GENERACIÓN DE SEGURIDAD Y LÍMITES DE TRANSFERENCIA DE POTENCIA ENTRE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE COLOMBIA Y ECUADOR DICIEMBRE 2014 DICIEMBRE 2015

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1 GENERACIÓN DE SEGURIDAD Y LÍMITES DE TRANSFERENCIA DE POTENCIA ENTRE LOS SISTEMAS ELÉCTRICOS DE COLOMBIA Y ECUADOR DICIEMBRE 2014 DICIEMBRE 2015 DIRECCIÓN PLANEACIÓN DE LA OPERACIÓN XM S.A. E.S.P. COLOMBIA DIRECCIONES DE PLANEAMIENTO Y OPERACIÓN CENACE ECUADOR CENTRO DE OPERACIÓN CELEC EP - TRANSELECTRIC ECUADOR Documento XM CND CENACE Diciembre 29 de 2014

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3 Estudio Conjunto XM, CENACE y CELEC EP-TRANSELECTRIC 3 LISTA DE TABLAS RESUMEN EJECUTIVO OBJETIVOS ANTECEDENTES CONSIDERACIONES EN AMBOS SISTEMAS CONSIDERACIONES DEL SISTEMA COLOMBIANO ANÁLISIS DEMANDA DESPACHOS TÍPICOS TOPOLOGÍA DE LA RED TENSIONES DE REFERENCIA ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE ALTA TENSIÓN CONSIDERACIONES DEL SISTEMA ECUATORIANO DEMANDA DESPACHOS TÍPICOS TOPOLOGÍA DE LA RED TENSIONES DE REFERENCIA 17 5 CONSIDERACIONES GENERALES DESVIACIÓN DEL INTERCAMBIO EN TIEMPO REAL ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE ÁREAS (ESA) ESCENARIOS ANALIZADOS GENERACIONES DE SEGURIDAD Y LÍMITES DE TRANSFERENCIA COLOMBIA ECUADOR LÍMITES CONSIDERANDO RED COMPLETA Y CONTINGENCIA SENCILLA TRANSFERENCIA COLOMBIA HACIA ECUADOR TRANSFERENCIA ECUADOR HACIA COLOMBIA 22

4 iv LÍMITES DE TRANSFERENCIA EN CONDICIONES DE RED COMPLETA LÍMITES CONSIDERANDO CUBRIMIENTO DE CONTINGENCIAS N TRANSFERENCIA COLOMBIA HACIA ECUADOR TRANSFERENCIA ECUADOR HACIA COLOMBIA SENSIBILIDADES A LA INDISPONIBILIDAD DE ELEMENTOS SISTEMA COLOMBIANO SISTEMA ECUATORIANO 33 8 CONSIGNAS OPERATIVAS POR CONTROL DE SOBRETENSIONES ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL ANÁLISIS MODAL ANÁLISIS PRONY RECOMENDACIONES CONCLUSIONES ANEXO ANEXO

5 Estudio Conjunto XM, CENACE y CELEC EP-TRANSELECTRIC 5 Lista de Tablas Tabla 1 Resumen de límites con red completa y contingencia N Tabla 2 Límites de transferencia Colombia Ecuador, diciembre 2013 diciembre Tabla 3 Plantas menores Suroccidente Escenario de generación considerado Tabla 4 Resumen de rangos de tensiones de referencia en Colombia Tabla 5 Resumen de rangos de tensiones de referencia en Ecuador Tabla 6 Resumen de cortes propuestos en el área Suroccidental ante contingencia sencilla y red completa Tabla 7 Contingencias críticas que limitan la transferencia de Colombia hacia Ecuador considerando red completa Tabla 8 Límites de transferencia de Ecuador hacia Colombia considerando red completa, en alta hidrología Tabla 9 Límites de transferencia de Ecuador hacia Colombia considerando red completa, en baja hidrología Tabla 10 Resumen de límites con red completa y contingencia N Tabla 11 Sensibilidad a la entrada de la generación de Quimbo Tabla 12 Contingencias N-2 críticas en el área Suroccidente que limitan la transferencia de Colombia hacia Ecuador Tabla 13 Resumen de cortes propuestos en el área Suroccidental ante contingencia doble y red completa Tabla 14 Máxima generación Betania + Quimbo ante contingencia doble y red completa Tabla 15 Resumen de límites con red completa y contingencia doble Tabla 16 Corte adicional ante indisponibilidad de San Bernardino - Betania 1 y kv Tabla 17 Máximas transferencias considerando indisponibles Betania San Bernardino 1 y 2 a 230 kv Tabla 18 Cortes adicionales ante indisponibilidad de San Bernardino Alférez y San Bernardino Paez 230 kv Tabla 19 Máximas transferencias considerando indisponibles San Bernardino Alférez y San Bernardino Paez 230 kv Tabla 20 Cortes adicionales ante indisponibilidad de Alférez Yumbo y Juanchito Paez 230 kv Tabla 21 Máximas transferencias considerando indisponibles Alférez Yumbo y Juanchito Paez 230 kv Tabla 22 Cortes adicionales ante indisponibilidad de San Bernardino Jamondino 1 y kv Tabla 23 Máximas transferencias considerando indisponibles San Bernardino Jamondino 1 y kv Tabla 24 Corte adicional ante indisponibilidad de San Marcos Cartago y San Marcos Virginia 230 kv... 32

6 vi Tabla 25 Máximas transferencias considerando indisponibles San Marcos Cartago y San Marcos Virginia 230 kv Tabla 26 Cortes adicionales ante indisponibilidad de Jamondino Tesalia y Jamondino Mocoa 230 kv Tabla 27 Máximas transferencias considerando indisponibles Jamondino Tesalia y Jamondino Mocoa a 230 kv Tabla 28 Resultados Estabilidad de Pequeña Señal - Análisis Modal Tabla 29 Resultados Estabilidad de Pequeña Señal - Análisis Prony Tabla 30 Resumen de límites con red completa y contingencia N-1 Sensibilidad al retraso de S/E Tesalia 230 kv Tabla 31 Resumen de cortes Retraso entrada Etapa 1 Proyecto Tesalia... 38

7 Estudio Conjunto XM, CENACE y CELEC EP-TRANSELECTRIC 7 1 RESUMEN EJECUTIVO Los resultados de la reevaluación de los estudios conjuntos realizados entre XM (Colombia) y CENACE, CELEC EP TRANSELECTRIC (Ecuador), sobre los límites de transferencia de potencia entre los sistemas eléctricos de Colombia y Ecuador, consideran las dos condiciones hidrológicas típicas en Ecuador y escenarios críticos en Colombia, para contingencias sencillas, contingencias dobles para ambos sistemas, e indisponibilidades para el sistema colombiano. Los resultados de los análisis indican que la máxima transferencia en el sentido Colombia Ecuador es de 340 MW y 420 MW en los períodos de demanda media y mínima, respectivamente. Estos valores dependen de las máximas transferencias permitidas por los elementos de la red del área Suroccidental del sistema colombiano, que a su vez dependen de la generación de Betania. Las sensibilidades realizadas muestran que el ingreso de la central de generación Quimbo puede incrementar los límites a valores de 390 MW y 470 MW en los períodos de demanda media y mínima, respectivamente, en caso que el ingreso de esta generación no sea acompañado por el ingreso de la segunda etapa del proyecto de transmisión Tesalia, la cual se considera fuera del horizonte del presente estudio. A su vez, los resultados de los análisis indican que las máximas transferencias en el sentido Ecuador Colombia, para escenarios de baja hidrología, corresponden a 50 MW, 100 MW y 200 MW, para demandas máxima, media y mínima, respectivamente, y para escenarios de alta hidrología, los límites alcanzan valores de 100 MW y 200 MW, para demandas media y mínima, respectivamente. Cabe indicar que estos valores dependen del despacho de generación de la central Pucará y, en general, de las unidades de generación de la zona norte del SNI ecuatoriano. El requerimiento de unidades de seguridad para soportar las máximas transferencias Colombia Ecuador tiene como base las contingencias críticas definidas por ambos países, después de las cuales las condiciones de tensión, frecuencia y carga de equipos deben permanecer dentro de límites aceptables para la operación, sin poner en riesgo la estabilidad de los sistemas. En general las contingencias N-1 de elementos de la red que implican un mayor impacto sobre la operación de ambos sistemas son: En el sistema colombiano: San Carlos Virginia 500 kv Juanchito Páez 230 kv. Betania Mirolindo 230 kv. Betania Altamira 230 kv En el sistema ecuatoriano: Un circuito Santa Rosa Totoras 230 kv.

