ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA

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1 ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS SISTEMA TRANSMISIÓN SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 Para: Preparado por: Agentes del MEM Gerencia Operaciones OC-SENI V1 Preparado por: Revisado por: Aprobado por: Fecha Kepler Luciano / Victor Collado Analista de Protecciones / Analista de Estudios Rony Montero / Peter Santana Analista de Estudios Andrés Manzueta Cepeda Encargado Área de Estudios

2 ÍNDICE 1. ANTECEDENTES OBJETIVO CONSIDERACIONES DEL ANALISIS METODOLOGÍA RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES ESCENARIO DE ESTUDIO DEMANDA ALTA DEMANDA BAJA ESCENARIO DE ESTUDIO DEMANDA ALTA RESUMEN DE LOS ESCENARIOS CONCLUSIONES RECOMENDACIONES REFERENCIAS ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 2 de 24

3 ÍNDICE DE FIGURAS Figura 1. Áreas y zonas del SENI... 6 Figura 2. Escenarios de Estudio... 7 ÍNDICE DE TABLAS Tabla 1. Principales restricciones detectadas del SENI al Tabla 2. Resumen de intercambios máximos de áreas y zonas del SENI Tabla 3. Resumen máximo intercambio entre áreas ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 3 de 24

4 1. ANTECEDENTES En respuesta del mandato de la SIE (comunicación ), que ordena al OC-SENI y el CCE a trabajar de manera coordinada y regirse por un procedimiento que contempla: Evaluar, dentro del marco que establece el Articulo 156 del Reglamento de Aplicación de la Ley General de Electricidad, las opciones posibles para manejar las restricciones que se presenten en la programación y operación del SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INTERCONECTADO ( SENI), incluyendo entre dichas opciones el DISPARO AUTOMÁTICO DE GENERACIÓN (DAG), y la aplicación optimizada del CRITERIO N-1 a nivel horario en las redes a 138 kv y 345 kv, y determinar para cada caso o situación de restricción que se presente en la operación del SENI, la solución que resulte de mínimo costo y que garantice la seguridad del sistema Bajo este criterio, el OC-SENI ha identificado un conjunto de contingencias ante la salida intempestiva en la red de transmisión (138 y 345 kv) de las diferentes áreas del sistema. La aplicación del criterio N-1 define restricciones en la operación del sistema, compuesto por un elemento o conjuntos de elementos, que debe ser controlados con el fin de evitar eventos de sobretensión, de sobrecargas y de colapsos de área y zonas ante la ocurrencia de una salida intempestiva entre los elementos que lo definen. A las restricciones de la aplicación del criterio N-1, se le define un límite de operación en MW que representa la máxima potencia que puede ser transportada entre todos los elementos que componen la restricción, para que ante el disparo de uno de ellos los demás no se sobrecarguen por encima del 10% de su máxima capacidad (110% de cargabilidad). El agrupamiento de valores de potencia o corriente por elementos relacionados, permite reducir la cantidad de información que debe ser monitoreada cuando se hace un análisis del sistema. En Tabla 1 se muestran las principales restricciones predeterminados para la topología de la red actual al Tabla 1. Principales restricciones detectadas del SENI al NOMBRE DEL FLOWGATE LINEA LIMITANTE FLUJO MAXIMO CONJUNTO ELEMENTOS AREA AES INTERCONEXION -HAINAMOSA LT1 y LT2 AES INTERCONEXION HAINAMOSA LT1 o LT2 390 Este SPM 2 - LOS ORIGENES + SPM 2 - SPM SPM 2 - LOS ORIGENES o SPM 2 - SPM 165 Este SAN PEDRO - ROMANA LT1 y LT2 SAN PEDRO - ROMANA LT1 o LT2 154 Este PALAMARA - BONAO LT1 Y LT2 + PALAMARA- CANABACOA PALAMARA - BONAO LT1 Y LT2 260 Norte BONAO II - CANABACOA LT1 Y LT2 + PALAMARA- CANABACOA PALAMARA-CANABACOA 270 Norte SAN FELIPE - TAP PUERTO PLATA + SAN FELIPE - PUERTO PLATA II SAN FELIPE - PUERTO PLATA II 175 Norte ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 4 de 24

