PLAN DE EXPANSION 2013-2022_21 03 2012

CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR TRANSELECTRIC

PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN PERÍODO 2013-2022

Marzo - 2012

CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR TRANSELECTRIC PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN PERÍODO 2013-2022 INDICE 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5 8. 9. 9.1 9.2 9.3 9.4 10. 10.1 10.2 11. 12. 12.1 12.2 12.2.1 12.2.2 12.2.3 12.2.4 12.2.5 12.2.6

13. 13.1 13.1.1 13.1.2 13.1.3 13.1.4 13.1.5

13.2 13.2.1 13.2.2

13.3 13.3.1 13.3.2

GLOSARIO DE TÉRMINOS ...........................................................................................1 ANTECEDENTES .............................................................................................................2 RESUMEN EJECUTIVO ..................................................................................................2 OBJETIVOS .......................................................................................................................6 INFORMACIÓN UTILIZADA .........................................................................................6 CRITERIOS Y METODOLOGÍA ...................................................................................6 EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD 8 Estado Estacionario .........................................................................................................8 Estado Transitorio ......................................................................................................... 10 Estado Dinámico ............................................................................................................ 11 Criterios Básicos de Confiabilidad ............................................................................... 12 Incumplimiento de las normas de calidad .................................................................... 12 LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ........................... 12 DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ......................... 13 Componentes del SNT ................................................................................................... 14 Perfiles de voltaje ........................................................................................................... 17 Cargabilidad de líneas de transmisión y transformadores de subestaciones del SNT 21 Restricciones Operativas del SNT................................................................................. 24 INFORMACIÓN UTILIZADA ....................................................................................... 30 Proyección de Demanda y de Generación. ................................................................... 30 Información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras ................. 32 COORDINACIÓN CON EL CENACE .......................................................................... 32 PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN MARCHA ........................................................... 33 Financiamiento proveniente del Mandato No. 9 .......................................................... 39 Financiamiento proveniente del Mandato No. 15 ........................................................ 40 Proyectos Zona Norte ............................................................................................................. 42 Proyectos Zona Nororiental ................................................................................................... 44 Proyectos Zona Noroccidental ............................................................................................... 44 Proyectos Zona Sur ................................................................................................................ 46 Proyectos Zona Suroccidental ................................................................................................ 49 Proyectos Global SNT ............................................................................................................ 50

PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO ........................................................................ 51 Proyectos para la Zona Norte ....................................................................................... 63 Ampliación de la subestación Pomasqui. ............................................................................... 63 Ampliación de la subestación Santa Rosa 138 kV ................................................................. 63 Ampliación de la subestación Totoras 230/138 kV ................................................................ 63 Subestación Tabacundo 230/138 kV ..................................................................................... 64 Subestación Tabacundo ampliación 230/69 kV ..................................................................... 64

Proyectos para la Zona Nororiental ............................................................................. 65 Sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos, 230 kV....................................... 65 Sistema de transmisión Sucumbíos – Francisco de Orellana, 138 kV. ................................. 66

Proyectos para la Zona Noroccidental ......................................................................... 66 Ampliación de la subestación San Gregorio de Portoviejo. .................................................. 66 Sistema de transmisión Quevedo – San Gregorio, 230 kV II etapa. ..................................... 66

CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR TRANSELECTRIC 13.3.3 13.3.4

13.4 13.4.1 13.4.2 13.4.3 13.4.4 13.4.5

13.5 13.5.1 13.5.2 13.5.3 13.5.4 13.5.5 13.5.6 13.5.7 13.5.8

13.6 13.6.1 13.6.2 13.6.3

13.7 13.7.1 13.7.2

13.8 14. 15. 16.

Sistema de transmisión San Gregorio – San Juan de Manta, 230 kV. ................................. 67 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino 138 kV ...................................................... 68

Proyectos para la Zona Sur ........................................................................................... 68 Subestación Yanacocha, ampliación 138/69 kV. ................................................................... 68 Subestación La Troncal, 230/69 kV. ...................................................................................... 69 Sistema de transmisión Milagro – Babahoyo, 138 kV. .......................................................... 69 Sistema de transmisión Milagro – Machala 230 kV, II etapa ............................................... 70 Modernización de Molino ...................................................................................................... 70

Proyectos para la Zona Suroccidental .......................................................................... 71 Subestación Las Esclusas, ampliación 230/69 kV. ................................................................. 71 Subestación Posorja, ampliación 138/69 kV. ......................................................................... 71 Subestación Nueva Salitral, 230/69 kV. ................................................................................. 71 Sistema de transmisión Pascuales – Las Orquídeas, 230 kV. ............................................... 72 Subestación Durán, 230/69 kV. .............................................................................................. 73 Sistema Daule – Lago de Chongón 230 kV ............................................................................ 74 Sistema Lago de Chongón – Posorja 138 kV ......................................................................... 74 Subestación San Idelfonso, ampliación 230/138 kV .............................................................. 75

Proyectos Globales del SNT .......................................................................................... 75 Reserva de subestaciones........................................................................................................ 75 Compensación Capacitiva. ..................................................................................................... 76 Sistema de Transmisión Central – Quevedo, 230 kV. .......................................................... 77

Proyectos requeridos por la Expansión de la Generación ........................................... 78 Sistema de transmisión Esmeraldas - Santo Domingo, 230 kV............................................. 78 Sistema de transmisión Sopladora – Taday - Milagro, 230 kV............................................. 79

Sistema de Transmisión de 500 kV. .............................................................................. 79 PRESUPUESTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS OBRAS ....................................... 84 ASPECTOS COMPLEMENTARIOS ............................................................................ 89 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 89

LISTADO DE CUADROS CUADRO No. 1: CUADRO No. 2: CUADRO No. 3: CUADRO No. 4: CUADRO No. 5: CUADRO No. 6: CUADRO No. 7: CUADRO No. 8: CUADRO No. 9: CUADRO No. 10: CUADRO No. 11: CUADRO No. 12: CUADRO No. 13: CUADRO No. 14: CUADRO No. 15: CUADRO No. 16:

Subestaciones del SNT – Características Técnicas. Líneas de Transmisión del SNT – Características Técnicas. Proyección de la Demanda Anual de Potencia (MW). Proyección de la Demanda Máxima, Media y Mínima por barras de entrega (MW). Proyectos de Generación. Presupuesto de Inversiones 2012-2021. Flujo de Caja de Inversiones 2012-2021. Requerimientos de Capacitores en el SNT. Costos por Bahía. Subestaciones nuevas convencionales. Costos por Bahía. Ampliación subestaciones convencionales. Costos por Bahía. Subestaciones aisladas en SF6. Costos de Transformadores de Potencia. Costos de Capacitores. Costos de Líneas de Transmisión. Costos de Instalaciones de 500 kV. Proyección de las Pérdidas de Potencia y Energía en el SNT.

CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR TRANSELECTRIC

LISTADO DE GRAFICOS GRAFICO No. 1: GRAFICO No. 2: GRAFICO No. 3: GRAFICO No. 4: GRAFICO No. 5: GRAFICO No. 6: GRAFICO No. 7: GRAFICO No. 8: GRAFICO No. 9:

Mapa del Ecuador con el Sistema Nacional de Transmisión a Agosto-2010. Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2011. Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2012. Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2013. Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2014. Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2015-2016. Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2017-2018. Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2019-2020. Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2011-2020.

LISTADO DE ANEXOS ANEXO:

Resultados de estado estacionario.

PLAN DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN PERÍODO 2012-2021 1.

GLOSARIO DE TÉRMINOS

CELEC EP

Empresa Pública Estratégica Corporación Eléctrica del Ecuador.

CENACE

Centro Nacional de Control de Energía.

CONELEC

Consejo Nacional de Electricidad.

COT

Centro de Operación de Transmisión.

CREG

Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia

EEB

Empresa de Energía de Bogotá, de Colombia.

CNEL-Manabí

Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión es la provincia de Manabí.

EMELNORTE

Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión son las provincias de Imbabura y Carchi.

CNEL-El Oro

Empresa Eléctrica Distribuidora cuya área de concesión es la provincia de El Oro.

CNEL-Guayas Los Ríos Empresa Eléctrica Distribuidora Guayas – Los Ríos. ISA

Interconexiones Eléctricas S.A., empresa de transmisión en Colombia.

MEM

Mercado Eléctrico Mayorista en el Ecuador.

PET

Plan de Expansión de Transmisión.

REP

Red de Energía del Perú, empresa de transmisión en Perú.

SNI

Sistema Nacional Interconectado.

SNT

Sistema Nacional de Transmisión.

TRANSELECTRIC

Unidad de Negocio de CELEC EP

UEG

Unidad Eléctrica de Guayaquil

ULTC

Por sus siglas en inglés, cambiador de tomas bajo carga.

UPME

Unidad de Planeamiento Minero y Energético de Colombia.

1

2.

ANTECEDENTES

El Art. 33 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Obligaciones del Transmisor, establece: “El transmisor tendrá la obligación de expandir el sistema en base a planes preparados por él y aprobados por el CONELEC”. El Art. 62 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico señala: “La expansión del sistema de transmisión para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable y para corresponder al Plan Maestro de Electrificación, será planificada obligatoriamente por el transmisor y aprobada por el CONELEC”. 3.

RESUMEN EJECUTIVO

En el Ecuador, la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, a través de la Unidad de Negocio TRANSELECTRIC, realiza la expansión del Sistema Nacional de Transmisión, para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable, en base a estudios técnico – económicos, que son aprobados por el CONELEC, los mismos que establecen el plan de equipamiento, Plan de Expansión de Transmisión, requerido por el Sistema Nacional de Transmisión (SNT) para los próximos diez años, de tal manera de garantizar la operación de la red eléctrica dentro de los límites exigidos por la normativa en vigencia, garantizando el suministro de energía eléctrica a la demanda, empresas distribuidoras y grandes consumidores, y la incorporación de nuevos proyectos de generación al Sistema Nacional Interconectado (SNI). La elaboración del Plan de Expansión de Transmisión, requiere información del Sistema Nacional Interconectado, la misma que es proporcionada por el CONELEC, las empresas distribuidoras y CENACE, como: -

Proyección decenal de la demanda anual no coincidente de potencia y energía. Exigencias regulatorias referentes a calidad, seguridad y confiabilidad. Plan de Expansión de Generación. Plan de Expansión de cada una de las Empresas Distribuidoras. Estadística de operación del SNI, disponible en el CENACE y en el Centro de Operaciones de Transmisión – COT.

La formulación del Plan de Expansión de Transmisión, considera el análisis de diferentes alternativas de equipamiento, que sean técnicamente realizables y económicamente viables, mediante la ejecución de estudios eléctricos en condiciones de demanda máxima, media y mínima, para los escenarios de alta y baja hidrología del SNI y la evaluación económica de las alternativas, considerando costos de inversión, operación, mantenimiento, restricciones, energía no suministrada, pérdidas de potencia y energía, con una tasa de descuento referencial del 12% definida por SENPLADES y una vida útil de 30 años para subestaciones y 45 años para líneas de transmisión; la alternativa incluida en el Plan de Expansión es aquella que cumpla los criterios de las regulaciones vigentes, y que adicionalmente represente mínimo costo de inversión; una vez definido el plan de equipamiento para los 10 años de análisis éste es remitido al CONELEC para su revisión y aprobación, posterior de lo cual, constituye de aplicación obligatoria. 2

El Plan de Expansión considera además la implementación de obras que permitan levantar restricciones operativas SNT, las mismas que se identifican analizando los registros post – operativos del sistema y en base a lo cual se realiza un Diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, para ello se diferencia el sistema en cinco zonas operativas: Norte, Nororiental, Noroccidental, Sur y Suroccidental; esto con la finalidad de identificar los requerimientos de cada una de las zonas, en función de su propia demanda y generación actual y futura. Actualmente, el resultado del diagnóstico del SNT refleja un sistema que atraviesa por una situación crítica, ya que, bajo ciertas condiciones operativas y en determinadas zonas, éste opera al límite de los criterios de economía, seguridad, calidad y confiabilidad establecidos en la normativa, tal es el caso, de la existencia de barras con perfiles de voltaje al mínimo y cargabilidad de líneas y transformadores superior al 80%; las instalaciones con estas principales restricciones se resumen a continuación: Barras con perfiles de voltaje inferiores al mínimo: En condiciones normales: - Zona Sur: Subestación Loja - Zona Nororiental: Subestación Francisco de Orellana En caso de indisponibilidad de generación: - Subestación Loja, debido a la indisponibilidad de la Central Catamayo de la Empresa Eléctrica Regional Sur. - Subestación Machala, debido a la indisponibilidad de la central Termogas Machala. - Subestación Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de varias unidades de generación de CNEL Sucumbíos. - Subestaciones Pascuales y Trinitaria, debido a la indisponibilidad de generación termoeléctrica de la zona de Guayaquil en condiciones de lata hidrología de la cuenca Mazar-Paute. Instalaciones con cargabilidad superior al 80%: Líneas de Transmisión: en condiciones de alta y baja hidrología de la cadena Mazar-Paute y Agoyán- San Francisco: -

Líneas de transmisión Ambato – Pucará y Pucará – Mulaló de 138 kV, simple circuito, en los casos en que no se cuenta con la operación de la central hidroeléctrica Pucará.

-

Línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, doble circuito, en condiciones de despacho con una elevada generación en las zonas de Salitral y Trinitaria (periodo de estiaje de cadena Mazar- Paute) que incluye: 2 unidades a vapor de la central Gonzalo Zevallos, centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y U2 de central Electroquil, centrales Trinitaria y Victoria II.

Transformadores: los autotransformadores con una cargabilidad superior al 80%, debido al crecimiento de la demanda en sus áreas de influencia son: -

Subestación Babahoyo 138/69 kV, 67 MVA. 3

-

Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA. Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA. Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA. Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA. Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA. Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada en la zona de Manta. Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.

Los autotransformadores 230/138 kV que superan niveles de carga superiores al 80 % de su capacidad nominal son: Pomasqui de 300 MVA debido al crecimiento de la demanda de la zona norte; Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponbibilidad de la central térmica Esmeraldas; y, Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad de la central Pucará. Como parte del diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, se identifica las instalaciones que conforman el sistema, al momento: 

Líneas de transmisión, a nivel de 230 kV, instaladas 1.285 km en doble circuito y 556 km simple circuito; gran parte de ellas, formando un anillo entre las subestaciones Molino, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa (Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vinculando así el principal centro de generación del país, la central hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de consumo Guayaquil y Quito. A nivel de 138 kV existen 625 km de líneas doble circuito y 1.093 km simple circuito, las que se conectan de manera radial partiendo desde el anillo de 230 kV. Como parte de las instalaciones en operación del SNT, existen líneas de interconexión internacionales a nivel de 230 kV, con Colombia dos líneas de transmisión doble circuito, con una longitud de 212 km cada una, las mismas que enlazan las subestaciones de Pomasqui en el lado ecuatoriano y Jamondino en el lado colombiano; con Perú una línea de transmisión de 107 km de longitud que conecta a las subestaciones Machala por el lado ecuatoriano y Zorritos por el lado peruano.



En cuanto a la capacidad de transmisión instalada, se cuenta con 39 subestaciones, distribuidas de la siguiente manera: 15 con una relación de transformación 230/138/69 kV, 20 a 138/69 kV, 1 subestación de seccionamiento a 230 kV, 1 subestación de seccionamiento a 138 kV; y 2 subestaciones móviles, una 138/69 kV y otra 69/13.8 kV.



Además se cuenta con equipos de compensación capacitiva instalados en varias subestaciones del SNT, por un total de 306 MVAR; mientras que la compensación inductiva instalada es de 100 MVAR.