8 Pucará Mulaló 138 kv. Ambato - Totoras 138 kv. Bajo Alto - San Idelfonso 138 kv (Centrales Termogas Machala I y II con máxima generación) 8 Las condiciones más críticas para la operación de los sistemas eléctricos colombiano y ecuatoriano, se presentan ante las siguientes dobles contingencias: Salida simultanea de Alférez Yumbo y Juanchito Páez 230 kv Salida simultánea de San Bernardino Alférez y San Bernardino Páez 230 kv Salida simultánea de los dos circuitos Santa Rosa Totoras 230 kv Salida simultánea de los dos circuitos Santa Rosa Santo Domingo 230 kv Salida simultánea de Molino - Totoras y Molino - Riobamba 230 kv Salida simultánea de los dos circuitos Pomasqui Santa Rosa 230 kv A continuación se presenta un resumen de las máximas transferencias por el enlace Ecuador Colombia, en ambos sentidos, considerando la topología de red completa y esperada para diciembre 2015, así como el cubrimiento de las contingencias N-1. Despacho de Betania Tabla 1 Resumen de límites con red completa y contingencia N-1 Col Ecu Ecu Col Condición Demanda Demanda Hidrológica Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima 0 (0U) (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Alta Hidrología Baja Hidrología Con relación a los límites de transferencia establecidos para el año 2014, se observa que los límites de transferencia para el año 2015 disminuyen notoriamente especialmente para condiciones de demandas media y máxima. (Tabla 2). Los resultados presentados en el informe son referenciales y deben ser evaluados diariamente en la elaboración del despacho de importación y exportación, respectivamente.

9 Con el ingreso de la S/E Tesalia 230 kv, se aumenta la transferencia hacia el sistema ecuatoriano, en la mayoría de los escenarios de demanda considerados, ya que se refuerza el enlace entre la S/E Betania y la S/E Altamira a través de los circuitos a 230 kv Betania Tesalia y Tesalia Altamira. Sin embargo, el ingreso de esta obra podría sufrir retrasos, razón por la cual se calcula la sensibilidad a este retraso. Sin embargo, esta sensibilidad considera que este retraso no coincide con la toma de carga en la Subestación Hobo 115 kv, obra esperada para el segundo semestre de Los resultados se detallan en el ANEXO 1. Las transferencias de potencia desde Ecuador hacia Colombia se incrementan para el período de análisis, al considerar, principalmente, la incorporación de la L/T Pomasqui Santa Rosa II 230 kv de doble circuito, el segundo autotransformador 230/138 kv en la subestación Pomasqui y el ingreso de nuevas unidades de generación en la zona norte del Sistema Nacional Interconectado. Entre las principales conclusiones y recomendaciones de estos estudios cabe destacar: 9 Para las transferencias en sentido Colombia Ecuador, en la mayoría de los casos, las contingencias que limitan las transferencias corresponden a la salida de la línea Bajo Alto - San Idelfonso 138 kv con 250 MW (Centrales Termogas Machala I y II con máxima generación) y la salida de la línea Betania Mirolindo 230 kv. Estas contingencias se encuentran asociadas con sobrecarga de elementos, bajas tensiones en las redes de Cauca, Nariño y norte de Ecuador, y oscilaciones de potencia con bajo amortiguamiento. Se encuentra latente la posibilidad de que se presenten modos que produzcan oscilaciones poco amortiguadas en la interconexión Ecuador Colombia. En caso de presentarse oscilaciones pobremente amortiguadas, entre 0.3 y 0.5 Hz durante la operación, se recomienda disminuir el nivel de intercambio. Se recomienda mantener, en todos los escenarios operativos, cerrados al menos dos circuitos de la L/T Jamondino Pomasqui 230 kv en los dos extremos, considerando que esta condición permite fortalecer el enlace eléctrico Ecuador Colombia. Respecto al esquema de separación de áreas ESA se recomienda cambiar el ajuste de la función de Sobrepotencia de envío de Colombia a Ecuador a un valor de 650 MW con retardo de 2 segundos, considerando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baja del 95% del valor de ajuste (617.5 MW). Respecto al esquema de protección de alta tensión, se recomienda realizar un cambio en la secuencia de apertura de circuitos en la interconexión de acuerdo al siguiente detalle: Apertura del circuito 2 de Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 300 ms. Apertura del circuito 3 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 450 ms. Apertura del circuito 4 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 600 ms. Apertura del circuito 1 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 900 ms.

10 2 OBJETIVOS 10 Presentar la actualización de resultados para los estudios conjuntos realizados entre XM (Colombia) y CENACE, CELEC EP TRANSELECTRIC (Ecuador) sobre los límites de transferencia de potencia, las generaciones mínimas de seguridad, consignas operativas y Esquema de Separación de Áreas (ESA), considerando los proyectos de expansión en Ecuador y Colombia, en el horizonte diciembre diciembre Con base en lo anterior, los objetivos primordiales de este estudio se resumen a continuación: Revisar los límites de intercambio por la interconexión en condiciones de red completa en ambos países. Revisar los límites de intercambio en Condiciones Anormales de Orden Público (CAOP) en el sistema colombiano, teniendo en cuenta contingencias dobles en el área Suroccidental. Revisar la sensibilidad de los límites de intercambio y generaciones de seguridad ante las indisponibilidades en la red, del sistema colombiano, y la entrada en operación de nuevos proyectos en las áreas de influencia. Revisar el Esquema de Separación de Áreas ESA con las experiencias operativas y los resultados del presente estudio. Se debe resaltar que estos límites son referenciales y deben ser validados en la programación diaria y en la operación de tiempo real, de acuerdo con las condiciones particulares de cada uno de los sistemas. 3 ANTECEDENTES En la siguiente tabla se presenta un resumen de los resultados de los estudios para el periodo diciembre 2013 diciembre Tabla 2 Límites de transferencia Colombia Ecuador, diciembre 2013 diciembre Despacho de Betania Col Ecu Demanda Ecu Col Demanda Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Los límites de intercambio entre Colombia y Ecuador son revaluados por lo menos anualmente al considerar factores como: La demanda de los sistemas.

11 La disponibilidad de la red, especialmente de Cauca Nariño en Colombia y de la zona norte de Ecuador. La disponibilidad de las plantas menores y de las unidades del área Suroccidental colombiana. Los escenarios de hidrología de Ecuador. Incorporación de nuevos elementos de transmisión y generación. Las transferencias máximas entre ambos sistemas corresponden en la mayoría de los casos a cortes determinados para algunos circuitos, a limitantes de tensión y oscilaciones de potencia, tanto en estado estacionario como ante contingencia, y varían dependiendo de la generación disponible en el sur de Colombia y en el norte de Ecuador. Por otro lado, el requerimiento diario de energía de ambos sistemas se ve reflejado en las ofertas diarias de precio y disponibilidad. De acuerdo con lo anterior, en el presente estudio se determinan las transferencias máximas entre ambos países, las generaciones mínimas requeridas y las contingencias críticas CONSIDERACIONES EN AMBOS SISTEMAS 4.1 CONSIDERACIONES DEL SISTEMA COLOMBIANO ANÁLISIS Los análisis de todos los límites binacionales obtenidos parten de los criterios establecidos en el documento XM CND Criterios para los Análisis Eléctricos en el CND. El cálculo de los límites presentados en este documento se basa en la determinación de tensiones y flujos a través de los elementos del sistema en estado post-contingencia mediante análisis de estado estacionario y estabilidad dinámica DEMANDA Se consideran tres escenarios de demanda, que corresponden a máxima, media y mínima para el año En la Figura 1 se presenta la demanda estimada por áreas para el sistema colombiano.