5 NOMBRE DEL FLOWGATE LINEA LIMITANTE FLUJO MAXIMO CONJUNTO ELEMENTOS AREA CANABACOA GALLERA + CANABACOA - NIBAJE CANABACOA - NIBAJE 178 Norte CANABACOA - ZF SANTIAGO + BONAO II CANABACOA LT1 Y LT2 BONAO II - CANABACOA LT1 o LT2 305 Norte NAVARRETE - ZF SANTIAGO BONAO II - CANABACOA * 290 Norte PUERTO PLATA II -ZF SANTIAGO + BONAO II CANABACOA LT1 Y LT2 BONAO II - CANABACOA 281 Norte PUERTO PLATA - PUERTO PLATA II + PUERTO PLATA II - SAN FELIPE PUERTO PLATA II - SAN FELIPE 147 Norte ITABO - HAINA LT1 Y LT2 ITABO HAINA LT1 o LT2 154 Santo Domingo HAINA - MATADERO LT1 Y LT2 HAINA - MATADERO LT1 o LT2 216 Santo Domingo ITABO VAPOR - LOS PRADOS + MATADERO - EMBAJADOR MATADERO - EMBAJADOR 183 Santo Domingo ITABO TG UASD + TIMBEQUE II - CNP TIMBEQUE II - CNP 390 Santo Domingo ITABO VAPOR - HERRERA ITABO VAPOR - LOS Santo MATADERO - EMBAJADOR 213 PRADOS + MATADERO - EMBAJADOR Domingo TIMBEQUE II CNP + HAINAMOSA - PALAMARA + Santo HAINAMOSA - PALAMARA 415 HAINAMOSA-VILLA MELLA + LOS MINA-PALAMARA Domingo VILLA DUARTE - TIMBEQUE II + LOS MINA Santo LOS MINA TIMBEQUE II 335 TIMBEQUE II Domingo HAINAMOSA - EL BRISAL + VILLA DUARTE - EL BRISAL VILLA DUARTE - EL BRISAL 140 Santo Domingo LOS MINA VILLA DUARTE + TIMBEQUE II -VILLA TIMBEQUE II VILLA DUARTE y Santo 490 DUARTE + HAINAMOSA VILLA DUARTE HAINAMOSA VILLA DUARTE Domingo HAINAMOSA - LOS MINA 138 LT1 Y LT2 HAINAMOSA - LOS MINA 138 LT1 o Santo 200 LT2 Domingo HAINAMOSA PALAMARA + HAINAMOSA - VILLA MELLA HAINAMOSA - VILLA MELLA 196 Santo Domingo PALAMARA VALDESIA LT1 Y LT2 + PIZARRETE -JULIO SAURI PALAMARA - VALDESIA LT1 o LT2 286 Sur ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 5 de 24

6 2. OBJETIVO El objetivo de este estudio es determinar las posibles restricciones operativas en el sistema de transmisión para la topología actual y futura del SENI, utilizando el criterio N-1 en un periodo de estudio de 4 años ( ). Se analizan los límites de transferencia de potencia entre las diferentes zonas y áreas del SENI para un conjunto predefinido de escenarios generación-red. 3. CONSIDERACIONES DEL ANALISIS Para este estudios el SENI se ha dividido en cuatro grandes áreas según la ubicación geográfica. En la Figura 1 se muestran estas cuatro área y las zonas predefinidas en cada área. En la figura es especificada la capacidad de generación instalada en cada área. Figura 1. Áreas y zonas del SENI ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 6 de 24

7 Las líneas de transmisión que unen las áreas y las zonas son también consideradas en la Figura 1 y se especifica el nivel de tensión de las mismas. Por ejemplo, en el área sur, la zona Sur Profundo y Sur Medio están unidas a través de una línea a 138 kv y otra a 69 kv. En este estudio se considera la red de transmisión actualizada al 28 de octubre de Se consideran en operación las subestaciones de Arroyo Hondo y La Isabela. En la Figura 2 se muestran los escenarios de estudios considerados Demanda Generación Mínima 1,253 MW Máxima 2,205 MW Parque de generación actual Transmisión Red actual Escenarios de Estudio Demanda Mínima 1,289 MW Máxima 2,267 MW Central Catalina 1 de 300 MW Generación Estrella del Mar Ciclo combinado Los Mina 5 y Julio Sauri - Paraiso 138 KV Transmisión Líneas Subestaciones Punta Catalina - Julio Sauri 345 kv L1 y L2 Rio San Juan - Cabarete 138 kv Cabarete - Puerto Plata kv Hato Mayor - El Seibo 138 kv Cruce de Cabral 138/69 kv Rio San Juan 138/69 kv La Vega 138/69 kv Figura 2. Escenarios de Estudio Para los escenarios de estudio del año 2018 se consideran las nuevas centrales de generación previstas para interconectarse al SENI en el Programa de Largo Plazo Además, se consideran las líneas de transmisión y subestaciones que se recomiendan construir en el Plan de ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 7 de 24

8 Expansión de la ETED Dichas centrales, líneas y subestaciones son mostradas en la Figura METODOLOGÍA La metodología utilizada para este estudio es definida a continuación: a) Definición del nivel de demanda: Para el caso de estudio se ha definido como la demanda máxima la más alta demanda considerada en el informe de mediano plazo Oct 14 - Sept 15 (PMP OCT14-SEP15) realizado por el OC - SENI. Esta demanda corresponde la demanda proyectada al mes de agosto de 2015 y asciende a un valor de 2,206 MW y como mínima 1,253 MW. b) Definición del nivel de demanda máxima largo plazo: Para este caso de estudio se ha definido como la demanda máxima la más alta demanda considerada en el informe de largo Plazo 2014 realizado por el OC - SENI. Esta demanda corresponde la demanda proyectada al mes de agosto de 2018 y asciende a un valor de 2,267 MW. c) Definición de escenarios de generación: Para determinar los diferentes escenarios de generación es utilizado el método estadístico numérico de Simulación de Montecarlo basado en las tasas de disponibilidad de las centrales generadoras, con el objetivo de definir un conjunto posible de escenarios de disponibilidad del parque que pueda atender el nivel de demanda definido. Son contemplados veinticuatro (24) escenarios para abastecer cada nivel de demanda. El despacho de generación es realizado en orden de mérito (utilizando los costos variables PMP OCT14-SEP15). d) Herramienta Power Factory DigSilent 15.1: Para determinar las restricciones del sistema, asumiendo el criterio de N-1, se utiliza la herramienta Contingency Analysis del Digsilent. e) Máximas transferencia de potencia entre áreas: Para determinar las máximas transferencias de potencia entre las áreas del SENI se realiza despachando todas las centrales disponibles en el área exportadora y disminuyendo la generación en las demás áreas hasta alcanzar el límite buscado. En los casos en que la generación existente en el área exportadora no sea suficiente para alcanzar el límite deseado se consideran nuevas centrales de generación en dicha área. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 8 de 24