De las obras descritas en el Plan de Expansión de Transmisión, se han diferenciado las que CELEC EP – TRANSELECTRIC se encuentra ejecutando, que para su culminación se requiere la asignación de los recursos económicos provenientes de la aplicación de los Mandatos Constituyentes No. 9 y 15, de aquellas que corresponden a los proyectos que están en etapa de planificación y cuya necesidad se basa en los resultados de los estudios eléctricos realizados y que se detallan en el correspondiente plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisión para el período 2013-2022. 4

El presente Plan de Expansión, determina la necesidad de ejecutar varios proyectos de transmisión, incluyendo aquellos que se encuentran en etapa de construcción, con la implementación de 2.065 km de líneas de transmisión de simple y doble circuito, la instalación de 7.645 MVA de transformación y la incorporación de 390 MVAr de compensación capacitiva; para la entrada en operación de los proyectos es indispensable que CELEC EP - TRANSELECTRIC disponga oportunamente de los recursos económicos requeridos para la ejecución de las obras, conforme el presupuesto señalado en el Cuadro No. 6. Uno de los proyectos de transmisión más relevante, que entrará en operación en el país, es el Sistema de Transmisión a 500 kV, el mismo que surge de la necesidad de integrar al SNI la producción de grandes proyectos de generación hidroeléctrica, especialmente de Coca Codo Sinclair de 1500 MW de capacidad, previsto para el año 2016 y Sopladora de 487 MW para el año 2015; con lo cual se desplazaría la utilización de generación térmica, principalmente la existente en la ciudad de Guayaquil. Para evacuar esas altas potencias hacia el SNI, se requiere contar con un sistema de transmisión de gran capacidad, por lo que, conforme los estudios y análisis realizados, se estableció como la mejor alternativa, para evacuar la generación de los proyectos Coca Codo Sinclair hacia el SNI, la implementación de un sistema de transmisión de 500 kV, que además de unir los principales centros de carga de Quito (S/E El Inga) y Guayaquil (S/E Daule), permita la implementación de sistemas radiales de 500 kV desde el sector de El Inga hacia Coca Codo Sinclair. Para la ubicación de la subestación a la cual se conectará la central Sopladora se consideró la necesidad de contar con un sitio estratégico que tome en cuenta la futura conexión del proyecto de generación Cardenillo, determinándose así que el lugar idóneo para la construcción de la subestación es en el sector de Taday. Es importante señalar que debido a la falta de experiencia, que se tiene en el país, respecto al diseño, construcción y operación de instalaciones a nivel de 500 kV, CELEC EP TRANSELECTRIC con el aporte del BID, a través de una cooperación técnica no reembolsable, contrató la consultoría de la firma Consorcio CESI-EFFICACITAS, cuyo objetivo fue definir la configuración del sistema de transmisión de Extra Alta Tensión del Ecuador, que se adapte de mejor manera a las necesidades energéticas de mediano y largo plazo del país. Finalmente, se presenta el presupuesto requerido para la ejecución del Plan de Expansión de Transmisión, para el período 2012-2021, por un monto de 838.24 millones de dólares, de los cuales 30.51 millones de dólares serán financiados con recursos del Fondo de Solidaridad conforme el Mandato No.9; mientras que los restantes 519.59 millones de dólares con recursos del estado ecuatoriano conforme lo establecido en el Mandato No.15, en cuyo monto se incluyen 288.14 millones de dólares que corresponden al presupuesto del sistema de transmisión de 500 kV asociado a los proyectos de generación Coca Codo Sinclair.

5

4.

OBJETIVOS

El objetivo del presente documento es establecer el plan de equipamiento de obras requerido por el Sistema Nacional de Transmisión para los próximos diez años, por lo que el período de planeamiento es 2013-2022. El plan de obras propuesto considera el equipamiento necesario para permitir la operación de la red de transmisión en función de las exigencias establecidas en las regulaciones vigentes, a fin de garantizar el suministro de energía eléctrica a los centros de distribución, permitir la incorporación de los proyectos de generación al Sistema Nacional Interconectado.

5.

INFORMACIÓN UTILIZADA

La información básica que se utiliza para la elaboración del Plan de Expansión de Transmisión proviene de: 

Información disponible en el CONELEC: -

Proyección decenal de la demanda anual no coincidente de potencia y energía; Bandas de variación para los distintos niveles de voltaje de las barras del SNT. Límites para el factor de potencia que deben presentar las Distribuidoras en los puntos de entrega; Plan de Expansión de Generación (fechas de ingreso en operación, capacidad, energía media anual y factor de planta de cada proyecto).



Información proporcionada por las Distribuidoras relacionada con los planes de expansión.



Regulaciones vigentes del sector eléctrico ecuatoriano.



Información estadística de operación disponible en el CENACE y Centro de Operaciones de Transmisión – COT.



Información sobre los proyectos de expansión del SNT que se encuentran en construcción y aquellos proyectos que prevén iniciar su ejecución en el corto plazo.



Costos de inversión de suministros y construcción de los proyectos ejecutados por CELEC EP – TRANSELECTRIC, actualizados con los últimos procesos de contratación.

6.

CRITERIOS Y METODOLOGÍA

El Plan de Expansión del SNT tiene como finalidad determinar la red de transmisión que se debe implementar, para atender los requerimientos del crecimiento de la demanda y permitir la incorporación de los proyectos de generación al S.N.I., para un período de diez años, cumpliendo con los criterios de calidad, seguridad, confiabilidad y economía, para el

6

servicio de transporte de energía eléctrica hacia los diferentes centros de distribución del sistema eléctrico ecuatoriano. La formulación del Plan de Expansión de Transmisión, se la realiza luego del análisis de diferentes alternativas de equipamiento que sean técnicamente realizables y económicamente viables, para cada uno de los años del período de planificación, mediante la ejecución de estudios eléctricos para condiciones de demanda máxima, media y mínima, para los escenarios de alta y baja hidrología del S.N.I. Para el planteamiento de las alternativas de expansión del SNT, se consideran los siguientes criterios: 

Los despachos de generación se formulan en función de los resultados de las simulaciones energéticas del S.N.I entregadas por el CONELEC y de los costos variables de producción de cada una de las unidades de generación del sistema, publicados por el CENACE.



Los análisis eléctricos se realizan considerando la demanda máxima no coincidente del sistema, la misma que es desagregada para los puntos de entrega del S.N.I de acuerdo con las estadísticas de operación disponibles.



La ampliación de la capacidad de transformación de una subestación, se considera una vez que se alcanza la capacidad FA (Primera etapa de enfriamiento / 80% de la capacidad máxima).



En caso de una nueva subestación, a la fecha de entrada en operación, el equipo de transformación se trata que inicie con un nivel de carga del orden del 40% de su capacidad máxima.



Para el caso de líneas de transmisión, en condiciones normales de operación, no se debe superar el 100% de su capacidad de transporte.



Cumplimiento de la normativa vigente, principalmente lo indicado en las regulaciones: “Procedimientos de Despacho y Operación (No 006/00)”’, “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM (No 004/02)” y “Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de Conexión en el S.N.I (No 003/08)”, mediante las cuales se establecen los parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad que deben ser observados por el Transmisor y los demás agentes del MEM.

Las alternativas son analizadas mediante criterios económicos (considerando los costos de inversión, operación, mantenimiento, restricciones, energía no suministrada y, pérdidas de potencia y energía), con una tasa de descuento referencial del 12% definida por SENPLADES y una vida útil de 30 años para subestaciones y de 45 años para líneas de transmisión. Para la valoración de la energía no suministrada, se considera un costo de 1,533 US$/MWh, de acuerdo con lo establecido por el CONELEC, durante el proceso de evaluación económica de algunos proyectos de expansión del SNT que se prevén serán financiados por el BID. 7

La alternativa de expansión seleccionada es aquella que técnicamente cumpla con los criterios antes indicados y las regulaciones vigentes, y que adicionalmente sea la de mínimo costo. El Plan de Expansión de Transmisión es remitido al CONELEC para su revisión y aprobación, posterior de lo cual será de aplicación obligatoria. La determinación del plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisión, toma como base los proyectos de expansión que se encuentran en construcción y aquellos proyectos que se prevén iniciar su ejecución en el año 2011.

7.

EXIGENCIAS REGULATORIAS: CONFIABILIDAD

CALIDAD,

SEGURIDAD

Y

Los estudios eléctricos y análisis de alternativas, que permiten establecer el plan de obras del SNT, consideran las exigencias establecidas en la normativa vigente, principalmente lo indicado en las regulaciones: ‘Procedimientos de Despacho y Operación (No 006/00)’, ‘Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM (No 004/02)’ y ‘Calidad del Transporte de Potencia y del Servicio de Conexión en el SNI (No 003/08)'. En estas regulaciones se establecen los parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad que deben ser observados por el Transmisor y los demás agentes del MEM. Los aspectos relevantes son los siguientes: 7.1

Estado Estacionario

Voltaje.- Es responsabilidad del Transmisor (numeral 2.2 de la Reg. No. 004/02):  Declarar al CENACE los equipos para control de voltaje y suministro de potencia reactiva que pone a disposición del MEM.  Mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones, con variaciones no mayores a los límites establecidos por el CONELEC sobre la base de los estudios presentados por el CENACE. Los estudios lo efectuarán conjuntamente el CENACE y el Transmisor tomando como referencia el Plan de Expansión del Transmisor y el Plan de Operación del MEM. Como uno de los resultados de dichos estudios, se obtendrá el listado de nodos del S. N. I. y períodos donde no se pueda cumplir con el control de voltaje y potencia reactiva.  Ubicar los “taps” de los transformadores de reducción en la posición que lo solicite el CENACE, con la finalidad de aprovechar al máximo la producción de potencia reactiva.  Corregir o levantar las restricciones en los nodos en donde no se pueda cumplir con el control de voltaje dentro de los plazos establecidos en los estudios.

8

El cambio de tensión al conectar o desconectar bancos de condensadores o reactores, deberá ser inferior al 5 % de la tensión nominal de la barra donde se ubica la compensación. La tensión máxima permitida en el extremo abierto de las líneas (Efecto Ferranti) será de 1.15 pu. Generación de Potencia Reactiva.De acuerdo con el Artículo 28 del Reglamento para el funcionamiento del MEM “Todos los agentes del M.E.M. son responsables por el control del flujo de potencia reactiva en sus puntos de intercambio con el M.E.M. en función de las regulaciones que emita el CONELEC sobre la materia”. Según la Regulación No. CONELEC 005/00, es responsabilidad de los generadores “Entregar reactivos hasta el 95 % del límite de potencia reactiva (inductiva o capacitiva), en cualquier punto de operación que esté dentro de las características técnicas de las máquinas, de acuerdo a lo solicitado por el CENACE”. Los Distribuidores y Grandes Consumidores entre otros aspectos son responsables de: 





“Comprometer en cada uno de los nodos (barras) de interconexión con el transportista u otros agentes del M.E.M., un factor de potencia, que será determinado por el CONELEC sobre la base de un estudio conjunto CENACE-Distribuidor y tomando como referencia el Plan de Expansión presentado como respaldo al cálculo del VAD. Los valores límites del factor de potencia serán calculados para demanda: mínima, media y máxima. El factor de potencia se lo determinará sin tomar en cuenta el efecto de cualquier generación insertada en la red del Distribuidor”. “El CENACE deberá presentar al CONELEC, el estudio conjunto con los agentes del MEM, a efectos de fijar los niveles de voltaje en cada barra del SNT y los valores del factor de potencia que deben presentar los Distribuidores y Grandes Consumidores en sus puntos de conexión con el Transmisor o Distribuidor, según corresponda. El estudio deberá ser actualizado por el CENACE por lo menos una vez al año o cuando se produzcan cambios importantes en la topología del sistema o por la incorporación de nuevas unidades de generación al mercado.

El CONELEC mediante Oficio No. DE-08-0557 del 26 de marzo de 2008 remitió la información correspondiente a los niveles de voltaje que debe mantener el transmisor y el factor de potencia que deben presentar las Empresas Eléctricas Distribuidoras. El CONELEC establece: 1.

Niveles de Voltaje:

El transmisor deberá mantener los niveles de voltaje en las barras de 230 kV dentro de la banda de +7% / -5% del voltaje nominal; en las barras de 138 kV dentro de la banda de +5% / -7% del voltaje nominal; y, para el caso de barras de 69, 46 y 34.5 kV, el transmisor deberá mantener los niveles de voltaje dentro de la banda de +3% / -3% del voltaje nominal.

9

Corresponderá al CENACE, en conjunto con el transmisor, realizar la actualización del presente estudio, de acuerdo a los criterios establecidos en la Regulación antes indicada, y adicionalmente, deberá comunicar los resultados al CONELEC. 2.

Factor de Potencia en puntos de entrega:

Los Distribuidores y Grandes Consumidores, conectados directamente al Sistema Nacional de Transmisión, deben comprometer, en cada uno de sus puntos de conexión, un factor de potencia dentro de los siguientes límites:  0.96 ó superior inductivo para demandas media y punta.  entre 0.96 y 0.99 ó menor inductivo para demanda base. Para el caso de los grandes consumidores inmersos en la red de distribución y hasta tanto se completen los estudios por parte de los distribuidores, en conjunto con el CENACE, señalado en el numeral 2.3 de la Regulación No. CONELEC - 004/02, se adoptarán un factor de potencia dentro de los siguientes límites:  0.95 ó superior inductivo para demandas media y punta.  1.0 ó menor inductivo para demanda base. Cargabilidad.En condiciones de operación normal, las líneas de transmisión no deberán operarse a más del 100 % de su capacidad de transporte, conforme su diseño para la operación normal del sistema. En el largo y mediano plazo no se permiten sobrecargas permanentes; en el corto y muy corto plazo se pueden fijar límites de sobrecarga de acuerdo a la duración de la misma, sin sobrepasar las temperaturas máximas permisibles de los equipos y sin disminuir la vida útil de los mismos. Para la ampliación de capacidad de transformación, se utiliza como criterio que: una vez que se alcance la capacidad FA (80% de la capacidad máxima) se equipa con un nuevo transformador en paralelo o se reemplaza al existente por uno de mayor capacidad. En el análisis de estado estacionario se consideran solo simples contingencias en las líneas de transmisión y en los bancos de transformadores 230/138 kV o 230/69 kV. 7.2

Estado Transitorio

El voltaje máximo transitorio permitido en el sistema durante un rechazo de carga será de 1.3 pu.

10

7.3

Estado Dinámico

El numeral 4.2.3.3 de los Procedimientos de Despacho y Operación expresa: “El planeamiento de la operación eléctrica se lo ejecutará considerando los siguientes criterios generales:  El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifásica a tierra en uno de los circuitos de 230 kV, 138 kV o en uno de los transformadores 230/138 kV con despeje de la falla por operación normal de la protección principal y con la pérdida definitiva del circuito en falla, es decir no se debe considerar la operación del recierre automático en la etapa de planificación.  El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifásica a tierra en los dos circuitos a 230 kV o 138 kV, cuando los dos circuitos van instalados en la misma torre, con despeje de la falla por operación normal de la protección principal y con la pérdida definitiva de los circuitos en falla, es decir no se debe considerar la operación del recierre automático de ninguno de los circuitos en la etapa de planificación.  En las barras principales del sistema de transmisión la tensión transitoria no debe estar por debajo de 0.8 pu durante más de 500 ms.  Una vez despejada la falla y eliminado el circuito o los circuitos del sistema, según el caso, la tensión no debe permanecer por debajo de 0.8 pu por más de 700 ms en el proceso de simulación de estabilidad dinámica.  Durante la etapa de planificación no se permitirán sobrecargas en los transformadores de potencia 230/138 kV en el nuevo punto de equilibrio que se alcanzaría después de la simulación de la contingencia.  En la simulación de contingencias se permitirán sobrecargas en líneas de 230 kV o 138 kV hasta el 10 % cuando se alcance el nuevo punto de equilibrio del sistema.  Después de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio, los voltajes en las barras de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 pu.  Durante el proceso oscilatorio y en el nuevo punto de equilibrio la frecuencia del sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 63 Hz para frecuencias inferiores a 59.5 Hz se debe implementar un esquema de alivio de carga.  El sistema estará diseñado y operado para soportar sin consecuencias graves ante una simple contingencia (n-1). Se entiende por consecuencia grave si ante la salida de un generador, transformador o línea de transmisión resultara: - Inestabilidad del SNI. - Sobrecarga de líneas y/o transformadores por más de quince (15) minutos. - Desviaciones de voltaje superiores a  10 %.

11

Para este criterio se permite la separación del sistema en islas eléctricas, la desconexión de carga o desconexión de generación por disparos de líneas. 7.4

Criterios Básicos de Confiabilidad

Para una operación confiable el SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la contingencia de uno de los circuitos a 230 kV. El SNI también debe permanecer estable ante la contingencia de los circuitos de una línea de transmisión que ocupen la misma torre. Para este caso el CENACE podrá implementar esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia con el objeto de preservar la estabilidad. El SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la salida de la unidad de mayor capacidad que tenga el SNI 7.5

Incumplimiento de las normas de calidad

Las sanciones y compensaciones económicas a los Agentes del MEM por incumplimientos de las normas de calidad, continuidad y confiabilidad, así como el objeto y destino de las mismas, se establecerán de acuerdo a lo indicado en el Reglamento de Despacho y Operación del SNI y el Reglamento de Suministro de Servicio de Electricidad. El pago de sanciones y compensaciones no exime al Transmisor o Agente, de las obligaciones de solucionar las causas que las originan.