12 MW Mínima Media Máxima Valle del Cauca Tolima San Carlos Pagua Nordeste Meta Huila-Caqueta GCM Expansion CQR Cordoba-Sucre Chivor-Guavio Cerromatoso Cauca-Nariño Bolivar Bogota Atlantico Antioquia Figura 1 Demanda estimada para el sistema colombiano año DESPACHOS TÍPICOS El sistema colombiano tiene un despacho predominantemente hidráulico durante casi todo el año, y los recursos de generación dependen de la disponibilidad ofertada para cada planta. Sin embargo, para efectos de este estudio se consideran las condiciones más críticas para el Suroccidente de Colombia, esto es, máximas transferencias desde el centro y el occidente de este país, así como un mínimo de unidades en línea. Se considera una generación mínima en la planta Betania de 60 MW, fruto de la inflexibilidad ambiental de esta central, así como una generación mínima de 85 MW en la planta Salvajina. Cabe resaltar que en la mayoría de los casos la generación más efectiva para el control de transferencias hacia Ecuador corresponde a la generación de Betania. Si existen limitaciones de este recurso se deberá restringir la transferencia Colombia Ecuador. Adicionalmente, las plantas menores de Cauca y Nariño, también pueden ayudar a controlar las sobrecargas que se presentan en estas subáreas, por lo que para este estudio se asumió el siguiente despacho para todos los escenarios, correspondiente a un escenario de baja hidrología: Tabla 3 Plantas menores Suroccidente Escenario de generación considerado Planta Florida Riomayo Menores de Cauca Menores de Nariño Despacho 3 MW x 2U = 6 MW 2.33 MW x 3U = 7 MW 3 MW 3 MW

13 4.1.4 TOPOLOGÍA DE LA RED En las figuras 2 y 3 se presenta la topología de las subáreas Cauca - Nariño y Huila Tolima Caquetá de Colombia. 13 Figura 2 Topología subárea Cauca Nariño

14 14 Figura 3 Topología subárea Huila Tolima Caquetá Adicionalmente se considera el ingreso de los siguientes proyectos relevantes, con las siguientes fechas esperadas: Primera etapa del proyecto Tesalia a 230 kv. Diciembre 18 de Primera unidad de la central Quimbo (200 MW). Septiembre 2 de Segunda unidad de la central Quimbo (200 MW). Septiembre 2 de Subestación Armenia. Septiembre 3 de Subestación Hobo 115/34.5 kv. Segundo semestre de 2015 con una demanda de 16 MW. Segunda etapa del proyecto Tesalia a 230 kv. Octubre 9 de No obstante, el agente responsable del proyecto ha informado que la fecha de operación prevista por el corresponde a Mayo 12 de La estrada de esta etapa no se considera dentro del estudio debido al nivel de incertidumbre respecto a la fecha de operación del mismo.

15 TENSIONES DE REFERENCIA En demanda mínima, el aumento de los niveles de tensión en el sistema colombiano es controlado con la conexión de los reactores y desconexión de los capacitores asociados, la absorción de reactivos de las unidades del área, y en caso de que estas acciones sean insuficientes, mediante consignas como las definidas en el numeral 8. De acuerdo con lo anterior, se toma como referencia un rango de tensiones, con base en la experiencia operativa, para todos los períodos de demandas y escenarios de generación. Sin embargo, estas tensiones constituyen solo una referencia y en ningún caso representan un compromiso de tensiones objetivos para la sustentación de los límites que se determinen, debido a la dependencia que dichas tensiones tienen respecto al escenario de generación y a la topología del sistema. En la Tabla 2 se presentan los rangos de tensión normalmente manejados en Jamondino 230 kv considerando una topología de red completa. Tabla 4 Resumen de rangos de tensiones de referencia en Colombia Demanda Mínima Media Máxima Jamondino [kv] ESQUEMA DE PROTECCIÓN DE ALTA TENSIÓN En Colombia el ajuste de alta tensión rápido se realiza en 260 kv y en Ecuador en 255 kv. La protección de alta tensión, actúa con la siguiente secuencia en Jamondino y Pomasqui: Salida de servicio del banco de capacitores en Jamondino 230 kv en 100 ms. Apertura del circuito 2 de Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 300 ms. Apertura del circuito 3 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 450 ms. Apertura del circuito 4 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 600 ms. Apertura de un circuito de Jamondino San Bernardino 230 kv, con un retardo de 750 ms. Apertura del circuito 1 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 900 ms. NOTA: el segundo circuito Jamondino San Bernardino 230 kv permanece cerrado. La protección de alta tensión, actúa con la siguiente secuencia en San Bernardino: Salida de servicio de todos los bancos de capacitores en San Bernardino 230 kv en menos de 300 ms. Adicionalmente, se implementó un esquema de alta tensión lento en las subestaciones Jamondino y Pomasqui. Este esquema debe producir el disparo secuencial de equipos en 253 kv, con un retardo intencional que permita coordinación y selectividad con los siguientes tiempos: Compensación capacitiva de Jamondino de 72 MVAR, con un retardo de 13 seg. Apertura del circuito 2 de Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 15 seg.

16 Apertura del circuito 3 de Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 17 seg. Apertura del circuito 4 de Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 19 seg. Apertura de un circuito San Bernardino Jamondino, con un retardo de 21 seg. Apertura del circuito 1 de Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 26 seg. Apertura del otro circuito San Bernardino Jamondino, con un retardo de 28 seg. Se encuentra habilitado el envío y recepción de disparos transferidos en las subestaciones Jamondino y Pomasqui CONSIDERACIONES DEL SISTEMA ECUATORIANO DEMANDA Se consideran tres escenarios de demanda, que corresponden a máxima, media y mínima para el año En la siguiente figura, se presenta la demanda estimada por áreas para el sistema ecuatoriano. Figura 4 Demanda estimada para el sistema ecuatoriano año DESPACHOS TÍPICOS Para el sistema ecuatoriano se analizan despachos de generación, de tal forma que permita variar las transferencias de Colombia a Ecuador desde 0 MW hasta los límites máximos determinados; se consideran periodos de alta y baja hidrología, para escenarios de demanda mínima, media y máxima. Para el control de tensión en la zona norte del Sistema Nacional Interconectado (SNI) ecuatoriano se asume: Disponibilidad de: Tres bancos de capacitores de 27 MVAr cada uno en la subestación Santa Rosa.

17 Dos bancos de capacitores de 12 MVAr cada uno en la subestación Esmeraldas 69 kv. Un reactor de 25 MVAr en la subestación Pomasqui. Dos reactores de 10 MVAr cada uno en la subestación Santa Rosa. Un reactor de 10 MVAr en las subestaciones Santo Domingo, Riobamba y Totoras, respectivamente. Dos compensadores sincrónicos en la subestación Santa Rosa, de 20 MVAr capacitivo y 6 MVAr inductivo, cada unidad. Generación de las centrales Santa Rosa, Pucará, Guangopolo y de la cadena Agoyán - San Francisco para el control de voltaje en la zona Santa Rosa Totoras TOPOLOGÍA DE LA RED En el horizonte de análisis se considera el ingreso de las siguientes instalaciones de generación y transmisión: Entrada de la central hidráulica de Manduriacu de 60 MW, a partir de enero de Segundo autotransformador de la subestación Pomasqui 230/138 kv, a partir de enero de Entrada de la tercera unidad de la central Gas Machala de 70 MW, a partir de abril de Línea de transmisión Milagro Esclusas de 230 kv, a partir de mayo de Línea de transmisión Milagro Machala de 230 kv, segundo circuito, a partir de junio de Línea de transmisión Pomasqui Santa Rosa II de 230 kv, a partir del segundo trimestre de Para efectos de simulación en el caso de exportación desde Colombia hacia Ecuador, no se considerará en los estudios; para el caso de exportación desde Ecuador hacia Colombia, se requiere ejecutar una sensibilidad con el ingreso de la línea mencionada. Segundo autotransformador en la subestación Santo Domingo 230/138 kv, a partir del segundo semestre de Entrada de la central Topo de 29.2 MW, a partir de agosto de TENSIONES DE REFERENCIA Las tensiones constituyen solo una referencia y en ningún caso representan un compromiso de tensiones objetivo, debido a la dependencia que tienen las tensiones respecto al escenario de generación y a la topología del sistema. A continuación, en la Tabla 5, se presenta el resumen de los rangos de tensión, con base en las bandas establecidas en el sistema ecuatoriano y a la experiencia operativa, en la subestación Pomasqui de 230 kv.

18 Tabla 5 Resumen de rangos de tensiones de referencia en Ecuador Demanda Pomasqui [kv] Mínima Media Máxima CONSIDERACIONES GENERALES 5.1 DESVIACIÓN DEL INTERCAMBIO EN TIEMPO REAL Para determinar la desviación del intercambio programado se extrajeron los datos de tiempo real, para un día típico de operación (12 de septiembre de 2014), y se compararon con el valor programado para cada hora del día. Como resultado se obtiene, que dentro de un rango de confianza del 95%, el intercambio real se desvía por fuera del valor programado en 25 MW, aproximadamente. Ver Figura 5.