9 5. RESULTADOS DE LAS SIMULACIONES A continuación se muestra un resumen de los resultados obtenidos: 5.1 Escenario de estudio Demanda Alta I. Operación normal (sin contingencias) a) La línea a 69 kv desde Hainamosa hacia Dajao se sobrecarga al 100% en la corrida de flujo de potencia. b) La línea a 69 kv desde Villa Duarte hacia Los Mina se sobrecarga al 110% en la corrida de flujo de potencia cuando la central Estrella del Mar 2 está fuera de operación. II. Operación con el criterio N-1 A. Disparo de la línea Canabacoa- Moca 138 kv; Considerando sólo a Pimentel 3 en operación El disparo de la línea Canabacoa Moca 138 kv provocaría un colapso de voltaje en la zona de Nagua, San Francisco de Macorís, Pimentel y Sánchez. Así como también se verifican sobrecargas en las líneas a 69 kv desde Bonao 2 hasta Cotuí. a) Forzar todas las unidades de Pimentel para regulación de tensión y posiblemente Rio San Juan. b) La Línea de Transmisión 138 kv Nagua Rio San Juan (58 km) y la parte de Alta Tensión de la Subestación Rio San Juan contemplada en el Plan de Expansión de la ETED , mejoraría la tensión en la zona de Nagua. c) Completar el anillo atlántico considerado en el plan de expansión de la ETED, que consiste en líneas a 138 kv (158 km en total) que conectaría las siguientes zonas; Nagua, Rio San Juan, Cabarete y Puerto Planta 2. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 9 de 24

10 B. La restricción N-1, definida entre las dos líneas SPM2-SPM, que ahora lo definen las líneas SMP2 SPM + Los Orígenes SPM, supera el límite establecido de 165 MW durante las simulaciones. Esto es que si una de las líneas se dispara la otra de sobrecargaría 10% por encima de su máximo. En los 24 escenarios simulados, la cargabilidad máxima de la línea después del evento fue 116% y la mínima en un 110%, como se muestra en la siguiente tabla. Mín. Prom. Máx. > 125% 110% 114% 116% 0 a) Construir el anillo en la zona Este contemplado en el plan de expansión consiste en una línea a 138 kv (60 km en total) que conectaría las siguientes subestaciones: Cemex, Hato Mayor y El Seibo contemplada en el Plan de Expansión de la ETED Con el cambio propuesto en los 24 escenarios simulados, la cargabilidad máxima de la línea después del evento fue 95% y la mínima en un 91%, como se muestra en la siguiente tabla. Mín. Prom. Máx. > 125% 91% 94% 95% 0 C. La restricción N-1, definida entre las dos líneas a 138 kv Itabo Haina supera el límite establecido de 154 MW. Si una de las líneas se dispara la otra de sobrecargaría 20% por encima de su máximo. Incluso en ciertos periodos pudieran sobrepasar los 125% donde arrancan las protecciones de sobrecorriente de la línea, como se resume en la tabla siguiente. Mín. Prom. Máx. > 125% 84% 118% 128% 3 Construir la Línea Julio Sauri Paraíso 138 kv contemplada en el Plan de Expansión de la ETED ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 10 de 24

11 Después de considerar la línea Julio Sauri Paraíso 138 kv en operación en los 24 escenarios simulados, la cargabilidad máxima de la línea después del evento fue 110% y la mínima en un 68%, como se muestra en la siguiente tabla. Mín. Prom. Máx. > 125% 68% 102% 110% 0 D. Disparo de la línea a 69 kv Timbeque 2-Timbeque 1 Con el disparo de la línea a 69 kv Timbeque 2 Timbeque 1, la línea Los Mina Villa Duarte 69 kv se sobrecargar por encima de su 100%. En los escenarios de generación en donde la central Estrella del Mar 2 no está operando la sobrecarga será por encima del 200 %, lo que representaría el disparo de la línea por sobrecarga. Bajo este escenario la línea Los Mina Timbeque 1 y el autotransformador de Villa Duarte 138/69 kv se sobrecargan por encima del 125 % también. Mín. Prom. Máx. > 125% 107% 118% 215% 2 a) Una posible unión de las barras en el lado a 69 kv de la central Estrella del Mar 2. Actualmente, la central inyecta con un grupo de motores en Timbeque 1 y con el otro grupo en Timbeque 2. Después de considerar el cambio propuesto en los 24 escenarios simulados, la cargabilidad máxima de la línea después del evento fue 114% y la mínima en un 65%, como se muestra en la siguiente tabla. Es necesario evaluar una solución estructural, ya que la solución propuesta no resuelve la situación, sino que la mitiga. Mín. Prom. Máx. > 125% 65% 69% 114% 0 E. Disparo de la línea a 138 kv KM15 de Azua Cruce de Cabral Con el disparo de la línea KM15 de Azua Cruce de Cabral a 138 kv el autotransformador de Barahona 138/69 kv se sobrecarga por el encima de 125%. El disparo de este transformador provocaría un colapso de voltaje en Barahona, Neyba, Vicente Noble, Cruce de Cabra y Duvergé. También se sobrecarga la línea a 69 kv que salen de la subestación de Barahona Carbón. a) Construcción de la subestación de Cruce de Cabral a 138/69 kv y ampliación de la subestación de KM15 de Azua, para normalizar la línea 138 kv que se está utilizando ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 11 de 24

