONELEC no haya
continuado con el proyecto de normativa ó regulación que defina cuando una instalación
debe ser desarrollada como parte del Plan de Expansión de Transmisión ó como parte de
los sistemas de subtransmisión que son responsabilidad de las Empresas Distribuidoras.
Las empresas de distribución deberán realizar el equipamiento de compensación
capacitiva en su sistema, no solamente para cumplir con el factor de potencia de la carga
que exige la normativa, sino también para que constituyan un respaldo y complemento
de los capacitores que el transmisor instala en las subestaciones del SNT en su área de
influencia.
Debido a las dificultades que se presentan en la obtención de las fajas de servidumbre para las nuevas líneas de transmisión, en algunos casos se propone que se diseñen y
construyan las líneas para un nivel de tensión superior al que operarían inicialmente; y,
en otros casos se ve la necesidad de adelantar su ejecución con la finalidad de asegurar
estos derechos de paso, que a futuro serán más difíciles conseguirlos. Igualmente, en
situaciones en las que no se puede aplicar lo antes mencionado, se está optando por
reconfigurar y optimizar algunas estructuras instaladas en el SNT para añadir circuitos
adicionales.
Se reitera la necesidad de que el CONELEC revise la normativa referente a la entrega de los planes de expansión de las distribuidoras y/o del transmisor, de tal forma de
conseguir que los planes, que las empresas de distribución entregan al CONELEC
puedan ser consideradas en la elaboración del Plan de Expansión de Transmisión, con la
finalidad de evitar lo que ocurre actualmente, dándose el caso que la información
remitida por los distribuidores corresponde al plan elaborado hace un año y, que muchas
veces lo entregan a finales del mes de marzo, cuando prácticamente estaba por
concluirse la elaboración del documento.
Para la proyección de la demanda de potencia y energía que anualmente realiza el
CONELEC, se debe incluir la demanda de los proyectos especiales que podrían
integrarse al SNI en el futuro, especialmente en el corto plazo, como es el caso de varias
empresas mineras que se han acercado a CELEC EP - TRANSELECTRIC para indicar
sus intenciones de conexión al SNT.
Dado que, la zona de Manta presenta un continuo y alto crecimiento de su demanda, y tiene un número significativo de cargas autoabastecidas, se ha previsto la construcción
de una nueva subestación de 230/69 kV y 225 MVA de capacidad, en el sector de San
Juan de Manta, la cual será alimentada mediante una línea de transmisión de 230 kV, de
35 km de longitud, desde la subestación San Gregorio. Este sistema de transmisión a su
vez permitirá evacuar la generación que produciría la Refinería del Pacífico, la misma
que se ubicaría en las cercanías de San Juan de Manta.
92
El CENACE y CONELEC deben exigir que las centrales de generación provean los
reactivos necesarios para una adecuada operación del SNI, entre las que se puede
mencionar a ELECTROQUIL, TERMOGUAYAS, entre otras.
Se estima conveniente que la información proporcionada por el CONELEC para la ejecución del Plan de Expansión de Transmisión, como son la proyección de la
demanda anual de potencia y energía y el plan de generación para los próximos diez
años, sea entregada de manera oficial, los primeros días del mes de octubre, con lo cual
se dispondrá de un adecuado período de tiempo para la ejecución de los estudios
eléctricos y económicos que son necesarios para la actualización del referido plan.
La necesidad de ampliación futura de la capacidad de transformación a nivel de 230 kV en la ciudad de Guayaquil, requiere que la Eléctrica de Guayaquil realice, en el menor
tiempo posible, un estudio de expansión de su sistema de subtransmisión, considerando
los niveles de voltaje de 138 y/o 230 kV, que permita atender de una forma adecuada y
coherente el crecimiento de la principal carga del SNI. Estudios similares se han
desarrollado en forma conjunta entre CELEC EP - TRANSELECTRIC y varias
empresas distribuidoras del país, como CNEL-Manabí, CNEL-Los Ríos, Centro Sur,
Azogues y Empresa Eléctrica Quito.
Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área norte de Guayaquil y ante la dificultad de ampliar la capacidad de transformación de la
subestación Policentro, se ha programado la construcción de la subestación Las
Orquídeas, la cual será abastecida desde la subestación Pascuales a nivel de 230 kV, con
lo cual se evitará las altas transferencias de potencia por los transformadores de la
subestación Pascuales 230/138 kV. .
La presencia de nueva generación hidroeléctrica en el país, permite reducir la operación
de la generación térmica en la ciudad de Guayaquil, que añadido con el crecimiento de
su demanda, haría necesario la ampliación de la transformación 230/138 kV en la
subestación Pascuales y el incremento de la transformación a nivel de 230 kV en la
subestación Salitral, para servir desde el SNI a dicha ciudad. Una de las alternativas de
equipamiento que soluciona en forma simultánea estos problemas, es la construcción de
una nueva subestación 230/69 kV que se ubicaría en la zona de Salitral, la cual será
alimentada mediante el seccionamiento de los dos circuitos de la línea Pascuales-Nueva
Prosperina-Trinitaria de 230 kV.
En el presente plan de expansión 2012-2021, se han programado nuevas obras de transmisión como los sistemas: Sucumbíos – Orellana; Lago de Chongón – Posroja;
Daule Peripa – Severino; ampliación de la subestación San Idelfono 230/138 kV; Daule
– Lago de Chongón, entre otros, los cuales ,tiene por objetivo que el SNT en las zonas
de influencia de estos proyectos, pueda cumplir con los criterios de seguridad estática
N-1 en sus elementos, incrementando los niveles de confiabilidad y seguridad del
sistema.
Por información extraoficial, se conoce que se desarrollarán varios proyectos hidroeléctricos adicionales en la subcuenca del río Guayllabamba como Chespi,
Chontal, etc., aspecto que requiere sea oficializado por parte del CONELEC con la
correspondiente inclusión en el plan de generación, con la objeto de poder definir un
93
adecuado sistema de transmisión asociado y no establecer sistemas parciales ó
sobredimensionados.
Para brindar un mejor servicio a CNEL-Los Ríos, se plantea la construcción de una
nueva línea de transmisión de 230 kV entre Milagro y Babahoyo, doble circuito,
energizada a 138 kV, con la finalidad de evitar los problemas de altura y distancias de
seguridad, derivados del cambio del uso del suelo a lo largo de la ruta de esta línea de
transmisión.
Para atender emergencias en equipos de transformación de la subestaciones del SNT, es importante que, se asignen los recursos económicos necesarios para la adquisicón de
transformadores, subestaciones móviles y bahías de reserva para el Sistema Nacional de
Transmisión.
../..