19 (-30; -25] (-25; -20] (-20; -15] (-15; -10] (-10; -5] (-5; 0] (0; 5] (5; 10] (10; 15] (15; 20] (20; 25] (25; 30] Observaciones Frecuencia Acumulada Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC 19 20% 16% Desviación del intercambio 95% 100% 80% 12% 60% 8% 40% 4% 20% 0% 0% Rango de clase (MW) Observaciones Frecuencia Acumulada Figura 5 Desviación del intercambio Jamondino Pomasqui para el 12 de septiembre de 2014 Se recomienda que operativamente se tomen las acciones del caso que permitan mantener el valor de intercambio de acuerdo a lo programado, ya que operar con estos valores de desviación por largos periodos podría afectar la seguridad del sistema. 5.2 ESQUEMA DE SEPARACIÓN DE ÁREAS (ESA) Todas las funciones del esquema de separación de áreas deberán producir la apertura de los cuatro circuitos Jamondino Pomasqui en ambos extremos, por lo tanto debe estar habilitado el envío y recepción de disparos transferidos en las subestaciones Jamondino y Pomasqui:

20 Sobrepotencia de envío de Ecuador a Colombia, 300 MW con retardo de 1 segundo, considerando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baja del 95% del valor de ajuste (285 MW). Sobrepotencia de envío de Colombia a Ecuador: 650 MW con retardo de 2 segundos, considerando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baja del 95% del valor de ajuste (617.5 MW). Baja tensión en Jamondino y Pomasqui: 0.85 p.u. (187 kv base de 220 kv), con un retardo de 500 ms, en las subestaciones Jamondino y Pomasqui. Baja Frecuencia en Jamondino y Pomasqui: 58.2 Hz, con retardo de 500 ms. Protección de potencia inversa en Pomasqui, bajo condiciones de importación de Ecuador: - Para importaciones menores a 100 MW, el ajuste está en 200 MW con un retardo de 1200 ms. - Para importaciones mayores a 100 MW, el ajuste está en 100 MW con un retardo de 1200 ms ESCENARIOS ANALIZADOS Se definieron los siguientes escenarios como los más críticos, para las transferencias Colombia Ecuador, tanto para exportación como importación: Escenarios de contingencia sencilla Escenarios de doble contingencia en zona de influencia del norte de Ecuador Escenarios de contingencia doble en el suroccidente colombiano. Escenarios de indisponibilidades, para el sistema colombiano. 7 GENERACIONES DE SEGURIDAD Y LÍMITES DE TRANSFERENCIA COLOMBIA ECUADOR En los diferentes casos considerados se evalúan los resultados de las variables operativas en estado estacionario (tensiones y cargabilidad de elementos), así como el comportamiento dinámico de las unidades de generación y de las tensiones ante diferentes contingencias en la red de transmisión y en las unidades de generación de ambos sistemas. En todos los casos se busca garantizar el cumplimiento de los criterios establecidos en la normatividad vigente. Entre estos se resaltan: Tensiones dentro de los márgenes operativos normales, en las subestaciones frontera Jamondino y Pomasqui a 230 kv. Control de las transferencias máximas permitidas por algunos circuitos con el fin de evitar eventos que conlleven a la pérdida de demanda. Adecuada actuación de los sistemas de control y protección durante la evolución de las contingencias. Los resultados expuestos corresponden a las condiciones más restrictivas para cada uno de los sistemas.

21 7.1 LÍMITES CONSIDERANDO RED COMPLETA Y CONTINGENCIA SENCILLA En este numeral se simulan contingencias sencillas en líneas de transmisión y unidades de generación, considerando una operación con red completa en ambos países TRANSFERENCIA COLOMBIA HACIA ECUADOR En condiciones de alta importación del área Suroccidente y altas transferencias hacia Ecuador se presentan grandes flujos en tránsito a través de las redes de 230 kv del Sur de Colombia, así como de las redes a 115 kv de Cauca, Nariño y Huila Caquetá. Esto lleva a sobrecargas y apertura de algunos elementos en el área Suroccidente ante contingencia sencilla, cuando se tienen altas exportaciones hacia Ecuador. En estas condiciones se proponen los siguientes cortes: Tabla 6 Resumen de cortes propuestos en el área Suroccidental ante contingencia sencilla y red completa No Corte Máxima Media Mínima 1 San Carlos Virginia 500 kv Transformador 500/230/34.5 kv de Virginia + Transformador 500/230/34.5 kv de San Marcos 3 20% Mirolindo Betania 230 kv + Prado Tenay 115 kv Adicionalmente se evidencian condiciones operativas cercanas al colapso de tensión cuando se pierden bloques considerables de generación en Ecuador. Respecto al mínimo número de unidades requeridas para el soporte de tensión en el área Suroccidente, se encontró que es suficiente controlar los cortes recomendados en la Tabla 6 con el uso de generación interna en el área; adicionalmente se verificaron diferentes combinaciones de plantas despachadas en el área, concluyéndose que todas ellas pueden soportar las tensiones de forma adecuada. Considerando en operación los reactores a 230 kv de Altamira, Mocoa y San Bernardino, no se requeriría de un mínimo número de unidades para absorción de reactivos en periodos de mínima demanda con escenarios de baja exportación hacia Ecuador, sin embargo, se deben considerar las inflexibilidades sobre las plantas de Betania, Alto Anchicayá, Bajo Anchicayá y Salvajina, que pueden requerir de un mínimo de unidades en línea. En la Tabla 7 se resumen las contingencias más críticas identificadas y que causan la restricción en las transferencias entre Colombia y Ecuador.

22 Tabla 7 Contingencias críticas que limitan la transferencia de Colombia hacia Ecuador considerando red completa 22 Demanda Salida de: Efecto Máxima Media Mínima Circuito Betania Mirolindo 230 kv L/T Bajo Alto - San Idelfonso 138 kv con 250 MW (Centrales Termogas Machala I y II con máxima generación) Circuito Betania Mirolindo 230 kv L/T Bajo Alto - San Idelfonso 138 kv con 250 MW (Centrales Termogas Machala I y II con máxima generación) L/T Bajo Alto - San Idelfonso 138 kv con 250 MW (Centrales Termogas Machala I y II con máxima generación) Produce sobrecarga y posible disparo del circuito Prado Tenay 115 kv Se observan bajas tensiones en la sub-área Sur del SIN Colombiano, así como oscilaciones de potencia poco amortiguadas entre ambos sistemas Produce sobrecarga y posible disparo del circuito Prado Tenay 115 kv Se observan bajas tensiones en la sub-área Sur del SIN Colombiano, así como oscilaciones de potencia poco amortiguadas entre ambos sistemas Se observan bajas tensiones en la sub-área Sur del SIN Colombiano, así como oscilaciones de potencia poco amortiguadas entre ambos sistemas TRANSFERENCIA ECUADOR HACIA COLOMBIA Las Tabla 8 y 9, indican las máximas exportaciones de Ecuador hacia Colombia con red completa, para escenarios de alta y baja hidrología, respectivamente. Los límites en demanda mínima, media y máxima se restringen por altas cargabilidades en el sistema de transmisión a 138 kv, y por bajos voltajes en la Zona Norte de Ecuador.

23 Máxima Media Mínima Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC Tabla 8 Límites de transferencia de Ecuador hacia Colombia considerando red completa, en alta hidrología Demanda Salida Efecto 1 Circuito Santa Rosa - Totoras 230 kv L/T Totoras Ambato 138 kv Sobrecarga en la L/T Ambato - Pucará 138 kv. Sobrecarga en el circuito paralelo disponible de Santa Rosa Totoras 230 kv Oscilaciones amortiguadas en la interconexión. Sobrecarga en el autotransformador ATT 230/138 kv de Totoras Transferencia MW Condición más restrictiva L/T Pucará Mulaló 138 kv Sobrecarga en el autotransformador ATT 230/138 kv de Totoras 200 Salida 1 Circuito Santa Rosa - Totoras 230 kv L/T Totoras Ambato 138 kv L/T Pucará Mulaló 138 kv Salida 1 Circuito Santa Rosa - Totoras 230 kv L/T Totoras Ambato 138 kv L/T Pucará Mulaló 138 kv Efecto Sobrecarga en la L/T Pucará - Mulaló 138 kv Oscilaciones amortiguadas en la interconexión. Sobrecarga en el circuito paralelo de la L/T Totoras - Santa Rosa 230 kv. Unidades en la zona norte con una elevada entrega de reactivos. Oscilaciones amortiguadas en la interconexión Alta cargabilidad en la L/T Santa Rosa - Conocoto 138 kv Unidades en la zona norte con una elevada entrega de reactivos. Sobrecarga en la L/T Santa Rosa - Conocoto 138 kv. Bajo voltaje en Mulaló 138 kv Unidades en la zona norte con una elevada entrega de reactivos. Efecto Sobrecarga en el circuito paralelo de la L/T Santa Rosa Totoras 230 kv. Sobrecarga en la L/T Pucará - Mulaló 138 kv Bajos voltajes en Ibarra y Tulcán Oscilaciones amortiguadas en la interconexión Elevada entrega de reactivos en las unidades de la zona norte. Sobrecarga en la L/T Santa Rosa - Conocoto 138 kv Límite máximo de entrega de reactivos en las unidades de la zona norte. Transferencia MW Transferencia MW Condición más restrictiva 100 Condición más restrictiva 0