12 a 69 kv entre KM15 de a 69 kv y Cruce de Cabral a 69 kv. Esto está contemplado en el plan de expansión de la ETED. F. Disparo de la línea KM15 de Azua Cruce de Ocoa a 69 kv Con el disparo de la línea KM15 de Azua Cruce de Ocoa a 69 kv la línea Pizarrete Cruce de Ocoa a 69 kv se sobrecarga por encima de 110% y el voltaje en el pueblo de Azua y Ocoa quedan muy bajos. a) En el corto plazo será necesario dividir la carga de la zona entre las subestaciones de KM15 de Azua y Pizarrete. Esto se logra abriendo la línea en Bani Per y alimentándola desde Pizarrete. III. Límites de transferencias entre áreas y zonas. A. Las líneas KM15 de Azua hacia Pizarrete a 138 kv, no tienen la capacidad para transportar toda la generación instalada en la zona de Sur Profundo y Sur Medio. La capacidad de transferencia entre estas líneas está limitada a 149 MW, que define el máximo intercambio entre la zona sur medio y sur cercano. Por la conexión existente a 69 kv entre la zona Sur Medio y Cercano aparece un intercambio de potencia alrededor de 12 MW. Todo esto da un intercambio zonal de 161 MW. En el caso estudiado la generación en la zona del Sur Profundo y Sur Medio se limitó a 284 MW, siendo la capacidad instalada de 353 MW, aproximadamente. La demanda que se consideró abastecida para dichas zonas fue 118 MW. Bajo el escenario planteado existe la posibilidad de restringir 69 MW de generación en la zona Sur Profundo y Sur Medio. a) Construir una tercera línea entre KM15 de Azua y Pizarrete a 138 kv, como se contempla en el Plan de Expansión de la ETED B. La máxima transferencia de potencia entre el área Sur y Central del SENI es de 282 MW considerando la topología actual y criterio N-1. El área sur y central se interconectan a través de las líneas a 138 kv Palamara- Valdesia L1 y L2, y la línea Palenque - Julio Sauri. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 12 de 24

13 Para el caso de estudio analizado la generación en la zona sur era 512 MW con una demanda de 220 MW. La capacidad de generación de la zona es de 560 MW, por lo que se entiende que existen 58 MW que podrían ser restringidos. a) Normalizar la línea de transmisión entre Pizarrete y Julio Sauri, la cual está siendo utilizada a 69 kv para alimentar la subestación de Madre Vieja en San Cristóbal. C. En el área Este no existe límite de generación de energía considerado la topología de red actual. Se pueden despachar los 784 MW instalados en el área sin que ningún elemento se sobrecargue en operación normal o bajo el criterio de N-1, asumiendo una demanda de 300 MW para el área. No se consideró como disponible la central de San Pedro Vapor. El límite de flujo de potencia desde el área Este hacia el área Central varía dependiendo en donde se instalen posibles centrales de generación nuevas. Se analizaron dos casos; en uno se considera la instalación generación en San Pedro 2 y en el otro en Boca Chica. - Nueva generación en San Pedro 2 El límite de transferencia de potencia del área Este hacia el área Central es de 585 MW, limitado por la restricción N-1 de las líneas AES Interconexión Hainamosa 138 kv. Eso es asumiendo que toda nueva generación que se instale en el área Este se realice a través de la subestación de San Pedro 2. La máxima potencia que se puede instalar en San Pedro 2 es de 111 MW. - Nueva generación en Boca Chica El límite de transferencia de potencia del área Este hacia el área Central es de 791 MW, limitado por la restricción N-1 de las líneas AES Interconexión Hainamosa 138 kv o sobrecarga en la operación normal de la línea Boca Chica- Hainamosa 138 kv. Eso es asumiendo que toda nueva generación que se instale en el área Este se realice a través de la subestación de Boca Chica. La máxima potencia que se puede instalar en esta subestación es de 320 MW. Si se considera la restricción externa al área Este que consiste en el criterio N-1 del área central entre las líneas a 138 kv de Timbeque 2 CNPE + Hainamosa Villa Mella + Hainamosa Palamara + Los Mina Palamara. Dichas líneas en este escenario de estudio poseen un límite máximo de transferencia de potencia de 563 MW, aproximadamente. Bajo estas circunstancias el flujo máximo entre el área Este y Central sería de 650 MW. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 13 de 24