8.

LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

El 2 de julio de 2001 se promulgó el “Reglamento para el Libre Acceso a los Sistemas de Transmisión y Distribución”. El artículo 17 del Reglamento mencionado establece: “El usuario es responsable de solicitar, en forma oportuna al transmisor, las expansiones o adecuaciones del SNT que sean necesarias para mejorar su vinculación con el MEM, en los términos del presente reglamento, a fin de que se incorporen, si cumple con los requisitos señalados en la Sección Tercera del Capítulo II de este reglamento, en el Plan de Expansión preparado por el transmisor y aprobado por el CONELEC. En caso contrario el solicitante podrá ejecutar las obras requeridas, a su costo, de acuerdo con el artículo 35 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico”. En el Artículo 36, se señala: “Para efectos de considerar o no el requerimiento de expansión solicitado, dentro del Plan de Expansión del SNT, el agente deberá demostrar la conveniencia de desarrollar las obras dentro del plazo de cinco (5) años contados desde la fecha de su solicitud, atendiendo a lo indicado en el artículo inmediato siguiente y

12

presentar los estudios técnicos y económicos que permitan evaluar su conveniencia y necesidad”. El Artículo 37, especifica: “En los términos del artículo inmediato anterior, el transmisor, con la asistencia del CENACE, evaluará la inclusión de las obras solicitadas en el Plan de Expansión tomando como criterio que el valor presente del total de costos de inversión, operación y mantenimiento del sistema eléctrico en su conjunto, con todas las modificaciones que se deriven de la expansión solicitada, resulte inferior o igual al valor presente del costo total de operación y mantenimiento de dicho sistema sin tal expansión, incluyendo dentro de los costos de operación mencionados precedentemente el valor de la energía no suministrada al MEM. La aplicación de este criterio se hará tomando como costo de inversión, operación y mantenimiento de la expansión el previsto para obras similares en el Plan de Expansión aprobado” Cabe indicar que, en ciertos casos, en los estudios eléctricos efectuados para determinar el equipamiento requerido por el Sistema de Transmisión, se ha utilizado un esquema de transmisión preliminar asociado a los proyectos de generación futuros y/o a la incorporación de nuevas cargas en el S.N.I.; sin embargo, los sistemas de transmisión definitivos serán establecidos en cumplimiento al Reglamento de Libre Acceso al SNT.

9.

DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

Las instalaciones que conforman el Sistema Nacional de Transmisión, atraviesan una delicada situación, como se puede observar a partir de los análisis eléctricos de estado estacionario de los registros post-operativos, identificándose restricciones operativas en las instalaciones del SNT asociadas especialmente con la operación del sistema en demanda máxima, con consecuencias como: bajos perfiles de voltaje a nivel de 138 kV y 69 kV; y, cargabilidad superior al 80% en ciertos transformadores, situación que hace que el SNT en determinadas zonas se encuentre operando al límite de los criterios de seguridad, calidad y confiabilidad, debido principalmente a la falta de asignación de recursos económicos, suficientes y oportunos, para la ejecución de las obras de expansión, por parte del Ministerio de Finanzas, tal como lo establece el Mandato Constituyente No 15. Dado que el sostenido incremento de la demanda de potencia no solamente implica desarrollar nuevos proyectos de generación para abastecerla, sino además reforzar el equipamiento de transmisión, con el objetivo de mejorar las condiciones de suministro de energía eléctrica a los centros de distribución cumpliendo los criterios de calidad, seguridad y confiabilidad establecidos en la normativa vigente. Para presentar el diagnóstico de las instalaciones del SNT se considera una agrupación de las instalaciones del sistema por zonas operativas, de acuerdo al esquema del Gráfico 6.1. La descripción del estado del Sistema Nacional de Transmisión, se realiza considerando la topología disponible hasta el mes de diciembre de 2011.

13

Gráfico 1 Zonas Operativas del SNT

9.1

Componentes del SNT

El Sistema Nacional de Transmisión al mes de marzo de 2011 está conformado por los siguientes componentes: a.

Líneas de Transmisión:

En la Tabla 1, se muestra la longitud total de las líneas de alta tensión instaladas en el SNT: Tabla 1 Líneas de transmisión del SNT (km) Doble Circuito 230 kV 138 kV

1285 625

Simple Circuito 556 1093

Las líneas de transmisión se encuentran dispuestas de la siguiente manera: 

Un anillo troncal a 230 kV con líneas de doble circuito que unen las subestaciones de: Molino, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa 14

(Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vincula el principal centro de generación del país, la central hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de consumo: Guayaquil y Quito. 

Una línea de 230 kV, doble circuito, entre: Molino, Pascuales y Trinitaria (Guayaquil), que junto con el anillo principal, permiten evacuar sin restricciones de capacidad, la generación disponible en la central hidroeléctrica Paute hacia la zona de Guayaquil.



Líneas radiales de 138 kV, que se derivan del anillo troncal de transmisión de 230 kV y permiten enlazar los centros de generación de energía con los de consumo.



Para atender los requerimientos adicionales de energía de las empresas eléctricas Sur y Centro-Sur, se dispone de dos líneas de transmisión, Loja – Cumbaratza de 54.1 km y Cuenca – Limón de 60.77 km, cuyo voltaje de diseño es de 138 kV, pero operan energizadas a nivel de 69 kV integrándose de manera temporal al régimen de subtransmisión de cada una de las empresas eléctricas, respectivamente.



Líneas de interconexión internacionales, considerando que la seguridad de abastecimiento de energía eléctrica es fundamental para el desarrollo y la economía del país, el Ecuador emprendió proyectos de interconexión internacionales con los países vecinos de Colombia y Perú, así: En el año 2003, el ingreso en operación de la Interconexión con Colombia, a través de la construcción de una línea de transmisión de 212 km de longitud a 230 kV, en doble circuito Pomasqui – Frontera (137.2 km), en lado colombiano Frontera - Jamondino en Pasto, permitiendo la transferencia de 250 MW. En el año 2008 se registró el ingreso en operación de una segunda línea de interconexión de doble circuito, permitiendo una transferencia total de hasta 500 MW. La oferta de energía colombiana permitió en el mercado eléctrico ecuatoriano la reducción del precio marginal de la energía, desplazando la operación de generación térmica poco eficiente y de alto costo. En el año 2004, ingresó en operación la Interconexión con el Perú, con la construcción de una línea de transmisión de 107 km de longitud a 230 kV Machala – Frontera Ecuador-Perú (55 km) y el tramo Frontera - Subestación Zorritos en Perú. Se instalaron estructuras para doble circuito, realizándose el montaje inicial de un circuito, lo que permite una transferencia de hasta 100 MW, con una operación radial de los dos sistemas nacionales.

b.

Subestaciones:

En la Tabla 2, se presenta el número de subestaciones pertenecientes al SNT en función de sus niveles de transformación:

15

Tabla 2 Número de subestaciones del SNT Nivel de Transformación [kV] 230/138/69 138/69 Seccionamiento 230 kV Seccionamiento 138 kV Subestación Móvil 138/69 kV Subestación Móvil 69/13.8 kV Total

No. de Subestaciones 15 20 1 1 1 1 39

La configuración predominante en las subestaciones de 230 kV, es la de doble barra principal, a nivel de 138 kV y 69 kV la de barra principal y transferencia; con equipamiento, en su mayoría, de tipo convencional y algunas instalaciones con equipo compacto en SF6. La capacidad máxima instalada en los transformadores de las subestaciones del SNT es del orden de los 8.521 MVA, de los cuales 917 MVA corresponden a la capacidad de reserva de los transformadores monofásicos de las subestaciones del SNT. c.

Compensación capacitiva e inductiva:

Es el equipamiento utilizado para mantener los perfiles de voltaje en las barras del SNT de acuerdo a las bandas de variación establecidas en la normativa vigente, en las diferentes condiciones de demanda e hidrológicas del S.N.I, tanto en estado estacionario como en condiciones de contingencia. En cuanto a la compensación capacitiva instalada el SNT existe 306 MVAR distribuidos en las siguientes subestaciones como se indica en la Tabla 3. Tabla 3 Compensación capacitiva instalada SNT Subestación Santa Rosa Santa Elena Loja Policentro Machala Milagro Tulcán Ibarra Portoviejo Pascuales Pascuales Esmeraldas

Nivel de Tensión [kV] 138 69 69 13.8 13.8 13.8 13.8 13.8 69 69 138 69 Total

No. Bancos 3 1 1 2 2 1 1 2 3 2 2 2 22

Capacidad Unitaria [MVAR] 27 12 12 6 6 18 3 6 12 12 30 12 156

Capacidad Total [MVAR] 81 12 12 12 12 18 3 12 36 24 60 24 306

16

Mientras que para la compensación inductiva instalada en el SNT existe 100 MVAR distribuidos en las subestaciones del sistema de acuerdo a lo presentado en la Tabla 4. Tabla 4 Compensación inductiva instalada en el SNT Nivel de Tensión [kV] 13.8 Pascuales 13.8 Molino 13.8 Santa Rosa 13.8 Quevedo 13.8 Santo Domingo 13.8 Totoras 13.8 Riobamba Total Subestación

No. Bancos 2 2 2 1 1 1 1 10

Capacidad Unitaria [MVAR] 10 10 10 10 10 10 10 70

Capacidad Total [MVAR] 20 20 20 10 10 10 10 100

En el Gráfico 2 se presenta el diagrama geográfico del SNT a diciembre de 2011. 9.2

Perfiles de voltaje

De acuerdo a la Regulación No. CONELEC 004/02 “Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM”, las bandas de variación de voltaje permitidas en las barras del SNT son las presentadas en la Tabla 5. Tabla 5 Bandas de variación de voltaje Barras de 230 kV Límite mínimo 0.95 p.u. 218.5 kV

Límite máximo 1.07 p.u. 246.1 kV

Barras de 138 kV Límite mínimo 0.93 p.u. 128.3 kV

Límite máximo 1.05 p.u. 144.9 kV

Puntos de entrega: 69 kV, 46 kV y 34.5 kV Límite Límite mínimo máximo 0.97 p.u. 1.03 p.u. 66.9 kV 71.1 kV

En el Gráfico 3, se muestran los voltajes en las barras del anillo de 230 kV del S.N.I. en demandas mínima, media y máxima, de acuerdo a información estadística del Energy Management System-EMS, para condiciones de hidrología alta en la cadena Mazar- Paute, para condiciones normales de operación registrados en el año 2011. Se observa que en la zona suroccidental, las subestaciones Pascuales y Trinitaria, presentan bajos perfiles de voltaje en demanda máxima debido a la disminución en el aporte de la generación térmica en la zona. Mientras que en la zona sur, la subestación Machala, el perfil de voltaje es bajo, en caso de la salida de generación de Termogas Machala por mantenimiento.

17

Gráfico 2 Diagrama Geográfico del SNT Diciembre 2011

18

Es importante señalar que, operativamente es indispensable mantener un adecuado perfil de voltaje en el anillo troncal de transmisión de 230 kV dentro de la banda +7%/- 5%, para mejorar las condiciones de seguridad del SNI. Gráfico 3 Perfiles de voltaje en el anillo de transmisión 230 kV

MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 230 kV DEMANDA MÁXIMA 1.01 1.00 0.99 0.98 0.97 0.96 0.95 0.94

TRINITARIA

PASCUALES

NUEVA PROSPERINA

DOS CERRITOS

SANTO DOMINGO

SAN GREGORIO

QUEVEDO

TOTORAS

SANTA ROSA

RIOBAMBA

POMASQUI

SININCAY

ZHORAY

MOLINO

MILAGRO

0.92

MACHALA

0.93

En el caso de los voltajes de las barras de 138 kV del SNI, en condiciones de demanda máxima la única subestación que presenta bajos perfiles de voltaje es Francisco de Orellana, en caso de indisponibilidad de la central Jivino por mantenimiento, tal como se presenta en el Gráfico 4. En los Gráficos 5 y 6, se presentan los voltajes en barras de puntos de entrega a nivel de 69 y 46 kV del S.N.I. Para demanda mínima no se presenta problemas con el perfil de voltaje. A nivel de 69 kV, las subestaciones que presentan bajos perfiles de voltaje son, en la zona nororiental, Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de la central Jivino de CNEL-Sucumbíos. Una situación muy particular y especial en la operación del SNT se registra durante el periodo de alta hidrología de las cadenas energéticas Mazar-Paute y Agoyán-San Francisco, puesto que para mantener un adecuado perfil de voltaje en las diferentes zonas, principalmente en la zona de Suroccidental, a fin de garantizar la estabilidad permanente del sistema ante contingencias y, evitar problemas de inestabilidad de voltaje se requiere el ingreso de generación forzada.

19

0.90

TENA

PUYO

ORELLANA

TRINITARIA

STA. ELENA

SALITRAL

POSORJA

POLICENTRO

PASCUALES

NUEVA PROSPERINA

DOS CERRITOS

SANTO DOMINGO

QUEVEDO

PORTOVIEJO

ESMERALDAS

CHONE

RIOBAMBA

TULCAN

TOTORAS

MULALO

IBARRA

AMBATO

SININCAY

MILAGRO

MACHALA

LOJA

CUENCA

TENA

PUYO

ORELLANA

TRINITARIA

STA. ELENA

SALITRAL

POSORJA

POLICENTRO

PASCUALES

SANTO DOMINGO

SAN GREGORIO

QUEVEDO

PORTOVIEJO

ESMERALDAS

CHONE

VICENTINA

TULCAN

TOTORAS

SANTA ROSA

PUCARA

POMASQUI

MULALO

IBARRA

AMBATO

SAN IDELFONSO

MOLINO

MILAGRO

MACHALA

LOJA

CUENCA

BABAHOYO

0.84

BABAHOYO

Gráfico 4 Perfiles de voltaje a nivel de 138 kV

MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 138 kV DEMANDA MÁXIMA

1.00

0.98

0.96

0.94

0.92

0.90

0.88

0.86

Gráfico 5 Perfiles de voltaje a nivel de 69 kV

MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 69 kV DEMANDA MÁXIMA

1.00

0.99

0.98

0.97

0.96

0.95

0.94

0.93

0.92

0.91

20

Gráfico 6 Perfiles de voltaje a nivel de 46 kV

MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 46 kV DEMANDA MÁXIMA 46 kV 0.985 0.980 0.975 0.970 0.965 0.960 SANTA ROSA

VICENTINA

En resumen las barras con perfiles de voltaje inferiores al mínimo: En condiciones normales: -

Zona Sur: Subestación Loja Zona Nororiental: Subestación Francisco de Orellana

En caso de indisponibilidad de generación: -

9.3

Subestación Loja, debido a la indisponibilidad de la Central Catamayo de la Empresa Eléctrica Regional Sur. Subestación Machala, debido a la indisponibilidad de la central Termogas Machala. Subestación Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de varias unidades de generación de CNEL Sucumbíos. Subestaciones Pascuales y Trinitaria, debido a la indisponibilidad de generación termoeléctrica de la zona de Guayaquil en condiciones de lata hidrología de la cuenca Mazar-Paute. Cargabilidad de líneas de transmisión y transformadores de subestaciones del SNT

Los niveles de cargabilidad de los elementos del SNT, para condiciones normales de operación del año 2011, se presentan en el Gráfico 7.