24 Máxima Media Mínima Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC Tabla 9 Límites de transferencia de Ecuador hacia Colombia considerando red completa, en baja hidrología Demanda Salida Efecto 1 Circuito Santa Rosa - Totoras 230 kv L/T Totoras Ambato 138 kv Transferencia MW Bajos voltajes en la zona norte del SNI 200 Bajos voltajes en la zona norte del SNI 200 Condición más restrictiva Salida 1 Circuito Santa Rosa - Totoras 230 kv Salida 1 Circuito Santa Rosa - Totoras 230 kv L/T Totoras Ambato 138 kv Efecto Oscilaciones amortiguadas en la interconexión. Sobrecarga en el circuito paralelo disponible de la L/T Totoras Santa Rosa 230 kv Bajos voltajes zona en la zona Norte Efecto Sobrecarga en el circuito paralelo de la L/T Santa Rosa Totoras 230 kv. Sobrecarga en la L/T Pucará - Mulaló 138 kv Bajos voltajes en Ibarra y Tulcán Oscilaciones amortiguadas en la interconexión Elevada entrega de reactivos en las unidades de la zona norte. Transferencia MW Condición más restrictiva Transferencia MW Condición más restrictiva LÍMITES DE TRANSFERENCIA EN CONDICIONES DE RED COMPLETA A continuación, en la Tabla 10, se presentan los límites de transferencia binacionales, para diferentes despachos de Betania e hidrologías en el sistema ecuatoriano, en condiciones de red completa y considerando cubrimiento de contingencias sencillas. Despacho de Betania Tabla 10 Resumen de límites con red completa y contingencia N-1 Col Ecu Ecu Col Condición Demanda Demanda Hidrológica Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima 0 (0U) (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Alta Hidrología Baja Hidrología

25 Adicionalmente se realizó una sensibilidad a la entrada de la generación de la central Quimbo. Los resultados se presentan en la Tabla 111: 25 Tabla 11 Sensibilidad a la entrada de la generación de Quimbo Despacho Col Ecu Cond. Ecu Col No. Hidro. Demanda Demanda Uni. Betania Quimbo Máx. Med. Mín. Máxima Media Mínima 0 0 (0U) (1U) (2U) (1U) 0 (0U) (3U) (2U) (3U) (0U) (1U) (2U) (1U) (1U) (3U) (2U) (3U) (0U) (1U) (2U) (1U) (2U) (3U) (2U) (3U) Alta Hidro. Baja Hidro LÍMITES CONSIDERANDO CUBRIMIENTO DE CONTINGENCIAS N TRANSFERENCIA COLOMBIA HACIA ECUADOR En este numeral se presentan las restricciones adicionales a ser tenidas en cuenta al considerar contingencias dobles en el área Suroccidente colombiana. Las contingencias dobles a considerar en la mencionada área corresponden a las definidas en la declaración de CAOP del 06 de agosto de 2014, las cuales se listan a continuación: Betania - San Bernardino 1 y kv San Bernardino Alférez y San Bernardino Páez 230 kv Alférez - Yumbo y Juanchito Páez 230 kv San Bernardino - Jamondino 1 y kv

26 San Marcos Cartago y San Marcos Virginia 230 kv Jamondino Tesalia 1 y Jamondino Mocoa 230 kv El cubrimiento de las contingencias N-2 implica mayor generación de seguridad, ya que las sobrecargas causadas por la potencia en tránsito hacia el sur son mayores. En la Tabla 12 se resumen las contingencias de orden N-2 más críticas identificadas y que causan la restricción en las transferencias entre Colombia y Ecuador. 26 Tabla 12 Contingencias N-2 críticas en el área Suroccidente que limitan la transferencia de Colombia hacia Ecuador Demanda Salida de: Efecto Máxima, Media y Mínima Circuitos a 230 kv Alférez - Yumbo + Juanchito - Páez 230 kv. Circuitos a 230 kv San Bernardino - Alférez y San Bernardino - Páez Puede producir sobrecarga del circuito a 115 kv Alférez - Agua Blanca, el cual no tiene declarados límites de emergencia Puede producir sobrecarga y posible disparo de Prado Tenay 115 kv y/o Santander San Bernardino kv Adicional a los cortes definidos en la Tabla 6, se proponen los siguientes cortes ante escenarios en los cuales se decida cubrir contingencias dobles en el área Suroccidente Tabla 13 Resumen de cortes propuestos en el área Suroccidental ante contingencia doble y red completa No Corte Máxima Media Mínima 1 46% Juanchito Paez 230 kv + 46% Yumbo Alférez 230 kv + Aguablanca Alférez 115 kv 2 30% Paez San Bernardino 230 kv + 30% Alférez San Bernardino 230 kv + Santander San Bernardino kv 3 20% Paez San Bernardino 230 kv + 20% Alférez San Bernardino 230 kv + Prado Tenay 115 kv El circuito Jamondino Betania se reconfigura en Jamondino Tesalia al ingresar el proyecto de transmisión Tesalia.

27 De llegarse a materializar la entrada en operación del proyecto de generación Quimbo antes de la entrada de la segunda etapa del proyecto de transmisión Tesalia, se podrían observar atrapamientos de generación bien sea en la planta Quimbo o en la planta Betania ante escenarios en los cuales se decida cubrir la contingencia doble Betania San Bernardino 1 y kv, teniendo en cuenta que ante la misma se evidencian posibles problemas de estabilidad transitoria en ambas centrales. (Ver Tabla 14) 27 Tabla 14 Máxima generación Betania + Quimbo ante contingencia doble y red completa No Corte Máxima Media Mínima 1 Generación Betania + Generación Quimbo En la Tabla 15 se muestra el resumen de transferencias entre Colombia y Ecuador, considerando las contingencias dobles consideradas en este capítulo: Tabla 15 Resumen de límites con red completa y contingencia doble Despacho de Betania Col Ecu Demanda Máxima Media Mínima 0 (0U) (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U)

28 Estudio Conjunto XM, CENACE y CELEC EP-TRANSELECTRIC TRANSFERENCIA ECUADOR HACIA COLOMBIA Para el caso del sistema ecuatoriano, en la planeación y operación de la red se aplica el criterio de cubrimiento de contingencias N-2 únicamente bajo particulares condiciones topológicas y de seguridad sistémica. Dentro del estudio fueron evaluadas, para cada caso de importación y exportación, las siguientes dobles contingencias: Totoras - Santa Rosa 1 y kv Santo Domingo - Santa Rosa 1 y kv Santo Domingo - Esmeraldas - Quinindé 138 kv Molino - Riobamba y Molino - Totoras 230 kv Milagro - Zhoray 1 y kv Molino - Pascuales 1 y kv Pomasqui - Santa Rosa 1 y kv Del listado presentado, se evidencia que las contingencias más críticas corresponden a: Salida de la L/T Totoras Santa Rosa 230 kv Salida de la L/T Pomasqui Santa Rosa 230 kv Salida de la L/T Santa Rosa Santo Domingo 230 kv 7.3 SENSIBILIDADES A LA INDISPONIBILIDAD DE ELEMENTOS A continuación se presentan los límites de intercambio para condiciones topológicas especiales, ocasionadas ya sea por atentados o por mantenimientos en los elementos del sistema. Teniendo en cuenta estos criterios se seleccionaron las indisponibilidades más críticas en cuanto a confiabilidad y seguridad se refiere. En cada caso se encontró la generación mínima y los límites de transferencia en la red. Es importante aclarar que estos límites son indicativos, ya que parten de escenarios críticos de típica ocurrencia y que deben ser validados durante la operación de acuerdo con las condiciones que en el momento se presenten en los sistemas. Para el sistema colombiano se determinaron las restricciones asociadas a cada una de las siguientes indisponibilidades Circuitos San Bernardino - Betania 1 y 2 a 230 kv Circuitos San Bernardino Alférez y San Bernardino Paez a 230 kv Circuitos Alférez Yumbo y Juanchito Paez a 230 kv Circuitos San Bernardino Jamondino 1 y 2 a 230 kv Circuitos San Marcos Cartago y San Marcos Virginia a 230 kv Circuitos Jamondino Tesalia y Jamondino Mocoa a 230 kv