14 D. Toda la generación instalada en el área Norte puede ser despachada para abastecer la demanda del área y exportar el excedente sin restricciones por límites de transferencia. No se consideran como disponibles las centrales de Puerto Plata 1 y 2, y no se considera el excedente que podría aportar la central Quisqueya 1 al sistema. La capacidad instalada de la zona Norte es de 996 MW. Se consideró una demanda para la zona norte de 674 MW con las pérdidas incluida. Se calcularon límites de transferencia de potencia entre el área norte y el área central. Cada límite varía dependiendo de dónde se instale las posibles nuevas unidades de generación. Se consideraron las subestaciones de Puerto Plata 2, Canabacoa, Bonao 2 y El naranjo como posibles punto de interconexión de generación. - Nueva generación Canabacoa El límite de transferencia de potencia del área Norte hacia el área Central es de 572 MW, limitado por la restricción N-1 de las líneas El naranjo- Julio Sauri 345 kv + Bonao 2 Palamara 138 kv. Todo esto considerando la instalación de 269 MW de generación en Canabacoa. - Nueva generación en Bonao 2 El límite de transferencia de potencia del área Norte hacia el área Central es de 502 MW, limitado por la restricción N-1 de las líneas Bonao 2 Palamara 138 kv. Todo esto considerando la instalación de 198 MW de generación en Bonao 2. - Nueva generación en Puerto Plata 2 El límite de transferencia de potencia del área Norte hacia el área Central es de 488 MW, limitado por la restricción N-1 de las líneas El naranjo Navarrete + El naranjo Puerto Plata 138 kv. Todo esto considerando la instalación de 194 MW de generación en Puerto Plata 2. - Nueva generación en El naranjo El límite de transferencia de potencia del área Norte hacia el área Central es de 574 MW, limitado por la restricción N-1 de las líneas El naranjo- Julio Sauri 345 kv + Bonao 2 Palamara 138 kv. Todo esto considerando la instalación de 270 MW de generación en El naranjo. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 14 de 24

15 5.1.2 Demanda baja I. Operación normal (sin contingencias) No se presenta sobrecarga en la operación normal del sistema. II. Operación con el criterio N-1 A. Disparo de la línea a 138 kv KM15 de Azua Cruce de Cabral Con el disparo de la línea a 138 kv KM15 de Azua Cruce de Cabral el autotransformador de Barahona 138/69 kv se sobrecarga por el encima de 125%. También se sobrecarga la línea Barahona hacia Cruce de Cabral a 69 kv. a) Construcción de la subestación de Cruce de Cabral a 138/69 kv y ampliación de la subestación de KM15 de Azua, para normalizar la línea 138 kv que se está utilizando a 69 kv entre KM15 de a 69 kv y Cruce de Cabral a 69 kv. Esto está contemplado en el plan de expansión de la ETED. B. Disparo de la línea Canabacoa- Moca 138 kv El disparo de la línea Canabacoa Moca 138 kv provocaría un colapso de voltaje en la zona de Nagua, San Francisco de Macorís, Pimentel y Sánchez. Así como también se sobrecargarían las líneas a 69 kv desde Bona 2 hasta Cotuí. a) Forzar todas las unidades de Pimentel para regulación de tensión y posiblemente Rio San Juan también. b) La LT 138 kv Nagua Rio San Juan (58 km) y la parte AT de la SE Rio San Juan contemplada en el plan de expansión de la ETED mejoraría la tensión en la zona de Nagua. c) Construir el anillo atlántico considerado en el plan de expansión de la ETED, que consiste en líneas a 138 kv (158 km en total) que conectaría las siguientes zonas; Nagua, Rio San Juan, Cabarete y Puerto Planta 2. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 15 de 24

16 III. Límites de transferencias entre áreas y zonas. A. Las líneas KM15 de Azua hacia Pizarrete a 138 kv no son capaz de transportar toda la generación instalada en la zona de sur profundo y sur medio, cumpliendo con el criterio de N-1 en estas líneas. La capacidad de transferencia entre estas líneas está limitada a 150 MW, que define el máximo intercambio entre la zona sur medio y sur cercano. Por la conexión existente a 69 kv entre la zona sur medio y cercano existe un intercambio de potencia alrededor de 19 MW. El intercambio zonal resultante es de 170 MW. En el caso estudiado la generación en la zona del sur profundo y sur medio se limitó a tan solo 252 MW, siendo la capacidad instalada de 352 MW aproximadamente. La demanda que se consideró abastecida para dichas zonas fue 82 MW. Dicho todo esto se concluye que existe 100 MW que no pueden ser descachados por esta restricción. a) Construir una tercera línea entre KM15 de Azua y Pizarrete, como se contempla en el plan de expansión de la ETED. B. La máxima transferencia de potencia entre el área Sur y Central del SENI es de 282 MW considerando la topología actual. El área Sur y Central se interconectan a través de las líneas a 138 kv Palamara - Valdesia L1 y L2, y la línea Palenque - Julio Sauri. Para el caso de estudio analizado la generación en la zona Sur era 434 MW con una demanda de 151 MW considerando las pérdidas. La capacidad de generación de la zona es de 560 MW, por qué se entiende que existen 126 MW que tienen que ser restringidos. a) Normalizar la línea de transmisión entre Pizarrete y Julio Sauri, la cual está siendo utilizada a 69 kv para alimentar la subestación de Madre Vieja en San Cristóbal. C. Actualmente se puede despachar los 784 MW instalados en el área Este sin ningún elemento en dicha área sobrecargado en operación normal o bajo el criterio de N-1. Se asume un abastecimiento de demanda para esta área de 187 MW y se considera como no disponible la central de San Pedro Vapor. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 16 de 24