21

0%

SALITRAL-PASCUALES

QUEVEDO-D_PERIPA

PUCARA-AMBATO

POSORJA-EQUIL

PORTOVIEJO-D_PERIPA

POMASQUI-VICENTINA

POMASQUI-STA ROSA

POMASQUI-IBARRA

POLICENTRO-PASCUALES

POLICENTRO-PASCUALES

PASCUALES-EQUIL

MULALO-PUCARÁ

MOLINO-CUENCA

MILAGRO-SAN IDELFONSO

MILAGRO-SAN IDELFONSO

MILAGRO-BABAHOYO

ESMERALDAS-STO.DOMINGO

ESMERALDAS-STO.DOMINGO

CUENCA-LOJA

CHONE-D_PERIPA

AMBATO-TOTORAS

AGOYAN-TOTORAS

ZHORAY-SININCAY

ZHORAY-MOLINO

STO.DOMINGOQUEVEDO STO.DOMINGOQUEVEDO TRINITARIANVA.PROSPERINA

SANTA ROSASTO.DOMINGO SANTA ROSATOTORAS

QUEVEDOPASCUALES RIOBAMBATOTORAS

PASCUALESNVA.PROSPERINA POMASQUICOLOMBIA

PASCUALES-DOS CERRITOS PASCUALESMILAGRO

MOLINO-TOTORAS

MOLINOPASCUALES MOLINORIOBAMBA

MILAGRO-ZHORAY

DOS CERRITOSMILAGRO

0%

AGOYAN-PUYO

Gráfico 7 Cargabilidad elementos SNT

CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 kV

100%

80%

60%

40%

20%

CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV Parte I

100%

80%

60%

40%

20%

22

CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 138 kV Parte II 100% 80% 60% 40%

VICENTINA-POMASQUI

VICENTINA-GUANGOPOLO

VICENTINA-MULALÓ

VICENTINA-CONOCOTO

TULCAN-IBARRA

TOTORAS-AGOYÁN C1

TENA-PUYO

TENA-ORELLANA

SANTA ROSA-CONOCOTO

STA.ELENA-PASCUALES

SAN IDELFONSO-MACHALA

SAN GREGORIO-QUEVEDO

SAN GREGORIO-PORTOVIEJO

SAN GREGORIO-MANTA

0%

SALITRAL-TRINITARIA

20%



Líneas de transmisión Ambato – Pucará y Pucará – Mulaló de 138 kV, simple circuito, en los casos en que no se cuenta con la operación de la central hidroeléctrica Pucará.



Línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, doble circuito, en condiciones de despacho con una elevada generación térmica en las zonas de Salitral y Trinitaria (periodo de estiaje de cadena Mazar- Paute) que incluye: 2 unidades a vapor de la central Gonzalo Zevallos, centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y U2 de central Electroquil, centrales Trinitaria y Victoria II.

Los autotransformadores con una cargabilidad superior al 80%, debido al crecimiento de la demanda de sus áreas de influencia son los siguientes:        

Subestación Babahoyo 138/69 kV, 67 MVA. Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA. Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA. Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA. Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA. Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA. Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada en la zona de Manta. Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.

Los autotransformadores 230/138 kV que superan niveles de carga superiores al 80 % de su capacidad nominal son: Pomasqui de 300 MVA debido al crecimiento de la demanda de la zona norte; Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponbibilidad de la central térmica Esmeraldas; y, Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad de la central Pucará.

23

CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DEL SNT 230/138 y 230/69kV 100 80 60 40

SAN GREGORIO

TRINITARIA

TOTORAS

SANTA ROSA

SANTA ROSA

SANTO DOMINGO

QUEVEDO

POMASQUI

PASCUALES

PASCUALES

MOLINO

MOLINO

MILAGRO

SININCAY

RIOBAMBA

NUEVA PROSPERINA

MILAGRO

MACHALA

0

DOS CERRITOS

20

CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DEL SNT 138/69, 138/46 y 138/34.5kV 100 80 60 40

9.4

TRINITARIA TULCAN PUYO BABAHOYO

QUEVEDO SALITRAL SANTO DOMINGO SANTA ELENA SANTA ELENA TENA TOTORAS

MULALO ORELLANA PASCUALES POLICENTRO PORTOVIEJO PORTOVIEJO POSORJA

SALITRAL IBARRA IBARRA LOJA MACHALA MACHALA SE Móvil (Manta)

VICENTINA VICENTINA AMBATO CHONE CUENCA ESMERALDAS ESMERALDAS

0

IBARRA SANTA ROSA SANTA ROSA

20

Restricciones Operativas del SNT

A continuación, las Tablas de la 6 a la 10, detallan las restricciones operativas de cada una de las zonas operativas, considerando niveles de cargabilidad superior al 80% y perfiles de voltaje fuera de los rangos establecidos en la normativa vigente. Adicionalmente, se señala la solución de expansión del SNT a ser implementada en el corto plazo, que permite levantar la restricción identificada.

24

Tabla 6 Restricciones operativas Zona Norte PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) Pomasqui 230 kV: 1.05 pu

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

* Voltajes en el límite superior. Requerimiento de apertura de líneas Pomasqui-Jamondino * Ingreso reactor de 25 MVAR en Pomasqui 230 kV por control de sobrevoltajes.

CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES SUBESTACIONES (Nivel de carga)

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

Ambato 138/69 kV, 43 MVA: 89%

* Cargabilidad en AT1 debido a condiciones de demanda máxima de ELEPCO y EE Ambato

* Instalación de un transforamdor trifásico de 75 MVA, 138/69 kV

Mulaló 138/69 kV, 55 MVA: 87%

* Flujo debido a condiciones de demanda máxima en las redes de ELEPCO

* Instalación de un autotransformador trifásico de 66 MVA, 138/69 kV con ULTC

Totoras 230/138 kV, 112 MVA: 109%

* Altos flujos debido a bajo despacho de la central Agoyán y a la indisponibilidad de la central Pucará

* Instalación del segundo transformador de 150 MVA, 230/138 kV

Pomasqui 230/138 kV, 300 MVA: 88%

* Altos flujos debido a requerimeintos de la zona norte y el corredor de 138 kV en condiciones de máxima transferencia de energía desde colombia, mientras que las * Ingreso del nuevo autotransformador 300 MVA, 230/138 kV centrales Agoyán y Pucará están fuera de servicio

Vicentina 138/69 kV, 100 MVA: 91%

* Máxima demanda en el anillo de la EE Quito

* Construcción subestación el Inga 230/138 kV, 300 MVA

CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga)

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

Totoras - Agoyán C2, 165 MVA

* Se está usando la bahía del circuito 2 para conectar a la línea Baños - Puyo - Tena - * Normalizar la conexión del segundo circuito de la línea Totoras - Agoyán con la puesta en Faco. de Orellana servicio del patio de 138 kV de la subestación Baños

Mulaló - Pucará, 112 MVA: 88%

* Flujo egistrado por alta demanda del corredor 138 kV en condiciones de máxima * Repotenciación de la línea de transmisión Puacrá - Mulaló generación de la central Pucará

Pucará - Ambato, 77 MVA: 83%

* Demanda del corredor de 138 kV sin contar con el aporte de la central Pucará

Santa Rosa - Conocoto, 112 MVA: 94%

* Normalización de la operación de la central Pucará

* Máxima demanda del corredor de 138 kV y de la zona norte del País encontrándose * Seccionamiento de la línea de transmisión Mulaló - Vicntina a 138 kV, en la subestación fuera de servicio la central Pucará. Santa Rosa

25

Tabla 7 Restricciones operativas Zona Nororiental PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) Orellana 138 kV: 0.90 pu Orellana 69 kV: 0.93 pu

Tena 138 kV: 0.95 pu Tena 69 kV: 0.95 pu

RESTRICCIONES OPERATIVAS * Voltajes debido a condiciones de despacho de generación y demanda de CNEL Sucumbíos. Indisponibilidad de central Agoyán. Indisponibilidad de central Jivino

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO * Puesta en servicio de la central termoeléctrica Jivino de 40 MW de capacidad, a nivel de 69 kV en las instalciones de CNEL-Sucumbíos.

* Condiciones de despacho de generación y demanda de la zona. Indisponibles centrales Agoyán y San Francisco

CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES SUBESTACIONES (Nivel de carga)

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga)

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

26

Tabla 8 Restricciones operativas Zona Noroccidental PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) Esmeraldas 138 kV: 0.94 pu Esmeraldas 69 kV: 0.96 pu

Portoviejo 138 kV: 0.95 pu Portoviejo 69 kV: 0.97 pu Chone 138 kV: 0.94 pu Chone 69 kV: 0.97 pu

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

* Bajos voltajes registrados por el transformador debido a máxima carga, falta de reactivos * S/E Quinindé, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA en la zona norte del SNI y Central Térmica Esmeraldas fuera de servicio * Sistema de Transmisión Esmeraldas - Santo Domingo a 230 kV

* Condiciones de demanda y bajo aporte de reactivos de la zona

* S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA

* Voltajes mínimos en 138 kV debido a demanda máxima y falta de reactivos en la zona noroccidental

* S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA

CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES SUBESTACIONES (Nivel de carga) Santo Domingo 230/138 kV, 167MVA: 90% Santo Domingo 138/69 kV, 100 MVA: 80%

S/E Móvil, 32MVA: 86%

Chone ATQ, 60 MVA: 82%

Portoviejo AA1, 75 MVA: 90%

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

* Cargabilidad en 230/138 kV debido a condiciones de demanda máxima en CNEL-Sto. Domingo y CNEL Esmeraldas cuando se encuentra fuera de servicio la Central * Instalación de un autotransformador trifásico 167 MVA, 138/69 kV en Santo Domingo Termoesmeraldas * Debido a máxima carga registrada por el transformador

* S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA

* Cargabilidad en ATQ debido a condiciones de demanda máxima de CNEL - Manabí

* Reemplazo del transformador actual por un autotransformador trifásico de 100 MVA, 138/69 kV con ULTC

* Máxima demanda en redes de CNEL-Manabí

* S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA

CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga)

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

27

Tabla 9 Restricciones operativas Zona Sur PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) Machala 230 kV: 0.93 pu Machala 138 kV: 0.94 pu Machala 69 kV: 0.96 pu Loja 138 kV: 0.94 pu Loja 69 kV: 0.95 pu

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

* Debido a la salida de generación de Machala Power

* Montaje del primer circuito del sistema de transmisión Milagro - Machala a 230 kV

* Condiciones de demanda alta en las redes de la EE Regional Sur

* Montaje del segundo circuito de la línea Cuenca - Loja de 138 kV

CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES SUBESTACIONES (Nivel de carga) Babahoyo ATQ, 66.7 MVA: 93%

RESTRICCIONES OPERATIVAS * La salida de un generador de la Central Sibimbe en demanda máxima provoca la sobrecarga del ATQ

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO * Construcción Nueva subestaciíon Babahoyo 2x67 MVA 138/69 kV

CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga) Cuenca-Limón-Méndez-Macas operando a 69 kV

RESTRICCIONES OPERATIVAS * Cuenca-Limón-Méndez-Macas operando a 69 kV

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO • Energización a 138 kV la línea Cuenca-Limón-.Méndez-Macas mediante la construcción de subestaciones 138/13.8 kV (Responsabilidad de Hidroabanico).

28

Tabla 10 Restricciones operativas Zona Suroccidental PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos) PERFILES DE VOLTAJE (Valores críticos)

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

Salitral 138 kV: 0.95 pu Salitral 69 kV: 0.98 pu

* Bajos voltajes debido a la salida de generación térmica de la zona (Central Gonzalo Cevallos)

* Despacho de generación de la zona, para evitar posible inestabilidad de voltaje en la zona

Trinitaria 230 kV: 0.94 pu Trinitaria 138 kV: 0.96 pu

* Bajos voltajes debido a la salida de generación térmica de la zona (Central Gonzalo Cevallos)

* Despacho de generación de la zona, para evitar posible inestabilidad de voltaje en la zona

Posorja 138 kV: 0.95 pu

* Incremento de la demanda en la zona y falte de reactivos

* Sistema de Transmisión Lago de Chongón - Santa Elena

CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES SUBESTACIONES (Nivel de carga) Salitral ATQ, 150MVA: 96%

Policentro ATQ, 150 MVA: 83

Trinitaria ATQ, 150 MVA: 86 %

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

* Cargabilidad en ATQ debido a salida de central Gonzalo Cevallos

*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga

* Condiciones de demanda máxima en la zona de Guayaquil

*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga

* Máxima demanda de la Empresa Eléctrica Pública de Guayaquil

*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga

CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN LÍNEA DE TRANSMISIÓN (Nivel de carga) Pascuales - Santa Elena, 113.5 MVA: 90%

Pascuales - Salitral, 190 MVA: 91%

RESTRICCIONES OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION CORTO PLAZO

* Máxima generación de la central APR Energy 2 y Santa Elena

*Construccion del sistema de transmision Lago de Chongon - Santa Elena 138 kV

* Demanda de la zona en S/E Pascuales y Policentro con máxima generación térmica de las centrales Trinitaria, Victoria y Gonzalo Cevallos, y bajo aporte de la interconexión con Colombia

*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga

29

10.

INFORMACIÓN UTILIZADA

10.1

Proyección de Demanda y de Generación.

La información relacionada con la proyección de la demanda anual de potencia y energía y las disponibilidades de los proyectos de generación futuros, previstos implementarse en el período 2012–2021, fue remitida por el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, en el marco del desarrollo del Plan Maestro de Electrificación 2012-2021, grupo de trabajo que contó con la participación del CONELEC. En las Tablas 11 y 12 se presentan la proyección de demanda por empresa distribuidora y la información de demanda de las principales cargas especiales que están conectadas o que prevén incorporarse directamente al SNT y, el listado de los proyectos de generación considerados en la elaboración del presente PET, respectivamente. Tabla 11 Proyección de demanda SNI – Crecimiento medio DISTRIBUIDORA Ambato Azogues Centro Sur CNEL-Bolívar CNEL-El Oro CNEL-Esmeraldas CNEL-Guayas-Los Ríos CNEL-Los Ríos CNEL-Manabí CNEL-Milagro CNEL-Sta. Elena CNEL-Sto. Domingo CNEL-Sucumbíos Cotopaxi Eléctrica de Guayaquil Norte Quito Riobamba Sur

2012 98.0 16.9 154.3 15.1 128.5 86.2 248.5 66.7 243.2 109.4 77.4 80.5 44.5 59.9 780.8 90.7 692.5 56.1 55.4

2013

2014

102.5 17.1 162.1 15.6 135.1 90.3 262.3 69.8 256.7 115.1 80.6 84.3 48.4 63.2 815.5 95.2 723.3 57.8 57.7

107.0 17.5 187.9 16.2 141.7 94.5 274.3 73.0 269.4 121.1 84.0 88.1 52.4 65.5 841.4 100.1 747.9 59.5 60.0

2015 111.7 17.8 194.4 16.7 148.5 108.9 286.9 76.2 282.8 127.2 87.4 92.0 56.4 69.0 868.2 109.6 826.0 61.2 62.4

2016

2017

2018

2019

2020

2021

116.5 18.0 199.8 17.3 155.7 113.3 297.7 79.6 295.8 133.7 90.9 96.1 65.3 72.5 888.6 114.4 846.3 62.9 64.8

121.9 18.4 208.3 17.8 163.7 118.2 315.1 83.3 322.5 140.8 94.9 100.7 69.3 75.8 928.7 119.6 881.0 64.9 67.4

127.6 18.8 217.2 18.4 172.1 123.2 333.3 87.2 340.1 148.1 99.0 105.4 73.4 79.2 980.4 125.0 917.3 66.9 70.1

133.4 19.2 226.4 19.0 185.7 128.4 352.4 91.3 358.6 155.8 103.1 110.3 77.6 82.7 1,023.5 130.6 955.2 69.0 73.0

139.5 19.6 240.9 19.7 194.7 133.8 372.4 95.6 378.0 163.8 107.4 115.5 82.0 85.9 1,068.2 136.4 994.8 71.2 75.9

145.8 20.0 250.7 20.4 204.1 144.3 393.4 100.0 398.4 172.0 111.8 120.9 86.5 89.3 1,114.6 142.6 1,036.2 73.5 79.0

CARGAS ESPECIALES

REFINERÍA PACÍFICO SIDERURGICA MINERÍA CEMENTO Y BOMEO AGUA PETROLERA POTENCIA MÁXIMA NO COINCIDENTE.- S N I POTENCIA MÁXIMA COINCIDENTE EN BARRAS DE S/E DE ENTREGA DEL SNI GALÁPAGOS POTENCIA MAXIMA NO COINCIDENTE.- NACIONAL

98.4 2.5 67.0 -

20.0 116.6 99.7 67.0 -

80.0 124.7 155.0 67.0 -

100.0 135.3 155.5 67.0 -

350.0 135.4 174.5 67.0 50.0

350.0 135.4 169.5 67.0 50.0

350.0 134.4 169.5 67.0 50.0

350.0 149.8 169.5 67.0 50.0

350.0 149.8 169.5 67.0 50.0

350.0 149.8 169.5 67.0 50.0

3,272

3,556

3,828

4,061

4,506

4,684

4,874

5,082

5,282

5,490

3,174

3,449

3,713

3,939

4,371

4,544

4,727

4,929

5,123

5,325

7.4

7.6

7.8

8.0

8.3

8.5

8.7

9.0

9.2

9.4

3,280

3,564

3,836

4,069

4,514

4,693

4,882

5,091

5,291

5,499

Tabla 12 Listado de proyectos de generación Operación completa desde

Proyecto / Central

Empresa / Institución

Tipo

Potencia [MW] *

Ene-12

Trasvase Baba a Marcel Laniado

Hidrolitoral EP

Hidroeléctrico

Ene-12

Buenos Aires

Empresa Eléctrica Norte S.A.