29 SISTEMA COLOMBIANO Indisponibilidad de los circuitos San Bernardino - Betania 1 y 2 a 230 kv Para este escenario de disponibilidad de la red se evidencian condiciones operativas cercanas a la inestabilidad de ángulo cuando la central Betania opera con altos valores de generación. En este caso la falla critica se observa en el circuito Betania Mirolindo 230 kv. La presencia de este fenómeno implica la disminución de los límites de trasferencia entre los sistemas eléctricos de Colombia y Ecuador para valores altos de generación de Betania. Adicionalmente para este escenario de red se recomienda cubrir el siguiente corte, el cual es adicional a los mencionados en la Tabla 6: Tabla 16 Corte adicional ante indisponibilidad de San Bernardino - Betania 1 y kv No Corte Máxima Media Mínima 1 33% Mirolindo Betania 230 kv + Prado Tenay 115 kv Para este caso se obtienen las máximas transferencias, detalladas en la Tabla 17, entre Colombia y Ecuador para los diferentes niveles de generación de Betania. Tabla 17 Máximas transferencias considerando indisponibles Betania San Bernardino 1 y 2 a 230 kv Despacho de Betania Col Ecu Demanda Máxima Media Mínima (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Indisponibilidad de los circuitos San Bernardino Alférez y San Bernardino Paez a 230 kv Para este escenario de red se recomienda cubrir los siguientes cortes, los cuales son adicionales a los mencionados en la Tabla 6:

30 30 Tabla 18 Cortes adicionales ante indisponibilidad de San Bernardino Alférez y San Bernardino Paez 230 kv No Corte Máxima Media Mínima 1 45% Mirolindo Betania 230 kv + Prado Tenay 115 kv 2 40% Mirolindo Betania 230 kv + Santander San Bernardino kv Para este caso se obtienen las máximas transferencias, detalladas en la Tabla 19, entre Colombia y Ecuador para los diferentes niveles de generación de Betania. Tabla 19 Máximas transferencias considerando indisponibles San Bernardino Alférez y San Bernardino Paez 230 kv Despacho de Betania Col Ecu Demanda Máxima Media Mínima (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Indisponibilidad de los circuitos Alférez Yumbo y Juanchito Paez a 230 kv Para este escenario de red se recomienda cubrir los siguientes cortes, los cual son adicionales a los mencionados en la Tabla 6: Tabla 20 Cortes adicionales ante indisponibilidad de Alférez Yumbo y Juanchito Paez 230 kv No Corte Máxima Media Mínima 1 25% Mirolindo Betania 230 kv + Prado Tenay 115 kv 2 40% Mirolindo Betania 230 kv + Aguablanca Alférez 115 kv 3 30% Mirolindo Betania 230 kv + Transformador San Marcos 500/230 kv

31 31 Para este caso se obtienen las máximas transferencias, detalladas en la Tabla 21, entre Colombia y Ecuador para los diferentes niveles de generación de Betania. Tabla 21 Máximas transferencias considerando indisponibles Alférez Yumbo y Juanchito Paez 230 kv Despacho de Betania Col Ecu Demanda Máxima Media Mínima (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Indisponibilidad de los circuitos San Bernardino Jamondino 1 y 2 a 230 kv Para este escenario de red se recomienda cubrir el siguiente corte, el cual es adicional a los mencionados en la Tabla 6: Tabla 22 Cortes adicionales ante indisponibilidad de San Bernardino Jamondino 1 y kv No Corte Máxima Media Mínima 1 15% Altamira - Mocoa kv + El Zaque Catambuco 115 kv Para este caso se obtienen las máximas transferencias, detalladas en la Tabla 23, entre Colombia y Ecuador para los diferentes niveles de generación de Betania. Tabla 23 Máximas transferencias considerando indisponibles San Bernardino Jamondino 1 y kv Despacho de Betania Col Ecu Demanda Máxima Media Mínima (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U)

32 Indisponibilidad de los circuitos San Marcos Cartago y San Marcos Virginia a 230 kv Para este escenario de red se recomienda cubrir el siguiente corte, el cual es adicional a los mencionados en la Tabla 6: Tabla 24 Corte adicional ante indisponibilidad de San Marcos Cartago y San Marcos Virginia 230 kv No Corte Máxima Media Mínima 1 45% Esmeralda Yumbo kv + Transformador 500/230/34.5 kv de San Marcos Para este caso se obtienen las máximas transferencias, detalladas en la Tabla 25, entre Colombia y Ecuador para los diferentes niveles de generación de Betania. Tabla 25 Máximas transferencias considerando indisponibles San Marcos Cartago y San Marcos Virginia 230 kv Despacho de Betania Col Ecu Demanda Máxima Media Mínima (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Indisponibilidad de los circuitos Jamondino Tesalia y Jamondino Mocoa a 230 kv Para este escenario de red se recomienda cubrir los siguientes cortes, los cual son adicionales a los mencionados en la Tabla 6: Tabla 26 Cortes adicionales ante indisponibilidad de Jamondino Tesalia y Jamondino Mocoa 230 kv No Corte Máxima Media Mínima 1 20% Mirolindo Betania 220 kv + Prado Tenay 115 kv 2 15% San Bernardino Jamondino kv + El Zaque Catambuco 115 kv

33 Para este caso se obtienen las máximas transferencias, detalladas en la Tabla 27, entre Colombia y Ecuador para los diferentes niveles de generación de Betania. Tabla 27 Máximas transferencias considerando indisponibles Jamondino Tesalia y Jamondino Mocoa a 230 kv Despacho de Betania Col Ecu Demanda Máxima Media Mínima (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) SISTEMA ECUATORIANO Las indisponibilidades en el sistema ecuatoriano, y consecuentemente, la capacidad de exportación hacia el sistema colombiano, se evalúan continuamente, como parte del proceso de planificación, considerando el plan de mantenimientos de transmisión y generación. Sin embargo, de los análisis realizados, la indisponibilidad simple más crítica para el sistema eléctrico ecuatoriano, corresponde a la salida de un circuito de la L/T Totoras Santa Rosa 230 kv. 8 CONSIGNAS OPERATIVAS POR CONTROL DE SOBRETENSIONES Con el objetivo de que estas consignas estén debidamente coordinadas con los esquemas de protección por sobretensiones, se debe respetar el orden y número del circuito a maniobrar por parte de los operadores. La secuencia de apertura de los circuitos es la siguiente: Primero se abre el circuito Jamondino Pomasqui 1 a 230 kv. Posteriormente se abre el circuito Jamondino Pomasqui 4 a 230 kv. Para la operación en tiempo real se recomienda mantener al menos dos circuitos de la línea Jamondino - Pomasqui 230 kv cerrados en ambos extremos, ya que esto permite reducir la distancia eléctrica entre ambos sistemas, incrementado el amortiguamiento de las oscilaciones interárea. Para condiciones extremas, en las cuales se hayan agotado todas las acciones de control se puede optar por la apertura del circuito Jamondino Pomasqui 3 a 230 kv. En caso de tener un escenario más crítico al considerado en este estudio se puede recurrir adicionalmente a la apertura de los siguientes circuitos para el control de sobretensiones en el área Suroccidente: Apertura del circuito San Marcos Virginia a 500 kv. Apertura de un circuito Jamondino San Bernardino a 230 kv. Considerando que el nivel de cortocircuito de la subestación Pomasqui es ligeramente superior al de la subestación Jamondino, se recomienda realizar la maniobra de apertura

34 de las líneas que interconectan estas subestaciones inicialmente en Jamondino y posteriormente en Pomasqui. Las maniobras de cierre deben realizarse en orden inverso. Es importante aclarar que estas recomendaciones son indicativas, ya que parten de escenarios críticos de típica ocurrencia y que deben ser validados durante la operación de acuerdo con las condiciones que en el momento se presenten en los sistemas ESTABILIDAD DE PEQUEÑA SEÑAL Se realizó un análisis de estabilidad de Pequeña Señal a través de los métodos de Análisis Modal y Prony, para determinar la frecuencia y el nivel de amortiguamiento de los modos de oscilación, para los tres períodos de demanda con topología de red completa del sistema interconectado Colombia - Ecuador. 9.1 ANÁLISIS MODAL Para este análisis se consideran despachos típicos y un escenario topológico con disponibilidad de todos los elementos de transmisión de los dos países. Adicionalmente, se consideran fuera de servicio los sistemas de control de todas las unidades de los sistemas ecuatoriano y colombiano. En la Tabla 28 se presentan los resultados de Estabilidad de Pequeña Señal a través del método de Análisis Modal. Demanda Máxima Media Mínima Tabla 28 Resultados Estabilidad de Pequeña Señal - Análisis Modal Despacho de Betania Transferencia Colombia - Ecuador Frecuencia [Hz] Amortiguamiento relativo [%] Se encontró que la frecuencia del modo de oscilación dominante entre los sistemas, está en el rango de 0.3 a 0.5 Hz, con valores de amortiguamiento entre 2% y 7%. Estos resultados indican niveles bajos de amortiguamiento en el modo de oscilación interárea para escenarios de exportaciones, desde Colombia hacia Ecuador, superiores a 300 MW. Adicionalmente, con base en la controlabilidad de los modos de oscilación interárea, se observa, en las gráficas, que las unidades con mayor contribución