17 Existe una restricción externa a ésta área que limitaría el despacho de toda la potencia en 124 MW, aproximadamente. La restricción consiste en el criterio N-1 en área central entre las líneas a 138 kv de Timbeque 2 CNPE + Hainamosa Villa Mella + Hainamosa Palamara + Los Mina Palamara que tienen entre ellas un límite máximo de transferencia de potencia de 580 MW, aproximadamente. Para determinar qué cantidad de potencia se puede exportar del área este hacia la central para el escenario de demanda mínima, sin tomar en cuenta la restricción en el área Central entre las líneas a 138 kv de Timbeque 2 CNPE + Hainamosa Villa Mella + Hainamosa Palamara + Los Mina Palamara, se considera la instalación de nueva generación en San Pedro 2 y en Boca Chica. Las líneas a 138 kv que definen la interconexión del área Este con la Central son: Hainamosa - AES Interconexión L1 y L2, Hainamosa Boca Chica y Hainamosa Juan Dolio. - Nueva generación en San Pedro 2 El límite de transferencia de potencia del área Este hacia el área Central es de 602 MW, limitado por la restricción N-1 de las líneas AES Interconexión Hainamosa 138 kv. Eso es asumiendo que toda nueva generación que se instale en el área Este se realice a través de la subestación de San Pedro 2. La máxima potencia que se puede instalar en San Pedro 2 es de 22 MW. - Nueva generación en Boca Chica El límite de transferencia de potencia del área Este hacia el área Central es de 645 MW, limitado por la restricción N-1 de las líneas AES Interconexión Hainamosa 138 kv. Eso es asumiendo que toda nueva generación que se instale en el área Este se realice a través de la subestación de Boca Chica. La máxima potencia que se puede instalar en esta subestación es de 65 MW. D. En horas de demanda mínima la generación instalada en el área Norte no puede ser despachada en su totalidad para abastecer la demanda del área y exportar el excedente hacia el área Central, ya que el límite de la restricción de N-1 entre las líneas El naranjo- Julio Sauri 345 kv + Bonao 2 Palamara 138 kv es alcanzado. De la generación total del área se restringieron 57 MW. No se consideran como disponibles las centrales de Puerto Plata 1 y 2, y no se considera el excedente que podría aportar la central Quisqueya 1 al sistema. La capacidad instalada de la zona es de 996 MW. Se consideró una demanda para la zona norte de 372 MW considerando las pérdidas. El intercambio entre las áreas Norte y Central para este escenario es 567 MW. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 17 de 24

18 5.2 Escenario de estudio Demanda Alta I. Operación normal (sin contingencias) a) La línea a 69 kv desde Hainamosa hacia Dajao se sobrecarga al 100% en la corrida de flujo de potencia. II. Operación con el criterio N-1 A. Disparo línea a 69 kv San Francisco de Macorís El Chivo Con el disparo de la línea San Francisco de Macorís El Chivo de 69 kv se sobrecarga la línea Bona 2 El Tap el Chivo por encima del 125%. Las protecciones abrirían la línea por sobrecarga, quedando las zonas de Cotuí, Pimentel, Hatillo y parte de Bonao sin energía. a) Repotenciar la Línea Bonao 2 El Tap el Chivo 69 kv. b) Abrir el anillo de 69 kv. Por ejemplo abrir la línea de Cotuí Pimentel 69 kv. B. Disparo línea a 69 kv Bonao 2 Dos Ríos Con el disparo de la línea Bonao 2 Dos Ríos a 69 kv se sobrecarga la línea Central La Vega La Vega por encima del 118%. Con el disparo de estas dos líneas la zona de La Vega colapsaría. a) Construcción de la subestación de La Vega a 138 kv y su interconexión a 69 kv a través de un autotransformador, así como se contempla en el plan de expansión de la ETED. Se contempla la instalación de la subestación de La Vega a 138 kv entre las líneas Bona 2 Canabacoa 138 kv. 5.3 Resumen de los escenarios En la Tabla 2 se muestra un resumen tabulado de los intercambios máximos entre las áreas y zona estudiadas, según las diferentes consideraciones asumidas en los numerales 5.1 y 5.2 anteriores. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 18 de 24