Hidroeléctrico

Feb-12

Ocaña

Elecaustro S.A.

Mar-12 Abr-12 Jun-12

Nueva Generación Térmica Residuo Etapa 2: Jivino (45 MW) Nueva Generación Térmica Residuo Etapa 2: Santa Elena III (42 MW) Nueva Generación Térmica Residuo Etapa 2: Jaramijó (149 MW)

Energía media [GWh/año]

Factor de planta

441.0

NA

1.0

7

80%

Hidroeléctrico

26.0

203.1

89%

CELEC - EP

Termoeléctrico

45.0

295.7

75%

CELEC - EP

Termoeléctrico

42.0

275.9

75%

CELEC - EP

Termoeléctrico

149.0

978.9

75%

Hidroeléctrico

42.0

161

44%

Eólico

16.5

64.0

44%

Termoeléctrico

60.0

395.0

75%

Jun-12

Baba (U1 y U2)

Hidrolitoral EP

Ago-12

Villonaco

CELEC EP - Gensur

Oct-12

Generación Térmica Cuba I (Quinindé 20, Jama 20 y Zaruma 20 MW)

CELEC - EP

Dic-12

Isimanchi

EERSSA

Hidroeléctrico

2.25

16.8

85%

Mar-13

Generación Térmica Cuba II Guangopolo (50 MW)

CELEC - EP

Termoeléctrico

50.0

330.0

75%

Sep-13

Machala Gas 3a unidad

CELEC EP - Termogas El Oro

Termoeléctrico

65.0

456.0

80%

Sep-13

Machala Gas Ciclo Combinado

CELEC EP - Termogas El Oro

Termoeléctrico

100.0

700.0

80%

Oct-13

Chorrillos

Hidrozamora EP

Hidroeléctrico

3.96

21.0

61%

Dic-13

Victoria

EEQSA

Hidroeléctrico

10.0

63.8

73%

Ene-14

San José de Minas

San José de Minas S.A.

Hidroeléctrico

6.4

37.0

66%

Ene-14

San José del Tambo

Hidrotambo S.A.

Hidroeléctrico

8.0

50.5

72%

Ene-14

Topo

Pemaf Cía. Ltda.

Hidroeléctrico

22.8

164.0

82%

Ene-14

Mazar-Dudas

Hidroazogues S.A.

Hidroeléctrico

21.0

125.3

68%

Oct-14

Esmeraldas II

CELEC EP - Termoesmeraldas

Termoeléctrico

96.0

631.0

75%

Feb-15

Toachi - Pilatón

Hidrotoapi EP

Hidroeléctrico

253.0

1,100.0

50%

Abr-15

Paute - Sopladora

CELEC EP - Hidropaute

Hidroeléctrico

487.0

2,770.0

65%

May-15

Manduriacu

CELEC EP Enernorte

Hidroeléctrico

62.0

356.0

66%

Jul-15

Coca Codo Sinclair (U1 U2 y U3)

CocaSinclair EP

Hidroeléctrico

1,500.0

8,991.0

68%

Nov-15

Delsi Tanisagua

CELEC EP - Gensur

Hidroeléctrico

116.0

904.0

89%

Dic-15

Quijos

CELEC EP Enernorte

Hidroeléctrico

50.0

355.0

81%

Ene-16

Minas - San Francisco

CELEC EP Enerjubones

Hidroeléctrico

276.0

1,321.4

55%

Ene-17

Eólico I

CELEC EP - Renovables

Eólico

15.0

64.0

49%

Jul-17

Eólico II

CELEC EP - Renovables

Eólico

15.0

64.0

49%

Ene-19

Geotérmico I

CELEC EP - Renovables

Geotérmico

30.0

236.5

90%

3,571

21,579

69%

TOTAL

Información más detallada de la proyección de demanda en cada uno de los puntos de entrega del SNT y de los proyectos de generación se muestran en los Cuadros No 4 y 5 del presente Plan de Expansión de Transmisión.

31

10.2

Información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras

CELEC EP - TRANSELECTRIC, solicitó a todas las Empresas Eléctricas Distribuidoras del país, sus planes de expansión y la información pertinente, a efectos de actualizar el PET, sin perjuicio de la responsabilidad que les asigna el Reglamento de Libre Acceso al Sistema de Transmisión. No todas las empresas respondieron a dicha solicitud y muchas de ellas lo hicieron en forma atrasada e incompleta. Con relación a la información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras es necesario destacar: 1) Tanto las Empresas Distribuidoras como CELEC EP - TRANSELECTRIC presentan sus respectivos planes de expansión al CONELEC en el mes de marzo de cada año. 2) Bajo estas circunstancias, al solicitar CELEC EP - TRANSELECTRIC en los primeros meses del año que transcurre el plan de expansión y la información pertinente, las Empresas Distribuidoras entregan el plan que fuera presentado al CONELEC en el año inmediato anterior. 3) En consecuencia, el Plan de Expansión que presenta CELEC EP TRANSELECTRIC está basado en información de las Empresas Distribuidoras con un desfase de un año en atraso, situación que provoca descoordinación en la definición de determinadas obras, especialmente con aquellas empresas que tienen más de un punto de conexión con el SNT, como ocurre con la Empresa Eléctrica Quito, Ambato, CATEG-D, CNEL-Manabí, EMELNORTE, entre otras. 4) Con los antecedentes expuestos, urge analizar las debidas reformas a la normativa del sector, con el fin de lograr la coordinación necesaria entre los agentes, además se debe concienciar a las empresas distribuidoras el beneficio que les representa entregar la información solicitada oportunamente, a fin de que sus necesidades se vean reflejadas en el Plan de Expansión de Transmisión que se elabora cada año. Adicionalmente, es necesario señalar que algunas Empresas Distribuidoras tienen interpretaciones diversas de la normativa vigente, en cuanto a responsabilidades en el desarrollo de puntos de conexión al Sistema Nacional de Transmisión; razón por la cual es preocupación particular de CELEC EP – TRANSELECTRIC el disponer de una normativa ó regulación que defina con claridad cuando una instalación debe ser desarrollada como parte del Plan de Expansión de Transmisión ó como parte de los sistemas de subtransmisión de las Empresas Distribuidoras.

11.

COORDINACIÓN CON EL CENACE

El CENACE, como parte de la elaboración del Plan Maestro de Electrificación 20122021, a través de correo electrónico, entregó la información del plan de expansión de generación, incluyendo el listado de los proyectos y despachos energéticos de las 32

unidades de generación para el período de estudio, los mismos que fueron tomados como base para considerar los despachos de las unidades de generación para cada uno de los años analizados. Adicionalmente, de la página web del CENACE se obtuvo información de los Costos Variables de generación vigentes para el mes de octubre de 2011. Cabe indicar que, el análisis del diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, en el cual se incluyen las obras de expansión que se encuentran en ejecución y que permitirán eliminar las restricciones operativas de cada una de las zonas operativas del SNT, señaladas anteriormente, fueron desarrolladas conjuntamente entre CELEC EP TRANSELECTRIC y el CENACE, así como la formulación de los proyectos de expansión del SNT.

12.

PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN MARCHA

A continuación se presenta un resumen de los proyectos de expansión del SNT que actualmente están en ejecución, y que para su conclusión requieren la asignación de los recursos económicos correspondientes, conforme con lo establecido en los Mandatos Constituyentes No. 9 y 15. Los Gráficos 8 al 12 presentan los diagramas unifilares de cada una de las zonas operativas del SNT, considerando las obras de expansión que actualmente se encuentran en ejecución.

33

Gráfico 8 Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Norte PASTO 230 kV

13

46 km

km

138 kV 46 kV

IPIALES 138 kV

25 MVAR

COLOMBIA

POMASQUI EEQ

3k

EMAP RECUPERADORA

138 kV

13 7

12

S/E 19

S. ALEGRE 46 kV

115 kV 50 MVA

250 MW

8 km

100 MVA

m

100 MVA

3 km

230 kV

23 kV

300 MVA

G. EMELNORTE

POMASQUI

25 km

138 kV

ECOLUZ

NAYÓN

CUMBAYÁ

20

48 MVA

100 MVA

74.5 km

69 kV 138 kV

67 MVA

11

0.7 km

138 kV

SANTA ROSA 230 kV

74 km

15.5 km

375 MVA

375 MVA

138 kV

VICENTINA

138 kV 2X10 MVAR

3 MVAR

G. EMELNORTE

46 kV

7 km

75 MVA

33 MVA

km

138 kV

46 kV 75 MVA

27 MVAR

TG3

27 MVAR

TG2

69 kV

TULCÁN

23 kV

138 kV

27 MVAR

SANTA ROSA

GUANGOPOLO

G. HERNÁNDEZ

23 kV

TG1

S/E 18 GUANGOPOLO

E. ESPEJO

13

138 kV

7 km

138 kV EL CARMEN

138 kV

60 km

13

300 MVA

138 kV 8 km

230 kV

17.5 km

138 kV

3 km

INGA

250 MW

75 km

18 km 8.5 km

40 MVA

6 MVAR

67 MVA

6 MVAR

34.5 kV

69 kV

138 kV

138 kV 67 MVA

67 MVA

23 kV

35 km

13

CONOCOTO

IBARRA

MULALÓ 69 kV

PUCARÁ .7 27

138 kV

km

G. ELEPCO Hacia S/E Santo Domingo

7 km U1

U2

138 kV

PUCARÁ 110 km

13

75 MVA

44 MVA

AMBATO 69 kV

69 kV 100 MVA

138 kV

Hacia S/E Baños

10 MVAR

100 MVA

TOTORAS 230 kV

230 kV U1

S. FRANCISCO U2

42 km .9 42 km

230 kV

GUARANDA 69 kV

Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV

Generación Hidraúlica Elementos que no pertenecen al SNT Elementos en construcción que pertenecerán al SNT 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)

12

Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E

69 kV

Hacia S/E Molino

Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica

30 km

RIOBAMBA

200 km

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV

10 MVAR

157.3 km

100 MVA

Gráfico 9 Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Nororiental

138 kV 33 MVA

F. DE ORELLANA

1 40

km

69 kV

G. COCA

69 kV

138 kV

66 .1 k

m

33 MVA

TENA 69 kV

138 kV 33 MVA

BAÑOS

69 kV

138 kV

13

km 49

12

69 kV

PUYO

33 MVA

30 km

3 km

Hacia S/E Totoras

138 kV

U1

U2

AGOYÁN

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica Generación Hidraúlica Elementos que no pertenecen al SNT Elementos en construcción que pertenecerán al SNT 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)

12

Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s

35

Gráfico 10 Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Noroccidental

TERMOESMERALDAS

2X12 MVAR

U1

69 kV 75 MVA

75 MVA

ESMERALDAS

LA ESPERANZA U1

138 kV

U2

154.8 km 69 kV

2.5 km

70.8 km

13

60 MVA

CHONE

13

.2

13

138 kV

QUININDÉ

167 MVA

10 MVAR

167 MVA

12

69 kV

138 kV

30

167 MVA

138 kV

69 kV 100 MVA

100 MVA

84 km

STO. DOMINGO 230 kV

DAULE-PERIPA

km

U1

U2

U2 Hacia S/E Santa Rosa

63.2 km

SEVERINO 69 kV

DAULE-PERIPA 13.7 km

138 kV

U1

U2

104 km

RÍO CALOPE

43 .2

km

km

69 kV

91 .2

69 kV 168 MVA

138 kV 110 km

QUEVEDO

225 MVA

27 km

10 MVAR

230 kV

S. GREGORIO 138 kV

7 km

12

138 kV 12

167 MVA

230 kV

JARAMIJÓ

100 MVA

7.3

km

MONTECRISTI 69 kV

138 kV

PORTOVIEJO

75 MVA

75 MVA

69 kV

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV

3X12 MVAR

Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV

Generación Hidraúlica Elementos que no pertenecen al SNT

U1

POZA HONDA

Hacia S/E Pascuales

Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica

Elementos en construcción que pertenecerán al SNT 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)

12

Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s

36

120.7 km

Hacia S/E Riobamba

Hacia S/E Pascuales

Hacia S/E Totoras

Gráfico 11 Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Sur

15 km

PAUTE C U6

U7

U8

U9

U10

Hacia S/E Dos Cerritos (1C) & Pascuales (2C)

ZHORAY

230 kV 18 MVAR

230 kV

230 kV 2 km

225 MVA

MILAGRO

10 MVAR

375 MVA

2 km

167 MVA

10 MVAR

375 MVA

MOLINO

69 kV

138 kV

12

138 kV

54 km U1 U1

Hacia S/E Esclusas

U2

U2

U3

U4

U5

PAUTE AB

MAZAR

INGENIOS 52

47.3 km

67 km

km

12

5k 13

LIMÓN

MÉNDEZ

m

138 kV 67 MVA

67 MVA

12

12

.7 112

BABAHOYO

GUALACEO

69 kV

km

138 kV

230 kV 69 kV

SININCAY

167 MVA

CUENCA

138 kV

100 MVA

MACAS

69 kV

69 kV

69 kV

12

U1

U2

13

SIBIMBE

HIDROABANICO

134.2 km

ELECAUSTRO 138 kV 11.2 km

10 km

YANACOCHA 138 kV

21 km

138 kV

13

138 kV

CELEC GAS MACHALA

LOJA 69 kV

138 kV 100 MVA

100 MVA

2X6 MVAR

230 kV 167 MVA

69 kV

69 kV

12 MVAR

MACHALA

5 km

GAS PASCUALES

67 MVA

U1

54 km

U2

138 kV

VILLONACO 13

55 km

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV

33 MVA

CUMBARATZA 69 kV

Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV VILLONACO

Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica Generación Hidraúlica Elementos que no pertenecen al SNT Elementos en construcción que pertenecerán al SNT 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)

12

Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s

ZORRITOS 230 kV 52 km

PERÚ

37

Gráfico 12 Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Suroccidental Hacia S/E Quevedo

Hacia S/E Molino

9.9 km

Hacia S/E Milagro

12

230 kV 2X10 MVAR

375 MVA

LAGO DE CHONGÓN

CELEC

375 MVA

138 kV

13

224 MVA

24.2 km

224 MVA

11

69 kV

2X12 MVAR

15.5 km

69 kV

2X12 MVAR

67 MVA

2 km

SANTA ELENA

2X12 MVAR

69 kV

138 kV

U1

PASCUALES

150 MVA

12 MVAR

.4 70

230 kV

POLICENTRO

225 MVA

2X6 MVAR

km

69 kV

69 kV

NUEVA PROSPERINA

225 MVA

138 kV INTERVISA TRADE

17.4 km

6 km

12 MVAR

28.3 km

138 kV

POSORJA 138 kV

69 kV

138 kV 12

100 MVA

69 kV

225 MVA

ESCLUSAS 230 kV

ELECTROQUIL-2 U1

U3

CARAGUAY

69 kV

CELEC

33 MVA

DOS CERRITOS

12

2X30 MVAR

138 kV 67 MVA

10.5 km

138 kV

81 km

230 kV 167 MVA

PASCUALES

U2

14

54 km

U4

7.35 km

ELECTROQUIL-3 12 km

HOLCIM

KEPPEL

12

Hacia S/E Milagro

11 km 138 kV 150 MVA

150 MVA

SALITRAL

230 kV 225 MVA

69 kV

TRINITARIA 138 kV

69 kV

150 MVA

69 kV

69 kV

TRINITARIA TV2

TV3

TV4

GONZALO CEVALLOS TV1

TG1

TG2

TG3

TG4

ANÍBAL SANTOS

TG5

U1

U2

ÁLVARO TINAJERO

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV y 34.5 kV Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica Generación Hidraúlica Elementos que no pertenecen al SNT Elementos en construcción que pertenecerán al SNT 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012)

12

Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s

38

12.1

Financiamiento proveniente del Mandato No. 9

La Tabla 13 muestra el listado del proyecto de expansión que se encuentran en ejecución, con la descripción del objetivo de la obra y la fecha estimada de ingreso en operación al SNT, cuyo financiamiento forma parte del Mandato Constituyente No 9. Tabla 13 Proyectos en marcha – Financiamiento Mandato No. 9

PROYECTO

OBJETIVO

INGRESO EN OPERACIÓN

Evacuar en las mejores condiciones técnicas y económicas la generación de las centrales Mazar, Sistema de Transmisión Milagro - Las Gas Machala y Minas San Francisco, hacia el principal Septiembre 2012 Esclusas 230kV centro de carga del país (Guayaquil), garantizando la operación segura del S.N.I.