35 corresponden: en Ecuador a Paute, Esmeraldas, Gonzalo Zevallos y Daule Peripa; y, en Colombia, a Guavio y Sogamoso. Se resalta una baja contribución de las unidades de Betania en el modo dominante. El detalle de la controlabilidad de los modos interárea se presenta en el ANEXO ANÁLISIS PRONY Para verificar la coherencia entre los resultados obtenidos mediante el análisis modal, se caracterizaron los modos de oscilación usando el método de análisis Prony 2. En la Tabla 29 se presentan los resultados de frecuencia y amortiguamiento del modo interárea obtenidos al provocar el disparo de la Central Térmica Esmeraldas. Demanda Máxima Media Mínima Tabla 29 Resultados Estabilidad de Pequeña Señal - Análisis Prony Despacho de Betania Transferencia Colombia - Ecuador Frecuencia [Hz] Amortiguamiento relativo [%] Se encontró que la frecuencia del modo de oscilación dominante entre los sistemas, está en el rango de 0.3 a 0.5 Hz, con valores de amortiguamiento entre 2% y 7%. Estos resultados confirman lo obtenido con el método de Análisis Modal, sin embargo se observan menores valores en el amortiguamiento relativo. 10 RECOMENDACIONES Con el fin de mejorar los niveles de amortiguamiento del modo de oscilación Ecuador Colombia, se recomienda adelantar los estudios tendientes al ajuste coordinado de PSS s en las principales unidades de generación de ambos países. 2 El método Prony consiste en provocar, mediante eventos como contingencias críticas, movimientos de generación con altos factores de participación en el modo. De esta forma se garantiza la aparición de la oscilación en el intercambio, y posteriormente se obtienen los valores de amortiguamiento y frecuencia de oscilación usando un modelo de regresión paramétrica.

36 Dado que Ecuador y Colombia vienen avanzando en la implementación de la tecnología de medición fasorial sincronizada, es recomendable compartir información entre los dos países, y plantear un proyecto conjunto para explorar las posibilidades de mejoramiento operativo y de planeamiento, que permita incrementar la confiabilidad y capacidad operativa de la interconexión, minimizando el impacto de contingencias, además de permitir la detección temprana de inestabilidades en ambos sistemas. Por otro lado, la implementación de dicha tecnología sería una herramienta fundamental para la verificación de ajustes a PSS s y sistemas de control de unidades de generación con el fin de mejorar efectivamente el amortiguamiento. Se recomienda mantener, en todos los escenarios operativos, cerrados al menos dos circuitos de la L/T Jamondino Pomasqui 230 kv en los dos extremos, considerando que esta condición permite fortalecer el enlace eléctrico Ecuador Colombia CONCLUSIONES Durante la operación de la interconexión influyen diversas variables como la topología, demanda, indisponibilidad de unidades, entre otras, que hacen que los límites de intercambio entre los dos países puedan variar en algunos períodos del día de acuerdo a condiciones particulares del despacho y la operación. Algunas de estas condiciones son previstas durante los estudios que se realizan en la planeación. Sin embargo, debido a la incertidumbre acerca de los casos que pueden presentarse, no todos los escenarios pueden ser evaluados. En este sentido, se requiere que durante el proceso de despacho y la operación, puedan modificarse los límites y número de unidades, siguiendo los mismos criterios usados durante la planeación. A continuación se presenta un resumen de las máximas transferencias por el enlace Ecuador Colombia en ambos sentidos, considerando la topología de red esperada para diciembre de 2015 y con cubrimiento de contingencias N-1. Despacho de Betania Col Ecu Ecu Col Condición Demanda Demanda Hidrológica Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima 0 (0U) (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Alta Hidrología Baja Hidrología Para las transferencias en sentido Colombia Ecuador, en la mayoría de los casos, las contingencias que limitan las transferencias corresponde a la salida de la línea Bajo Alto - San Idelfonso 138 kv con 250 MW (Centrales Termogas Machala I y II con máxima generación) y la salida de la línea Betania Mirolindo 230 kv. Estas contingencias se encuentran asociadas con sobrecarga de elementos, bajas tensiones en las redes de Cauca, Nariño y norte de Ecuador, y oscilaciones de potencia con bajo amortiguamiento.

37 En general, para el sistema eléctrico ecuatoriano, las contingencias que imponen las limitantes para el intercambio entre los dos países son: salida de los circuitos Santa Rosa Totoras 230 kv, Corredor Totoras Ambato Pucará Mulaló Vicentina 138 kv, Autotransformador ATT 230/138 kv de Totoras, L/T Molino Totoras 230 kv, L/T Molino Riobamba 230 kv y L/T Santa Rosa Santo Domingo 230 kv. Estas contingencias se encuentran asociadas a bajas tensiones en la zona norte, limitantes en la capacidad de transporte del sistema de transmisión a 138 kv (Totoras Ambato Pucará Mulaló Vicentina Conocoto Santa Rosa) y oscilaciones de potencia, que ponen en riesgo la estabilidad parcial o total del sistema ecuatoriano. Estas limitantes deben ser socializadas con las entidades responsables del planeamiento de la red de transmisión en cada país con el fin de definir acciones remediales a las mismas que redunden en posibles incrementos en los límites de transferencia. Se encuentra latente la posibilidad de que se presenten modos que produzcan oscilaciones poco amortiguadas en la interconexión Ecuador Colombia. En caso de presentarse oscilaciones pobremente amortiguadas, entre 0.3 y 0.5 Hz durante la operación, se recomienda disminuir el nivel de intercambio. Respecto al esquema de separación de áreas ESA se recomienda cambiar el ajuste de la función de Sobrepotencia de envío de Colombia a Ecuador a un valor de 650 MW con retardo de 2 segundos, considerando que el conteo del tiempo se resetea cuando la potencia baja del 95% del valor de ajuste (617.5 MW). Respecto al esquema de protección de alta tensión, se recomienda realizar un cambio en la secuencia de apertura de circuitos en la interconexión de acuerdo al siguiente detalle: Apertura del circuito 2 de Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 300 ms. Apertura del circuito 3 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 450 ms. Apertura del circuito 4 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 600 ms. Apertura del circuito 1 Jamondino Pomasqui 230 kv, con un retardo de 900 ms. 37

38 12 ANEXO 1 A continuación se presenta un resumen de las máximas transferencias por el enlace Ecuador Colombia, en ambos sentidos, considerando la topología de red completa esperada para diciembre 2015, así como el retraso en la entrada de operación de la S/E Tesalia a 230 kv, así como del proyecto Hobo 115 kv. Estos resultados consideran el cubrimiento de las contingencias N Tabla 30 Resumen de límites con red completa y contingencia N-1 Sensibilidad al retraso de S/E Tesalia 230 kv Despacho de Betania Col Ecu Ecu Col Condición Demanda Demanda Hidrológica Máxima Media Mínima Máxima Media Mínima 0 (0U) (1U) (2U) (1U) (3U) (2U) (3U) Alta Hidrología Baja Hidrología Para este escenario de red se recomienda cubrir el siguiente corte, el cual es adicional a los mencionados en la Tabla 6: Tabla 31 Resumen de cortes Retraso entrada Etapa 1 Proyecto Tesalia No Corte Máxima Media Mínima 1 40% Betania Altamira a 230 kv + Betania Altamira (Hobo) 115 kv Los resultados presentados en el informe son referenciales y deben ser evaluados diariamente en la elaboración del despacho de importación y exportación respectivamente.