19 Año de estudio Capacidad Escenario Demanda Área Zona Instalada 2015 Máxima Sur Este Norte Tabla 2. Resumen de intercambios máximos de áreas y zonas del SENI Generación Demanda Zona Importadora Intercambio Sur Profundo Sur Medio 0 Sur Profundo + Sur Medio Sur Profundo + Sur Medio + Sur Cercano Este Profundo + Este SPM + Boca Chica Punta Caucedo Este Profundo + Este SPM + Boca Chica Punta Caucedo Este Profundo + Este SPM + Boca Chica Punta Caucedo Este Profundo + Este SPM + Boca Chica Punta Caucedo Norte Cercano + La Vega Sur Cercano Palamara Villa Mella Julio Sauri Restricción Línea Cruce de Cabral KM 15 de Azua 138 kv + Transformador 138/69 Barahona Carbón Línea KM 15 de Azua Pizarrete L1 & L2 138 kv Línea Palamara Valdesia L1 & L2 / Línea Palenque Julio Sauri 138 kv Línea AES Interconexión Hainamosa L1 y L2 + Boca Chica Hainamosa + Juan Dolio Hainamosa Línea AES Interconexión Hainamosa L1 y L2 + Boca Chica Hainamosa + Juan Dolio Hainamosa Línea AES Interconexión Hainamosa L1 y L2 + Boca Chica Hainamosa + Juan Dolio Hainamosa Línea Timbeque 2 CNPE + Hainamosa Villa Mella + Hainamosa Palamara + Los Mina Palamara El naranjo Julio Sauri 345 kv + Bonao 2 Límite Flujo ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 19 de Santo Domingo Oriental Santo Domingo Oriental , Santo Domingo Oriental Santo Domingo Oriental Palamara Villa Mella Julio Sauri Comentarios Restricción de generación necesaria Se restringió en 69 MW la generación Se restringió en 58 MW la generación Si se instalan 111 MW en generación en San Pedro 2 Si se instalan 320 MW en generación en Boca Chica Considerando las restricciones externas al área. Si se instalan 173 MW en generación en Boca Chica

20 Año de estudio Capacidad Escenario Demanda Área Zona Instalada Mínima Sur Santiago + Nordeste + Noroeste + Puerta Plata Norte Cercano + La Vega + Santiago + Nordeste + Noroeste + Puerta Plata Norte Cercano + La Vega + Santiago + Nordeste + Noroeste + Puerta Plata Norte Cercano + La Vega + Santiago + Nordeste + Noroeste + Puerta Plata Norte Cercano + La Vega + Santiago + Nordeste + Noroeste + Puerta Plata Generación Demanda 996 1, , , , Zona Importadora Palamara Villa Mella Julio Sauri Palamara Villa Mella Julio Sauri Palamara Villa Mella Julio Sauri Palamara Villa Mella Julio Sauri Intercambio Sur Profundo Sur Medio 0 Sur Profundo + Sur Medio Sur Cercano 170 Restricción Palamara 138 kv El naranjo Julio Sauri 345 kv + Bonao 2 Palamara 138 kv El naranjo Julio Sauri 345 kv + Bonao 2 Palamara 138 kv Bonao 2 Palamara 138 kv L1 y L2 El naranjo Navarrete + El naranjo Puerto Plata 138 kv Línea Cruce de Cabral KM 15 de Azua 138 kv + Transformador 138/69 Barahona Carbón Línea KM 15 de Azua Pizarrete L1 & L2 138 kv Límite Flujo Comentarios Si se instalan 269 MW en generación en Canabacoa Si se instalan 270 MW en generación en El Naranjo Si se instalan 198 MW en generación en Bonao 2 Si se instalan 194 MW en generación en Puerto Plata 2 Posible restricción de la generación Sur Profundo + Sur Medio en 100 MW ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 20 de 24

21 Año de estudio Capacidad Escenario Demanda Área Zona Instalada Este Norte Sur Profundo + Sur Medio + Sur Cercano Este Profundo + Este SPM + Boca Chica Punta Caucedo Este Profundo + Este SPM + Boca Chica Punta Caucedo Este Profundo + Este SPM + Boca Chica Punta Caucedo Norte Cercano + La Vega + Santiago + Nordeste + Noroeste + Puerta Plata Generación Demanda Zona Importadora Palamara Villa Mella Julio Sauri Intercambio Santo Domingo Oriental Santo Domingo Oriental Santo Domingo Oriental Palamara Villa Mella Julio Sauri 567 Restricción Línea Palamara Valdesia L1 & L2 / Línea Palenque Julio Sauri 138 kv Línea Timbeque 2 CNPE + Hainamosa Villa Mella + Hainamosa Palamara + Los Mina Palamara Línea AES Interconexión Hainamosa L1 y L2 Línea AES Interconexión Hainamosa L1 y L2 El naranjo Julio Sauri 345 kv + Bonao 2 Palamara 138 kv Límite Flujo Comentarios Posible restricción de la generación Sur Profundo + Sur Medio en 126 MW Restricción externa al área Este. Posible restricción de la generación en 124 MW No se consideran restricciones externas al área Este. Si se instalan 22 MW en generación en San Pedro 2 No se consideran restricciones externas al área Este. Si se instalan 65 MW en generación en Boca Chica Posible restricción de la generación en el área en 57 MW ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 21 de 24