A continuación se presenta de manera detallada el alcance de este proyecto: - Sistema de Transmisión Milagro-Las Esclusas, 230 kV. Con la finalidad de evacuar hacia el principal centro de carga del país, en las mejores condiciones técnicas y económicas, la generación producida por los proyectos hidroeléctricos Paute y Mazar y, aquella que pueda desarrollarse en la zona de Machala (proyecto Minas San Francisco-La Unión), se ha definido como mejor opción, la construcción de una línea de transmisión entre las subestaciones Milagro y Las Esclusas de 230 kV. Este sistema de transmisión, a la vez, permitirá que el S.N.I. esté en capacidad de superar contingencias en cualquiera de las líneas de transmisión Milagro-Pascuales y Milagro-Dos Cerritos-Pascuales, al eliminar posibles sobrecargas en estos enlaces del SNT. La ejecución de este proyecto contempla las siguientes obras: - Subestación Las Esclusas, 230/138 kV. . Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/138 kV. . Cuatro bahías de línea de 230 kV (más una de TERMOGUAYAS). . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Dos bahías de línea de 138 kV (más una de Intervisa Trade y una de Ulysseas). . Una bahía de transformador de 138 kV. . Una bahía de transferencia de 138 kV. - Línea de transmisión Milagro – Las Esclusas, 230 kV, 54 km, doble circuito, dos conductores por fase, calibre 750 ACAR. - Subestación Milagro, ampliación de dos bahías de línea de 230 kV.

39

Al momento está en reproceso la construcción de las obras civiles y el montaje electromecánico de la subestación Las Esclusas, la misma que además permitirá alimentar a la subestación Caraguay de 138/69 kV, la conexión de las barcazas de generación ubicadas en el río Guayas, así como la conexión de la línea Milagro – Las Esclusas, formando con ello un anillo de 230 kV alrededor de la ciudad de Guayaquil. La fecha de entrada en operación de este proyecto, está prevista para el tercer trimestre del año 2012. 12.2

Financiamiento proveniente del Mandato No. 15

En las Tablas 14 a 19, se presentan los proyectos de expansión del SNT distribuidos por zonas de ejecución y con incidencia de manera global en el SNT, incluyendo la descripción del objetivo de la obra y la fecha estimada de su ingreso en operación. Tabla 14 Proyectos en marcha Zona Norte – Mandato No 15 OBJETIVO

INGRESO EN OPERACIÓN

S/E Pomasqui, instalación reactor 25 MVAR 230 kV

Controlar los perfiles de voltaje en la zona norte del SNI, en casos de bajos intercambios de potencia con el sistema colombiano

Enero 2012

Sistema de Transmisión Santa Rosa - Pomasqui II, 230 kV

Incrementar los niveles de confiabilidad para la zona norte del SNI y de la EE Quito; y, de los intercambios de energía con el sistema colombiano.

Julio 2013

S/E Ambato, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV

Atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica de las provincias: Cotopaxi y Tungurahua.

Marzo 2013

S/E Mulaló, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV

Atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica de la provincia del Cotopaxi.

Marzo 2013

S/E El Inga, 230/138 kV

Entregar un nuevo punto de alimentación desde el SNT a la E.E. Quito, para abastecer los requerimientos del nuevo Aeropuerto de Quito y los de la zona nor-oriental de la provincia de Pichincha, así como, permitir la conexión al S.N.I. de las futuras centrales hidroeléctricas Coca Codo Sinclair y Quijos.

Junio 2013

PROYECTO

Tabla 15 Proyectos en marcha Zona Nororiental – Mandato No 15 PROYECTO

Sistema de transmisión Nororiente 138 kV; patio de 138 kV

OBJETIVO

INGRESO EN OPERACIÓN

Normalizar el segundo circuito de la L/T Totoras Agoyán 138 kV, para incrementar las condiciones de confiabilidad y seguridad de las centrales de gneración Agoyán y San Francisco

Febrero 2012

40

Tabla 16 Proyectos en marcha Zona Noroccidental – Mandato No 15 OBJETIVO

INGRESO EN OPERACIÓN

S/E Quinindé 138/69 kV

Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica de la zona de Quinindé, incluyendo carga actualmente autoabastecida del sector agro-industrial de la referida zona.

Junio 2013

S/E Chone, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV

Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica de la zona norte de la provincia de Manabí

Marzo 2013

S/E Santo Domingo, ampliación capacidad de transformación 138/69 Atender el crecimiento de la demanda de la provincia de kV Santo Domingo de los Tsáchilas

Marzo 2013

PROYECTO

Garantizar el suministro de energía de las zonas de S/E Santo Domingo, ampliación capacidad de transformación 230/138 Santo Domingo y Esmeraldas, eliminando sobrecargas Diciembre 2012 kV en caso de indisponibilidad de la Central Térmica Esmeraldas. Sistema de Transmisión Quevedo - Portoviejo (San Gregorio) 138/69 Atender el crecimiento de la demanda de la zona de kV. Manta mejorando las condiciones de servicio.

Junio 2012

Tabla 17 Proyectos en marcha Zona Sur – Mandato No 15 OBJETIVO

INGRESO EN OPERACIÓN

Ampliación S/E Cuenca 69 kV, 1 bahía de línea (EE Azogues)

Cubrir el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área de concesión de la E. E. Azogues.

Diciembre 2014

S/E Babahoyo, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV

Garantizar el suministro de energía eléctrica al área de concesión de CNEL - LOS RIOS, eliminando restricciones operativas por la actual configuración de la subestación.

Diciembre 2012

Sistema de Transmisión Milagro - Machala 230 kV

Garantizar el suministro de energía eléctrica a la provincia de El Oro; e incorporar al S.N.I. la producción de centrales de generación previstas desarrollarse en la zona.

Agosto 2012

Sistema de Transmisión Cuenca - Loja 138 kV

Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica actual y futura de las zonas de Loja y Cumbaratza.

Marzo 2013

Sistema de Transmisión Loja - Cumbaratza 138 kV

Atender el crecimiento de la demanda de la provincia Zamora Chinchipe (sectores Zamora, Nambija, El Pangui, Gualaquiza, etc.)

Junio 2013

Sistema de Transmisión Plan de Milagro - Macas 138 kV

Disminuir las pérdidas de potencia y energía en la zona.

Diciembre 2012

PROYECTO

41

Tabla 18 Proyectos en marcha Zona Suroccidental – Mandato No 15 OBJETIVO

INGRESO EN OPERACIÓN

Sistema de Transmisión Lago de Chongón - Santa Elena, 138 kV

Brindar mayor seguridad y confiabilidad de servicio a la Península de Santa Elena.

Julio 2013

S/E Dos Cerritos, compensación capacitiva a nivel de 69 kV

Mejorar los perfiles de voltaje en la zona.

Julio 2012

PROYECTO

Tabla 19 Proyectos en marcha Global SNT – Mandato No 15 OBJETIVO

INGRESO EN OPERACIÓN

Bahías de emergencia, a 230 kV, 138 kV y 69 kV

Garantizar la operación de las instalaciones del SNT en caso de emergencia y permitir la conexión temporal de nueva generación y/o demanda al sistema.

Diciembre 2012

Reserva de Subestaciones ( Subestación Móvil 138/69 kV)

Asegurar la continuidad en el suministro del servicio de energía eléctrica del país, en caso de mantenimiento o falla de un transformador de 138/69 kV.

Abril 2013

PROYECTO

A continuación se presenta de manera detallada el alcance de cada uno de los proyectos en marcha, que cuentan como fuente de financiamiento lo establecido en el Mandato Constituyente No 15. 12.2.1

Proyectos Zona Norte

- Subestación Pomasqui, instalación de un reactor 25 MVAR a 230 kV Como parte del proyecto de la segunda interconexión de 230 kV entre las subestaciones Pomasqui y Jamondino de Ecuador y Colombia, está considerada la instalación de un reactor de 25 MVAR en la subestación Pomasqui a nivel de 230 kV, que permitirá una mejor operatividad de la interconexión, especialmente en horas de mínima demanda. - Sistema de Transmisión Santa Rosa – Pomasqui II, 230 kV Con la finalidad de completar la configuración definitiva del sistema de transmisión asociado a la segunda interconexión con Colombia a nivel de 230 kV, se requiere la construcción de la línea de transmisión Santa Rosa-Pomasqui II de 230 kV, de 67 km, en haz de conductores 2x750 ACAR. Se ha estimado conveniente que el recorrido de esta línea se lo realice con el sector oriental de la ciudad de Quito, lo que permitirá que en el sector de El Inga se pueda disponer de un nuevo punto de alimentación a la ciudad de Quito. - Subestación Ambato, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV De acuerdo con la actualización de la proyección de la demanda de energía eléctrica, se requiere ampliar la capacidad de transformación de esta subestación, a fin de atender el crecimiento de la demanda de las Empresas Eléctricas Ambato y Cotopaxi. 42

En vista de que el transformador de 138/69 kV 33/44 MVA de capacidad, actualmente instalado en la subestación Ambato, cuenta con más de 35 años de operación y con el objeto de garantizar el abastecimiento de la demanda de la zona del centro del país en el mediano y largo plazo, se ha previsto la instalación de un nuevo transformador 138/69 kV de 45/60/75 MVA de capacidad, con sus respectivas bahías de alta y baja tensión, en lugar de realizar la instalación de un segundo transformador con capacidad similar al actual transformador. - Subestación Mulaló, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área de concesión de la Empresa Eléctrica Cotopaxi se ha programado la entrada en operación de un segundo autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con OLTC con las correspondientes bahías de alta y baja tensión en esta subestación. La subestación Mulaló cuenta actualmente con una sola bahía de 69 kV, por lo que se requiere adquirir una bahía adicional de transformador y la de transferencia para completar el esquema de barra principal y transferencia; e incluir dos bahías de línea de 69 kV para uso de la empresa distribuidora. - Subestación El Inga 230/138 kV De acuerdo con la revisión de los estudios realizados por la Empresa Eléctrica Quito, se establece que el sistema de subtransmisión de esta empresa distribuidora se encuentra saturado a nivel de 46 y 23 kV, razón por la cual la empresa ha previsto la construcción de un nuevo sistema a nivel 138 kV, con la finalidad de descargar al sistema de subtransmisión actual y cubrir el crecimiento de la demanda de la distribuidora. Esto evidencia la necesidad de crear un nuevo punto de entrega desde el SNT, en el sector de El Inga, con la puesta en operación de una subestación 230/138 kV y 180/240/300 MVA de capacidad, cuya alimentación de esta subestación desde el SNT será a través del seccionamiento de la línea Santa Rosa - Pomasqui II, y permitirá cubrir la demanda de energía eléctrica del nuevo aeropuerto de la ciudad de Quito y de las subestaciones Tababela, El Quinche, Baeza y Alangasí, ubicadas en el nororiente de la ciudad. Además, la subestación El Inga podrá ser el punto de conexión del proyecto de generación Quijos de una capacidad de 50 MW. Cabe indicar que se adquirió un terreno de alrededor de 17 Ha. que permitirá la implantación, en el mediano plazo, de un patio de 500 kV y transformación 500/230 kV, asociado al proyecto de generación Coca Codo Sinclair de 1500 MW de capacidad. Finalmente, es importante mencionar que esta subestación permitirá desarrollar un nuevo sistema de transmisión hacia Sucumbíos a nivel de 230 kV, para mejorar las condiciones de suministro de electricidad en la zona nororiental del país.

43

12.2.2

Proyectos Zona Nororiental

- Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV. La etapa final de este sistema de transmisión, que permite mejorar las condiciones de suministro de energía eléctrica a la zona nororiental del país, consiste en construir una subestación ubicada en las cercanías de Agoyán, para seccionar los dos circuitos de la línea Agoyán-Totoras y desde ésta partir hacia el Puyo mediante la línea de 138 kV, que se encuentra actualmente en operación. La entrada en operación, en una primera etapa del patio de 138 kV de esta subestación, permitirá normalizar la operación del segundo circuito de la línea de transmisión Totoras Agoyán de 138 kV, y evitar la salida de las centrales de generación Agoyán y San Francisco, ante la salida de este único enlace entre estas subestaciones; y, en una segunda etapa prevista para el primer trimestre del año 2013, se realizará la instalación de un transformador de 20/27/33 MVA de capacidad, para satisfacer los requerimientos de la demanda de Baños y de Pelileo. Debido a la falta de recursos en el sector, se ha reprogramado para el segundo trimestre del año 2011 el ingreso en operación del patio de 138 kV de la subestación; mientras que, la instalación del transformador ha sido postergada, ya que el transformador de la subestación Ibarra 138/69 kV de 33 MVA de capacidad que inicialmente iba a ser instalado en la subestación Baños, fue reubicado en la subestación Francisco de Orellana, en el mes de noviembre de 2010, en vista de que en el transformador de esta subestación se registraron problemas en el cambiador automático del tap bajo carga, aspecto que imposibilita mejorar los perfiles de voltaje en la zona de Orellana, especialmente en casos en que no se cuenta con la generación interna de CNEL-Sucumbíos. La fecha de entrada en operación del transformador de la subestación Baños está prevista para el primer trimestre del año 2013, una vez que CELEC EP – TRANSELECTRIC realice la compra del nuevo transformador 138/69 kV de 67 MVA para la subestación Francisco de Orellana. 12.2.3

Proyectos Zona Noroccidental

- Subestación Quinindé 138/69 kV Debido al desarrollo agro-industrial que se ha presentado en la zona de Quinindé y la saturación del alimentador de 69 kV, a través del cual se abastece desde la subestación Esmeraldas, es necesario contar con un nuevo punto de entrega de energía desde el SNT para esta zona de la provincia de Esmeraldas, a fin de mejorar la calidad del servicio y brindar la suficiente capacidad de energía para satisfacer la demanda que ha permanecido represada en los últimos años. Cabe indicar que esta nueva subestación permitirá descargar los transformadores de 138/69 kV de la subestación Esmeraldas. La alimentación de esta nueva subestación, se realizará a través del seccionamiento de uno de los circuitos de la línea Santo Domingo-Esmeraldas de 138 kV, aproximadamente a 84 km de Santo Domingo. 44

Es importante señalar que como parte de la adquisición del suministro de esta subestación, se ha previsto la compra de un transformador 138/69 kV de 100 MVA, sin embargo, a fin de optimizar las inversiones del SNT, este transformador será instalado en la subestación Chone en remplazo del transformador 138/69 kV de 60 MVA de capacidad, el cual a su vez sería reubicado en la subestación Quinindé. - Subestación Chone, ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV La ampliación de la capacidad de transformación en esta subestación, permitirá satisfacer el crecimiento de los requerimientos energéticos de la zona norte de la provincia de Manabí, mediante la instalación de un autotransformador trifásico, 60/80/100 MVA, 138/69 kV, con ULTC, en reemplazo del actual transformador de 60 MVA, el cual a su vez será reubicado en la nueva subestación Quinindé que está en construcción por CELEC EP TRANSELECTRIC. - Subestación Santo Domingo ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV Comprende la instalación de un autotransformador trifásico de 100/134/167 MVA, 138/69 kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión, proyecto que permitirá atender el crecimiento de la demanda de la Empresa Eléctrica Santo Domingo. - Subestación Santo Domingo ampliación de capacidad de transformación 230/138kV Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos, 3x33/44/55 MVA, 230/138 kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión, obra que permitirá atender el crecimiento de la demanda de Santo Domingo y Esmeraldas, cubriendo especialmente las necesidades de estas dos zonas del país cuando se encuentra fuera de operación la Central Térmica Esmeraldas. - Sistema de transmisión Quevedo – Portoviejo, 230 kV Como parte de este sistema de transmisión, que permitirá mejorar las condiciones de calidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica a la provincia de Manabí, al momento han ingresado en operación las siguientes obras: - Dos circuitos de la línea de transmisión Quevedo–Portoviejo (San Gregorio), 230 kV, 115 km, encuellados en sus extremos. - Subestación San Gregorio 230/138 kV, 225 MVA de capacidad. - La ampliación de una bahía de 138 kV en la S/E Portoviejo y la entrada en operación de la línea Portoviejo-Manta a 138 kV, de propiedad de CNEL-Manabí, permitiendo con ello la energización de manera temporal de la S/E Móvil 138/69 kV de 32 MVA, ubicada junto a la subestación Manta 2 de la empresa distribuidora. - Un tercer banco de capacitores de 12 MVAR en la subestación Portoviejo.