39 Participación Sogamoso 3 Guavio 2 Sierra Vapor Paipa 4 Porce 2 Tebsa Vapor 2 Centro Gas 1 La Miel 3 Chivor UG5 Chivor UG4 San Carlos 8 San Carlos 5 Urra 2 Guajira 2 Guaca 3 Emcali Gas G_TMCI_GUA G_TTGA_SRO G_TMCI_CES2 G_HPAS_AGO G_HEMB_MAZ G_HPAS_SFR G_TTVA_GZEV G_HEMB_DPE Participación Sogamoso 3 Guavio 2 Sierra Vapor Paipa 4 Porce 1 Tebsa Vapor 2 La Miel 1 Centro Gas 2 Chivor UG5 Chivor UG4 San Carlos 6 San Carlos 7 Urra 2 Guajira 2 Guaca 3 Paraiso 2 G_TTGA_SRO G_TTGA_MAC G_TTGA_ASA G_HEMB_MAZ G_HPAS_SFR G_HEMB_DPE Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC 13 ANEXO 2 Resultados simulaciones análisis modal: 39 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Modo Amortiguamiento: 6.9% Frecuencia: 0.35 Hz Demanda Máxima, Transferencia Colombia - Ecuador = 0 MW Unidad 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Figura 6 Demanda máxima, 0 MW Colombia - Ecuador Modo Amortiguamiento: 5.4% Frecuencia: 0.35 Hz Demanda Máxima, Transferencia Colombia - Ecuador = 190 MW Unidad Figura 7 Demanda máxima, 190 MW Colombia Ecuador

40 Participación Sogamoso 3 Guavio 3 Guavio 4 Tebsa Vapor 1 Tebsa Gas Tebsa Gas Porce III 1 Flores IV1 Chivor UG6 Chivor UG1 Chivor UG4 La Miel 3 Flores 1 Gas San Carlos 1 San Carlos 4 Urra 3 Guaca 3 Paraiso 2 G_TMCI_GRO G_TMCI_CES2 G_HPAS_AGO G_HEMB_MAZ G_HPAS_SFR G_TTVA_CES G_HEMB_DPE Participación Sogamoso 3 Guavio 2 Sierra Vapor Paipa 4 Porce 1 Tebsa Vapor 2 Centro Gas 1 La Miel 3 Chivor UG5 Chivor UG4 San Carlos 8 San Carlos 7 Urra 1 Guajira 2 Guaca 3 Paraiso 2 G_TTGA_SRO G_TTGA_MAC G_TTGA_ASA G_HEMB_MAZ G_HPAS_SFR G_HEMB_DPE Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC 40 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Modo Amortiguamiento: 4.8% Frecuencia: 0.35 Hz Demanda Máxima, Transferencia Colombia - Ecuador = 260 MW Unidad 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Figura 8 Demanda máxima, 260 MW, Colombia Ecuador Modo Amortiguamiento: 6.4% Frecuencia: 0.35 Hz Demanda Media, Transferencia Colombia - Ecuador = -100 MW Unidad Figura 9 Demanda media, 100 MW, Ecuador - Colombia

41 Sogamoso 3 Guavio 2 La Tasajera 1 Tebsa Gas Paipa 4 Porce III 2 Chivor UG6 Tasajero La Miel 1 Flores 1 Gas San Carlos 1 San Carlos 3 Guaca 1 La Tasajera 3 Participación G_TTGA_SRO G_TMCI_CES2 G_HPAS_AGO G_TMCI_QUEV G_TTVA_CES Participación Sogamoso 3 Guavio 3 Guavio 4 Tebsa Vapor 1 Tebsa Gas Tebsa Gas Porce III 1 Flores IV1 Chivor UG6 Chivor UG1 Chivor UG4 La Miel 3 Flores 1 Gas San Carlos 1 San Carlos 4 Urra 1 Guaca 3 Paraiso 2 G_TTGA_SRO G_TTGA_MAC G_TMCI_CES2 G_HPAS_AGO G_TTGA_EGA G_HPAS_SFR G_TTVA_GZEV G_HEMB_DPE Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC 41 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Modo Amortiguamiento: 5.7% Frecuencia: 0.36 Hz Demanda Media, Transferencia Colombia - Ecuador = 0 MW Unidad 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Figura 10 Demanda media, 0 MW, Colombia Ecuador Modo Amortiguamiento: 4.9% Frecuencia: 0.35 Hz Demanda Media, Transferencia Colombia - Ecuador = 170 MW Unidad Figura 11 Demanda media, 170 MW, Colombia Ecuador

42 Participación La Miel 1 Sogamoso 1 Guavio 2 Tebsa Vapor 1 Tebsa Gas Tebsa Gas Porce III 1 Porce III 4 Flores IV1 La Miel 2 Tasajero Guajira 2 Chivor UG5 Chivor UG2 Chivor UG4 Urra 4 San Carlos 1 Guaca 1 G_TMCI_CES2 G_HPAS_AGO G_TTGA_VIC2 G_TMCI_QUEV G_HPAS_SFR G_TTVA_GZEV G_TTVA_CES G_HEMB_DPE Participación Sogamoso 3 Guavio 3 Guavio 4 Tebsa Vapor 1 Tebsa Gas Tebsa Gas Porce III 4 Flores IV1 Chivor UG6 Chivor UG5 Chivor UG3 La Miel 2 Flores 1 Gas San Carlos 6 San Carlos 7 Urra 1 Guaca 1 La Tasajera 3 G_TTGA_SRO G_TMCI_CES2 G_HPAS_AGO G_HEMB_MAZ G_HPAS_SFR G_TTVA_CES G_HEMB_DPE Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC 42 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Modo Amortiguamiento: 4.2% Frecuencia: 0.35 Hz Demanda Media, Transferencia Colombia - Ecuador = 300 MW Unidad 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Figura 12 Demanda media, 300 MW, Colombia Ecuador Modo Amortiguamiento: 5.2% Frecuencia: 0.42 Hz Demanda Mínima, Transferencia Colombia - Ecuador = -200 MW Unidad Figura 13 Demanda mínima, 200 MW, Ecuador - Colombia

43 Participación Sogamoso 3 Sogamoso 2 Tebsa Vapor 1 Tebsa Gas Tebsa Gas Tebsa Gas Guavio 1 Flores IV2 Porce III 3 Porce III 2 Flores 1 Gas La Miel 2 Guajira 2 Chivor UG5 Chivor UG2 Chivor UG4 Urra 4 G_TTGA_SRO G_TTVA_TRIN G_HPAS_AGO G_TMCI_SEL2 G_HPAS_SFR G_TTVA_GZEV G_TTVA_CES G_HEMB_DPE Participación La Miel 1 Sogamoso 1 Tebsa Vapor 1 Tebsa Gas Tebsa Gas Tebsa Gas Flores IV1 Porce III 1 Porce III 4 Paipa 4 La Miel 3 Tasajero Guajira 1 Chivor UG1 Chivor UG3 Urra 3 G_TTVA_TRIN G_HPAS_AGO G_TTGA_EGA G_TMCI_QUEV G_HPAS_SFR G_TTVA_GZEV G_HEMB_DPE Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC 43 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Modo Amortiguamiento: 4.1% Frecuencia: 0.42 Hz Demanda Mínima, Transferencia Colombia - Ecuador = 0 MW Unidad 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Figura 14 Demanda mínima, 0 MW, Colombia Ecuador Modo Amortiguamiento: 3.2% Frecuencia: 0.41 Hz Demanda Mínima, Transferencia Colombia - Ecuador = 310 MW Unidad Figura 15 Demanda mínima, 310 MW, Colombia Ecuador

44 Participación La Miel 1 Sogamoso 1 Guavio 2 Guavio 1 Tebsa Gas Tebsa Vapor 1 Flores IV1 Paipa 4 Porce III 4 Flores IV2 La Miel 2 Flores 1 Gas Guajira 1 Chivor UG1 Chivor UG3 Urra 3 G_TTGA_SRO G_TMCI_CES2 G_HPAS_AGO G_TTGA_EGA G_TMCI_QUEV G_HPAS_SFR G_TTVA_GZEV G_HEMB_DPE Estudio Conjunto XM y CENACE-TRANSELECTRIC 44 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0-0,2-0,4-0,6-0,8-1,0 Modo Amortiguamiento: 2.5% Frecuencia: 0.42 Hz Demanda Mínima, Transferencia Colombia - Ecuador = 420 MW Unidad Figura 16 Demanda mínima, 420 MW, Colombia Ecuador

45 45 Figura 17 Demanda Media, Alta Hidrología, 100 MW, Ecuador Colombia Figura 18 Demanda Máxima, Alta Hidrología, 0 MW, Ecuador Colombia

46 46 Figura 19 Demanda Mínima, Alta Hidrología, 200 MW, Ecuador Colombia Figura 20 Demanda Mínima, Baja Hidrología, 200 MW, Ecuador Colombia