22 6. CONCLUSIONES Después de analizar los diferentes escenarios planteados para el 2015 y 2018, tenemos las siguientes conclusiones: - La línea a 69 kv desde Hainamosa hacia Dajao se sobrecarga al 100% en las corridas de flujo de carga de los escenarios de máxima demanda. - La línea a 69 kv desde Villa Duarte hacia Los Mina se sobrecarga al 110% en la corrida de flujo de carga en los escenarios de máxima demanda cuando la central Estrella del Mar 2 está fuera de operación en los escenarios del 2015 y para los del 2018 cuando estén fuera de operación las centrales Estrella del Mar 1 y 2. - La permanencia del voltaje en los niveles de calidad para los pueblos de Nagua, San Francisco de Macorís, Pimentel y Sánchez es dependiente de la generación de las centrales de Pimentel, según las corridas de flujo de carga realizadas. En los escenarios de máxima demanda existe la posibilidad de colapso de voltaje en dichas zonas si faltase la generación de las centrales de Pimentel. En consecuencia, en estos periodos de demanda habrá que forzar generación para regular voltaje en dichas zonas. - Para el año 2015 el aumento considerado en la demanda de energía del SENI provoca que algunos de los límites predefinidos sean superados en las corridas de flujos de cargas analizadas. Entre los límites superados están los siguientes. RESTRICCION N-1 SPM 2 - LOS ORIGENES + SPM 2 - SPM SAN FELIPE - TAP PUERTO PLATA + SAN FELIPE - PUERTO PLATA II PUERTO PLATA - PUERTO PLATA II + PUERTO PLATA II - SAN FELIPE LINEA LIMITANTE SPM 2 - LOS ORIGENES o SPM 2 - SPM SAN FELIPE - PUERTO PLATA II PUERTO PLATA II - SAN FELIPE RESTRICCION N-1 CARGABILIDAD 110% ITABO - HAINA LT1 Y LT2 ITABO HAINA LT1 o LT2 154 TIMBEQUE II CNP + HAINAMOSA - PALAMARA + HAINAMOSA-VILLA MELLA + LOS MINA-PALAMARA HAINAMOSA - PALAMARA 415 AREA 165 ESTE 175 NORTE 147 NORTE SANTO DOMINGO SANTO DOMINGO Además otros límites de transferencia de potencia deben ser considerados para el año 2015, entre los cuales están: NOMBRE DEL FLOWGATE ELEMENTO LIMITANTE FLOWGATE 1 CARGABILIDAD 110% AREA LÍNEA CANABACOA- MOCA 138 KV LÍNEA CANABACOA- MOCA 138 KV NO DEFINIDO NORTE 1 Para definir los límites de transferencia de estas restricciones es necesario realizar un estudio adicional a cada uno de ellos. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 22 de 24

23 NOMBRE DEL FLOWGATE ELEMENTO LIMITANTE FLOWGATE 1 CARGABILIDAD 110% AREA LÍNEA TIMBEQUE 2-TIMBEQUE 1 69 KV LÍNEA LOS MINA VILLA DUARTE 69 KV NO DEFINIDO CENTRAL LÍNEA KM15 DE AZUA CRUCE DE CABRAL A 138 KV AUTOTRANSFORMADOR DE BARAHONA 138/69 KV 45 MW SUR LÍNEA KM15 DE AZUA CRUCE DE OCOA A 69 KV LÍNEA PIZARRETE CRUCE DE OCOA A 69 KV NO DEFINIDO SUR LÍNEA BONA 2 CANABACOA 69 KV LÍNEA BONA 2 CANABACOA 69 KV NO DEFINIDO NORTE LÍNEA BONA 2 SAN FRANCISCO DE M. 69 KV LÍNEA BONA 2 SAN FRANCISCO DE M. 69 KV NO DEFINIDO NORTE Con el aumento considerado de la demanda energía del SENI, en los escenarios de estudio del 2018, los anillos existentes a nivel de 69 kv desde Bonao 2 hasta San Francisco de Macorís y desde Bonao 2 hasta Canabacoa se genera una restricción N-1, ya que ante el disparo de uno de los extremos de estos anillos, el otro extremo no será capaz de soportar toda la demanda de las zonas interconectadas. Asumiendo la metodología de la aplicación del criterio N-1 y para las condiciones y escenarios analizados para el año 2015, los máximos intercambios entre las áreas del SENI son los especificados en la Tabla 3. INTERCAMBIO ENTRE ÁREAS MÁXIMO INTERCAMBIO SUR-CENTRAL 282 ESTE-CENTRAL NORTE-CENTRAL Tabla 3. Resumen máximo intercambio entre áreas 2 DEMANDA ZONA MÁXIMA GEN ÁREA OBSERVACIÓN OC EXPORTADORA EXPORTADORA Se limitaría la generación en la área sur en MW 560 Se limitaría la generación en la área sur en MW Considerando la instalación de 111 MW en la 774 subestación de San Pedro 2 Se limita en 124 MW la generación del área por una restricción interna en el área central. Considerando la instalación de 270 MW en la 996 subestación de El Naranjo. Posible restricción de la generación en el área de 57 MW El intercambio de potencia entre una área y otra depende del escenario de demanda del área exportadora. En los escenarios de mínima demanda no será posible, en el caso que se requiera, exportar toda la generación disponible en un área con la red de transmisión actual. 7. RECOMENDACIONES Se recomienda a la ETED y a los Agentes del MEM, tomar en consideración los diferentes proyectos propuestos en este informe para aumentar la seguridad, confiabilidad y límites de transferencia entre las diferentes zonas y áreas del SENI. 2 Siempre se consideró el área central como importadora de energía. ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 23 de 24

24 8. REFERENCIAS Comunicación SIE , de fecha 25 de abril del Estudio Máximos Intercambios Entre Áreas Del SENI, de fecha marzo Informe de Operación de Largo Plazo Enero Diciembre Informe de Operación del Mediano Plazo Octubre Septiembre Revisión del Plan de Expansión de Transmisión , por la ETED en abril ESTUDIO RESTRICCIONES OPERATIVAS DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DEL SENI OC-GO-14-RESTOPTRA V1 24 de 24