45

De manera complementaria, este sistema considera la construcción de una subestación en la zona de Montecristi y su alimentación desde la subestación San Gregorio, mediante el seccionamiento de la línea San Gregorio-Manta de 138 kV, en el sector de La Victoria ubicada a 7 km al nororiente de Manta; el detalle de las obras requeridas es el siguiente: - Subestación Montecristi 138 /69 kV: . Un transformador trifásico 138/69 kV, 60/80/100 MVA. . Una bahía de línea de 138 kV. . Tres bahías de línea de 69 kV. . Una bahía de transformador de 69 kV. . Una bahía de transferencia de 69 kV. - Línea de transmisión Portoviejo - San Gregorio - La Victoria, 138 kV, 27 km, un circuito (adquisición de un tramo de la línea de propiedad de CNEL-Manabí). - Línea de transmisión La Victoria - Montecristi, 138 kV, 7 km de longitud, en estructuras doble circuito. Al momento está en construcción de la línea y la subestación. La fecha de entrada en operación de la subestación Montecristi está prevista para el segundo trimestre del año 2012. 12.2.4

Proyectos Zona Sur

- Ampliación subestación Cuenca 69 kV, 1 bahía de línea (E.E. Azogues) Con la finalidad de dotar de un punto de conexión a la Empresa Eléctrica Azogues S.A. desde las instalaciones del SNT, se tiene previsto la implementación de una bahía de línea de 69 kV en la subestación Cuenca. - Subestación Babahoyo, ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV Para garantizar el abastecimiento del crecimiento de la demanda de la zona sur de la provincia de Los Ríos, especialmente en los casos en que no se cuente con la generación de la central hidroeléctrica Sibimbe, está en proceso la construcción de una nueva subestación en la zona de Babahoyo. Actualmente, la subestación Babahoyo 138/69 kV de 66 MVA de capacidad, cuenta con una sola bahía, tanto a nivel de 138 kV como de 69 kV, y está construida en terrenos de propiedad de CNEL-Los Ríos junto a la subestación Chorrera de esta empresa distribuidora, terrenos que son propensos de inundaciones como ocurrió en inviernos anteriores, en los cuales estuvo a punto de sacar de servicio toda la subestación, razón por la cual, CELEC EP - TRANSELECTRIC decidió realizar la construcción de una nueva subestación en un sector cercano a la ex central de generación Centro Industrial, en la cual se realizará la instalación de un transformador trifásico 138/69 kV, 40/53/66.7 MVA, de acuerdo con el siguiente detalle: -

Subestación Babahoyo 138 /69 kV 46

. . . . . . .

Un transformador trifásico 138/69 kV, 40/53/66.7 MVA. Una bahía de línea de 138 kV. Dos bahías de transformador de 138 kV. Una bahía de transferencia de 138 kV Una bahía de línea de 69 kV (Una bahía actualmente está operativa). Dos bahías de transformador de 69 kV. Una bahía de transferencia de 69 kV.

Una vez que se concluya con la construcción de la nueva subestación, se procederá con la reubicación del transformador 138/69 kV de 66.7 MVA, el mismo que actualmente está en operación junto a la subestación Chorrera, así como la bahía de línea de 69 kV mediante la cual al momento se abastece la demanda de la distribuidora, en la nueva subestación Babahoyo. - Sistema de transmisión Milagro – Machala, 230 kV. Mediante este sistema de transmisión se garantiza el suministro de energía eléctrica a la provincia de El Oro con una eventual exportación de energía al Perú; obra que se complementará a futuro con una línea de transmisión Milagro - Las Esclusas - Trinitaria. Este proyecto está conformado por las siguientes obras: - Ampliación de la subestación Milagro: una bahía de línea de 230 kV (obra que concluyó su ejecución a finales del año 2008). - Ampliación de la subestación Machala: dos bahías de línea, una bahía de acoplamiento y una bahía de transformador, que permitirán completar el esquema de doble barra principal de 230 kV, obra que fue concluida en el mes de noviembre de 2009. -

Línea de transmisión Milagro-San Idelfonso-Machala, 230 kV, 135 km, dos conductores por fase, 750 ACAR, en estructuras de doble circuito con el montaje inicial de un circuito.

Adicionalmente, el desarrollo de este sistema permitirá la incorporación al SNI de la producción de proyectos de generación hidroeléctrica de los proyectos Minas – San Francisco y, de generación a gas natural con el traslado de las unidades desde Pascuales y Manta con una capacidad de 140 MW, así como de la generación de gas y ciclo combinado que están implementándose en la zona de Bajo Alto. Respecto al avance de la línea de transmisión, se debe señalar que se concluyeron casi en su totalidad los trabajos de obras civiles, y está en ejecución el montaje electromecánico y tendido de conductores de la línea de transmisión. La fecha de entrada en operación está prevista para el tercer trimestre del año 2012.

47

- Sistema de transmisión Cuenca – Loja, 138 kV. Actualmente, para mejorar los perfiles de voltaje en la subestación Loja se cuenta con la operación de un banco de capacitores de 12 MVAR a nivel de 69 kV; este equipamiento constituye una solución parcial, por lo que, para mejorar la calidad y confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en esta zona, se requiere la construcción de las siguientes obras: -

Línea de transmisión Cuenca–Loja, 138 kV, 135 km, montaje del segundo circuito.

-

Subestación Cuenca, ampliación: . Una bahía de línea de 138 kV.

-

Subestación Loja, ampliación (completar esquema de barras de 138 kV): . Una bahía de línea de 138 kV. . Una bahía de transformador de 138 kV.

Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2013. - Sistema de transmisión Loja – Cumbaratza, 138 kV. De acuerdo con la revisión de los estudios de expansión del sistema de subtransmisión de la Empresa Eléctrica Regional Sur, se observa que la línea Loja-Cumbaratza de 138 kV de propiedad de CELEC EP - TRANSELECTRIC, que actualmente opera a 69 kV, a través de la cual se atiende a la provincia oriental de Zamora Chinchipe (cantones: Zamora, Nambija, El Pangui, Gualaquiza, etc.) requiere cambiar su operación a su voltaje de diseño, a partir del año 2012, ya que no es posible brindar un adecuado perfil de voltaje, a pesar de la instalación de capacitores. Con la finalidad de dar solución a la prohibición del Municipio de Loja de cruzar sobre el parque Jipiro de esa ciudad con la línea de transmisión de 138 kV hacia Cumbaratza, se ha previsto la construcción de un tramo de línea de 138 kV, doble circuito, desde el sector de Motupe (ubicado a 6 km al norte de la subestación Loja) hasta la zona de Yanacocha, sitio en el cual se efectuará la construcción de una subestación de seccionamiento de 138 kV y desde la cual se alimentará a la provincia de Zamora Chinchipe. Por lo expuesto, se requiere la puesta en operación de las siguientes obras: -

-

Línea de transmisión Motupe – Yanacocha 138 kV, doble circuito, 10 km, 750 ACAR. Subestación Yanacocha: . Tres bahías de línea de 138 kV. . Una bahía de transferencia de 138 kV. Subestación Cumbaratza: . Transformador trifásico de 20/27/33 MVA, 138/69 kV. . Una bahía de línea de 138 kV. . Una bahía de transformador de 138 kV. . Una bahía de transferencia de 138 kV. 48

. Dos bahías de línea de 69 kV. . Una bahía de transformador de 69 kV. . Una bahía de transferencia de 69 kV. Fecha de ingreso en operación: Segundo trimestre del año 2013. Cabe indicar que, esta fecha difiere de la planteada por la empresa distribuidora, debido a la falta de recursos económicos en el sector eléctrico, lo que ha obligado a buscar fuentes de financiamiento externas para la ejecución de este sistema de transmisión. - Sistema de transmisión Plan de Milagro - Macas 138 kV Actualmente, el sistema Cuenca-Plan de Milagro-Macas opera a nivel de 69kV, como parte del sistema de subtransmisión de la empresa Centrosur, registrando un nivel de pérdidas de potencia importante, alrededor de 7 MW, debido a que en su extremo se cuenta con la operación de la central hidroeléctrica Abanico de 37.5 MW de capacidad. Con la finalidad de aprovechar de mejor manera la generación de la central Abanico conectada en Macas, se ha determinado la necesidad de operar el sistema Cuenca – Plan de Milagro – Macas a nivel de 138 kV integrado al Sistema Nacional de Transmisión, con lo cual se reducirá en aproximadamente 5 MW las pérdidas de potencia en el sistema. 12.2.5

Proyectos Zona Suroccidental

- Sistema de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, 138 kV. La mejor alternativa para la expansión del sistema de transmisión hacia Santa Elena es mediante la construcción de una línea de transmisión desde una subestación de seccionamiento ubicada cerca al embalse Chongón de CEDEGE, a la altura del sitio donde se deriva la línea Pascuales-Posorja hacia Electroquil. Este sistema permitirá dar mayor seguridad y confiabilidad en el servicio de energía eléctrica a la Península de Santa Elena con mejores perfiles de tensión. Es importante señalar que, debido a la dificultad en la obtención de los derechos de paso y la imposición de fajas de servidumbre que actualmente ha evidenciado CELEC EP – TRANSELECTRIC, situación que será más crítica en el futuro, se ha previsto la construcción de la línea de transmisión aislada a 230 kV para ser operada a 138 kV. El equipamiento requerido es el siguiente: -

Subestación Santa Elena, ampliación: . Una bahía de línea de 138 kV.

-

Subestación de seccionamiento Lago de Chongón: . Seis bahías de línea de 138 kV. . Una bahía de transferencia de 138 kV.

-

Línea de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, de 81 km de longitud, diseñada para 230 kV, que operará inicialmente a 138 kV con un solo circuito.

49

Al momento, se cuenta con el equipamiento para las subestaciones Santa Elena y Lago de Chongón, sin embargo, debido a que CELEC EP instaló de generación termoeléctrica con una capacidad de 90 MW y está en proceso la instalación de 40 MW de generación adicional, esta obra ha sido reprogramada para el tercer trimestre del año 2013. Adicionalmente, en virtud del crecimiento poblacional y las actuales invasiones que se identifican en los alrededores del sitio de la subestación Nueva Prosperina y a lo largo de la vía a la costa, a futuro se podría implementar transformación en la subestación Lago de Chongón para el suministro de energía a esta zona de Guayaquil. - Modernización de la subestación Pascuales. La aplicación de la Regulación CONELEC 003/08 tiene implicaciones directas en el equipamiento de los sistemas de protección, control y medición del SNT, por lo cual se está implementando la modernización de la subestación Pascuales, con el cambio de los sistemas de protección, control y medición y de equipo primario. Adicionalmente, como parte de este proceso se contempla la instalación de una bahía de transformador de 230 kV, la cual será utilizada por el banco de autotransformadores 230/138 kV- ATT de la subestación Pascuales, con lo cual se liberará la bahía de la línea de transmisión Pascuales-Trinitaria de 230 kV, para poder reintegrarla al SNT, sin embargo, hasta que no se cuente con la operación de la subestación Las Esclusas 230/138 kV, solamente se podrá utilizar este circuito como fuente de compensación capacitiva. Al momento, está en ejecución el cambio al nuevo sistema de control y protección de la subestación, cuyos trabajos se prevén culminarlos en el tercer trimestre del año 2012. - Subestación Dos Cerritos, compensación capacitiva. La instalación de dos bancos de 12 MVAR, a nivel de 69 kV, permitirá cumplir con la regulación vigente, esto es, con adecuados perfiles de voltaje en las barras del SNT, ante el alto crecimiento de la demanda en la zona operativa Suroccidental. Al momento se cuenta con el equipamiento necesario, y está en ejecución las obras civiles, con lo cual esta obra ingresará en operación el tercer trimestre del año 2012. 12.2.6

Proyectos Global SNT

- Bahías de emergencia a 230, 138 y 69 kV Con la finalidad de facilitar la conexión de nueva generación que requiera el país en forma emergente, tal como ocurrió en años pasados y en el período de estiaje octubre 2009-marzo 2010, está proceso la adquisición un stock de bahías a nivel de 230, 138 y 69 kV, que permitirán reducir los tiempos de ingreso de dicha generación; adicionalmente, este equipo servirá para cubrir eventuales emergencias en el SNT.

50

- Subestación móvil 138/69 kV Al momento está en proceso la adquisición de una subestación de 60 MVA, 138/69 kV, la misma que servirá para atender emergencias en los transformadores del SNT con esta relación de transformación, o incluso en caso de mantenimiento de equipos de transformación, para empresas distribuidoras que cuentan con un solo punto de alimentación desde el SNI.

13.

PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO

Sobre la base de los resultados de los estudios eléctricos realizados, se determina el correspondiente plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisión para el período 2013-2022, de acuerdo con los criterios y metodología definidos anteriormente. Con la finalidad de cumplir con las fechas de entrada en operación de los proyectos referidos en el presente Plan de Expansión, para garantizar el abastecimiento del crecimiento de la demanda de energía eléctrica del S.N.I., es indispensable que CELEC EP - TRANSELECTRIC disponga de los recursos económicos oportunos para la ejecución de las obras, de acuerdo con el presupuesto señalado en el Cuadro No. 6. En el Cuadro No. 7 se presentan los flujos de caja de las inversiones para el período 20122021, que se requieren para cumplir con el plan de equipamiento propuesto en el presente Plan de Expansión. Los proyectos de expansión del SNT permiten obtener los siguientes beneficios en el Sistema Nacional Interconectado: -

Abastecer el crecimiento de la demanda en diferentes zonas del país, Incrementar los niveles de seguridad y confiabilidad en el servicio eléctrico. Incorporación de nueva generación al S.N.I. Mejorar las condiciones operativas del S.N.I. Disminución de las pérdidas de potencia y energía en el SNT,

Los costos de los equipos de subestaciones han sido revisados en función de las ofertas recibidas por CELEC EP - TRANSELECTRIC en los diferentes concursos para suministro de equipos; y, en el caso de las nuevas instalaciones de 500 kV, se utiliza información remitida por el Consorcio CESI-EFICACITAS, firma que actualmente está desarrollando los estudios definitivos para determinar la configuración del Sistema de Transmisión de 500 kV en el Ecuador. Considerando que para la mayoría de los equipamientos se utilizan precios unitarios uniformes, pueden existir discrepancias con ciertos costos de algunos equipamientos en los cuales se han identificado ciertas características particulares de las obras a desarrollar (obras civiles que requieren pilotaje, complementación de equipos, etc.). Sobre esta base, en los Cuadros Nos. 9, 10 y 11 constan los costos unitarios por bahía para subestaciones y en el Cuadro No. 12, se presentan los costos de transformadores monofásicos y trifásicos.

51

En el Cuadro No. 13, se presenta un detalle de los costos de capacitores para diferentes capacidades y niveles de voltaje. En el Cuadro No. 14, se presentan los costos de las líneas de transmisión, desglosados en costos propios de la línea y costos de las indemnizaciones previstas. En el Cuadro No. 15, se presentan los costos para instalaciones de 500 kV, remitidos por el Consorcio CESI-EFICACITAS, como parte de los estudios definitivos del Sistema de Transmisión de 500 kV. En el presente Plan de Expansión de Transmisión 2012-2021, se han establecido varios proyectos, incluyendo aquellos que se encuentran en ejecución y que ingresarán en operación a partir del año 2012, los mismos que comprenden la construcción de 2.065 km de líneas de transmisión de simple y doble circuito, la instalación de 7.645 MVA de transformación y, la incorporación de 390 MVAr de compensación capacitiva, como se presenta en las Tablas 20, 21 y 22. Tabla 20 Resumen Líneas de Transmisión 2012-2021 Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 TOTAL

km de líneas de transmisión 138 kV 83 276 6

500 kV

370 180

55 34

230 kV 323 123 305 190 20 2 100

Total 406 399 681 370 20 57 134

453

1,063

550

2,065

52

Tabla 21 Resumen Subestaciones 2012-2021 MVA de transformación

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 TOTAL

138/69 kV 307 486 66

230 /138 kV 392 750 634

230/69 kV

500/230 kV

951 2,500 717 225

392 225

859

2,393

1,893

2,500

Total 699 1,236 1,651 2,500 717 617 225

7,645

Tabla 22 Resumen Compensación Capacitiva 2012-2021 MVAR de compensación Año 230 kV 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 TOTAL

138 kV

69 kV

Total

24

60 30

24

24 0 12 300 54

90

60

390

12 240

240

En las Tablas 23 a 28 se presenta un resumen del plan de equipamiento propuesto para el período 2012-2021, para cada zona operativa, así como de los proyectos cuyo impacto engloban al SNT en su conjunto.

53

Tabla 23 Proyectos expansión Zona Norte Item I 1 1.1

2 2.1

3 3.1

4 4.1

5 5.1

PROYECTO ZONA NORTE S/E Pomasqui, 230/138 kV, ampliación. - Segundo transformador, 180/240/300 MVA. S/E Santa Rosa, 138 kV, ampliación. - 2 bahías de línea de 138 kV (seccionamiento L/T Mulaló - Vicentina 138 kV) S/E Totoras, 230/138 kV, ampliación. - Transformador trifásico, 90/120/150 MVA, 230/138 kV. S/E Tabacundo 230/138 kV, 167 MVA - Transformador trifásico de 100/133/167 MVA. S/E Tabacundo, 230/69 kV, 100 MVA, ampliación - 1 Transformador trifásico de 60/80/100 MVA, 230/69 kV

Entrada en operación 1er. trim 2013 1er. trim 2013 4to trim 2014 4to trim 2012 2do trim 2013 2do trim 2013 4to trim 2014 4to trim 2014 4to trim 2016 4to trim 2016

Tabla 24 Proyectos expansión Zona Nororiental Item II 1 1.1 1.2 1.3

2 2.1 2.2

PROYECTO ZONA NORORIENTAL Sistema de transmisión Sucumbíos - Fco. Orellana, 138 kV. S/E Sucumbíos, 230/138 kV, 167 MVA S/E Orellana 138 kV, ampliación. L/T Sucumbíos-Orellana, 138 kV, 55 Km, doble circuito, 750 ACAR Sistema de transmisión CCSinclair - Sucumbíos, 230kV. L/T CCSinclair-Sucumbíos, 230kV, 105 Km, doble circuito, ACAR 1200 S/E Sucumbíos, 230/69 kV, 167 MVA

Entrada en operación 4to trim 2017 4to trim 2017 4to trim 2017 4to trim 2017 4to trim 2014 4to trim 2014 4to trim 2014

Tabla 25 Proyectos expansión Zona Noroccidental Item III 1 1.1

2 2.1 2.2

3 3.1 3.2 3.3

4 4.1 4.2 4.3

PROYECTO ZONA NOROCCIDENTAL S/E San Gregorio (Portoviejo), 230/69 kV, ampliación. - 1 Transformador trifásico, 100/133/167 MVA. Sistema de transmisión Quevedo - San Gregorio, 230 kV II etapa. S/E Quevedo 230 kV, ampliación: S/E San Gregorio 230 kV, ampliación Sistema de transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 kV. L/T San Gregorio - San Juan 230 kV, 35 km, doble circuito, 1200 ACAR S/E San Juan de Manta, 230/69 kV, 225 MVA S/E San Gregorio 230 kV, ampliación. Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino, 138 kV L/T Daule Peripa - Severino, 138 kV, 33.5 km, simple circuito, 750 ACAR S/E Daule Peripa, 138 kV, ampliación S/E Severino, 138 kV, ampliación

Entrada en operación 4to.trim 2016 4to.trim 2016 4to.trim 2013 4to.trim 2013 4to.trim 2013 2do trim 2014 2do trim 2014 2do trim 2014 2do trim 2014 4to.trim 2018 4to.trim 2018 4to.trim 2018 4to.trim 2018

54

Tabla 26 Proyectos expansión Zona Sur Item IV 1 1.1

2 2.1

3 3.1 3.2 3.3

4 4.1

5 5.1

PROYECTO ZONA SUR S/E Yanacocha, 138/69 kV, ampliación. - Transformador, 40/53/66 MVA. Subestación La Troncal, 230/69 kV, 167 MVA - Transformador trifásico de 100/133/167 MVA, 230/69 kV Sistema Milagro - Babahoyo, 138 kV. L/T Milagro-Babahoyo, 230 kV, 47 km, doble circuito, 1200 ACAR (opera energizada a 138 kV). S/E Milagro 138 kV, ampliación. S/E Babahoyo 138 kV, ampliación. Sistema Milagro - Machala, 230 kV II Etapa. L/T Milagro-Machala, 230 kV, 134 km, montaje segundo circuito Modernización S/E Molino - Modernización S/E Molino 230/138 kV

Entrada en operación 4to trim 2014 4to trim 2014 2do trim 2014 2do trim 2014 3er trim 2013 3er trim 2013 3er trim 2013 3er trim 2013 4to trim 2012 4to trim 2012 1 er trim 2013 1 er trim 2013

Tabla 27 Proyectos expansión Zona Suroccidental Item V 1 1.1

2 2.1

3 3.1

4 4.1 4.2

5 5.1 5.2

6 6.1 6.2

7 7.1 7.2 7.3

8 8.1 8.2 8.3

PROYECTO ZONA SUROCCIDENTAL S/E Las Esclusas, 230/69 kV, ampliación. - 1 Transformador trifásico, 100/133/167 MVA. S/E Posorja, 138/69 kV, ampliación. - 1 Transformador trifásico, 20/27/33 MVA. S/E San Idelfonso, ampliación 230/138 kV - 1 Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/138 kV Subestación Nueva Salitral 230/69 kV. Tramo L/T 230 kV, cuatro circuitos, 1.5 km. S/E Nueva Salitral, 230/69 kV, 225 MVA Sistema transmisión Pascuales - Las Orquideas, 230 kV. S/E Las Orquideas, 230/69 kV, 225 MVA L/T Pascuales-Las Orquideas, 230 kV, 10 Km, doble circuito, 1200 ACAR. Subestación Durán 230/69 kV. S/E Durán, 230/69 kV, 225 MVA. Tramo L/T 230 kV, cuatro circuitos, 10 km, montaje inicial de dos, 2x750 ACAR Sistema Daule - Lago de Chongón, 230 kV. S/E Daule, 230 kV, ampliación L/T Daule-Lago de Chongón, 230 kV, 30 Km, doble circuito, 1200 ACAR. (montaje inicial de uno) S/E Lago de Chongón, 138/230 kV, 225 MVA Sistema Lago de Chongón - Posorja 138 kV. S/E Posorja, 138 kV, ampliación L/T Posorja-Lago de Chongón, 230 kV, 70.4 Km, doble circuito, 1200 ACAR. (montaje inicial de uno, se energiza a 138 kV) S/E Daule 138 kV, ampliación.

Entrada en operación 4to.trim 2014 4to.trim 2014 4to trim 2013 4to trim 2013 4to.trim 2017 4to.trim 2017 4to.trim 2017 4to.trim 2017 4to.trim 2017 4to trim 2016 4to trim 2016 4to trim 2016 4to trim 2016 4to trim 2016 4to trim 2016 4to.trim 2018 4to.trim 2018 4to.trim 2018 4to.trim 2018 4to.trim 2018 4to.trim 2018 4to.trim 2018 4to.trim 2018

55

Tabla 28 Proyectos expansión Global SNT Item VI 1 1.1

2 2.1

3 3.1 3.2

4 4.1 4.2

5 6 6.1 6.2 6.3 6.4

PROYECTO

Entrada en operación

GLOBAL SNT S/E Nueva Prosperina, 230/69 kV, ampliación. - 1 Transformador trifásico de 135/180/225 MVA. S/E El Inga, 230/138 kV, ampliación. - Transformador trifásico de 180/240/300 MVA. Subestaciones móviles - Subestación móvil 138/46 kV, 60 MVA. Subestación móvil doble tap (138/22 y 138/13.8 kV), 33 MVA Bahías de emergencia y/o reserva, 138/ 69 KV - 2 bahías de línea de 138 kV. - 4 bahías de línea de 69 kV. Compensación capacitiva. Sistema de transmisión S/E Central - Quevedo, 230 kV. L/T Central - Quevedo, 230 kV, doble circuito, 120 km. S/E Central 230 kV S/E Quevedo 230 kV, ampliación. L/T S/E Central - Punto seccionamiento SNT , 230 kV, 5 km, 2 tramos doble circuito, 1200 ACAR

4to trim 2014 4to trim 2014 4to trim 2014 4to trim 2014 4to trim 2014 4to trim 2014 4to trim 2014 4to.trim 2013 4to.trim 2013 4to.trim 2013 1er trim 2014 4to.trim 2013 4to.trim 2013 4to.trim 2013 4to.trim 2013 4to.trim 2013

En las Tablas 29 y 30 se muestran un resumen de los proyectos de expansión en el SNT asociados al desarrollo de los proyectos de generación públicos, y del sistema de transmisión de 500 kV del Ecuador, respectivamente. Tabla 29 Proyectos expansión asociados a los proyectos de generación Item VII 1 1.1 1.2 1.3 1.4 2 2.1 2.2 2.3 2.4

PROYECTO

Entrada en operación

SISTEMAS DE TRANSMISION ASOCIADOS A PROYECTOS DE GENERACION Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto.Domingo, 230 kV. 1er trim 2014 Modernización S/E Esmeraldas 1er trim 2014 S/E Esmeraldas, 230/138 kV, 167 MVA 1er trim 2014 S/E Santo Domingo, 230 kV, ampliación. 1er trim 2014 L/T Esmeraldas - Sto. Domingo, 230kV, 155 km, doble circuito, 1200 ACAR 1er trim 2014 Sistema de transmisión Sopladora - Taday - Milagro, 230 kV. 1er. trim 2015 L/T Sopladora - Taday 230 kV, 35 km, doble circuito, 2X750 ACAR 1er. trim 2015 L/T Taday - Milagro, 230 kV, 140 km, doble circuito, 2x750 ACAR. 3er. trim 2014 S/E Taday 230 kV 3er. trim 2014 S/E Milagro 230 kV 3er. trim 2014

56

Tabla 30 Sistema de Transmisión de 500 kV Item VIII 1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8

PROYECTO

Entrada en operación

SISTEMA DE TRANSMISION DE 500 kV Sistema de transmisión CC Sinclair - El Inga - Daule L/T El Inga - CCSinclair, 500 kV, 125 km, 2 circuitos Independientes, 4x1100 ACAR. L/T El Inga - S/E Central, 500 kV, 120 km, 1 circuito, 4 x 750 ACAR. (Se energiza a 230 kV) L/T S/E Central - S/E Daule, 500 kV, 180 km, 1 circuito, 4 x 750 ACAR. (Se energiza a 230 kV) L/T S/E Daule - Punto seccionamiento SNT , 230 kV, 10 km, 3 tramos doble circuito, 1200 ACAR S/E El Inga, 500/230 kV, 3x600 MVA S/E Coca Codo Sinclair, 500/230 kV, 375 MVA. S/E Daule 230 kV. S/E Central 230 kV.

1er trim. 2015 4to trim. 2014 4to trim. 2014 1er trim. 2015 1er trim. 2015 1er.trim 2015 1er trim. 2015 1er trim 2015 4to.trim 2014

A continuación se describen las obras requeridas en el Sistema Nacional de Transmisión para el período de análisis, y en los Gráficos 13 a 17, se muestran los diagramas unifilares de las diferentes zonas operativas del SNT considerando los proyectos de expansión para el período 2012-2021.

57

Gráfico 13 Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Norte

18 km

TG2

TG3

TABABELA

75 MVA

138 kV 46 kV 75 MVA

2X10 MVAR

SANTA ROSA 12.5 km

230 kV

12

10 km 5.5 km

5.5 km

23 kV

23 kV

G. EMELNORTE

100 MVA

48 MVA

ZÁMBIZA

VICENTINA

7k

23 kV

m

69 kV

TULCÁN

33 MVA

3 MVAR

138 kV 20 km

138 kV

138 kV

CONOCOTO

G. EMELNORTE

CUMBAYÁ 23 kV

69 kV

PUCARÁ

11

138 kV

138 kV

km

MULALÓ

7 km U2

6 MVAR

40 MVA

IBARRA

69 kV U1

67 MVA

.7 27

67 MVA

Hacia S/E Santo Domingo

74.5 km

35 km

138 kV

78.3 km 67 MVA

50 MVA

138 kV

23 kV

13

IPIALES

S. ANTONIO

138 kV

18.5 km

14

56 km

QUINCHE 138 kV

12

115 kV

16

69 kV

8 km

138 kV CRITIANÍA

138 kV 375 MVA

100 MVA

138 kV

138 kV

23 kV 375 MVA

TABACUNDO 138 kV

POMASQUI

30 MVAR

46 kV

7 km

13

138 kV

13

60 km

138 kV

167 MVA

14

CUMBAYÁ

TG1

GUANGOPOLO

G. HERNÁNDEZ

SANTA ROSA

EMAP RECUP.

MACHACHI

NAYÓN

SANGOLQUÍ 138 kV

GUANGOPOLO

E. ESPEJO

30 km

QUIJOS

VICTORIA

3 km

138 kV

23 kV

300 MVA

138 kV

ECOLUZ

3 km 14

14

300 MVA

27 MVAR

138 kV

300 MVA

230 kV

230 kV ALANGASÍ 138 kV

25 km

13

3 km

300 MVA

600 MVA

88.5 km 14

25 MVAR

23 kV

EL CARMEN

230 kV

600 MVA

POMASQUI

23 kV

500 kV 600 MVA

46 kV

46 kV

CHILIBULO

INGA

48.5 km 12

S/E 19

10 km

15

S. ALEGRE

250 MW 250 MW

17.5 km 138 kV

100 MVA

8 km

100 MVA

138 kV

75 km

137 km

8.5 km 138 kV 138 kV

14

30 MVAR

27 MVAR

14

30 MVAR

PASTO 230 kV

137 km

46 km

27 MVAR

125 km

Hacia S/E Coca Codo S.

COLOMBIA 13

36 km

67 MVA

6 MVAR

34.5 kV 69 kV

138 kV

PUCARÁ G. ELEPCO

13

75 MVA

44 MVA

AMBATO

69 kV

54 km

100 MVA

69 kV

110 km

Hacia S/E Baños

138 kV Hacia S/E Quevedo

13

10 MVAR

150 MVA

100 MVA

TOTORAS

14

230 kV

230 kV

U1

37.88 km

120 km

15

S. FRANCISCO

5 km

120 km

U2

42 km

144.4 km 134.3 km 230 kV

Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV

10 MVAR

RIOBAMBA 69 kV

Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura) Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura)

180 km

Elementos que no pertenecen al SNT

15

GUARANDA

Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT 12

15 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2015) Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s

Hacia S/E Daule

Elementos en construcción que pertenecerán al SNT Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT

Hacia S/E Taday

100 MVA

Hacia S/E Taday

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV

230 kV

69 kV

CENTRAL 13

58

Gráfico 14 Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Nororiental

55 km Hacia S/E El Inga

105 km

14

14

U4

U3

U2

138 kV

30 MVAR

COCA CODO SINCLAIR

14

167 MVA

U1

125 km

SUCUMBÍOS

17

14

230 kV

230 kV 30 MVAR

375 MVA

15

30 MVAR

17

167 MVA

COCA CODO S.

14

69 kV

69 kV

500 kV

138 kV

15

U7

U6

33 MVA

U5

F. DE ORELLANA 69 kV

JIVINO

U8

17

142 km

G. COCA

138 kV

66 .1

km

33 MVA

TENA 69 kV

138 kV 33 MVA

BAÑOS 12

PUYO 69 kV

138 kV

69 kV 48 km Hacia S/E Totoras

54 km

33 MVA

3 km

TOPO

138 kV

U1

U2

AGOYÁN

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura) Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura) Elementos que no pertenecen al SNT Elementos en construcción que pertenecerán al SNT Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT 12

15 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012) Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s

59

Gráfico 15 Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Noroccidental TERMOESMERALDAS II

14

155 km

230 kV

2X12 MVAR

TERMOESMERALDAS

13

69 kV LA ESPERANZA U1

MANDURIACU

75 MVA

U2

75 MVA

11

167 MVA

14

ESMERALDAS 138 kV

14 14 1X12 MVAR

154.8 km

69 kV

70.8 km

69 kV 230 kV

CHONE

QUININDÉ

138 kV

138 kV 60 MVA

13

STO. DOMINGO

69 kV

167 MVA

167 MVA

10 MVAR

12

25 km

230 kV

63.2 km

km

SEVERINO 138 kV

U2

U2

104 km

15 14

TOACHIPILATÓN

DAULE-PERIPA 13.7 km

138 kV

14

TOACHI-PILATÓN Hacia S/E Santa Rosa 230 kV

SARAPULLO 230 kV

RÍO CALOPE U1

43 .2

U2

km

SARAPULLO

230 kV

69 kV

15 km BABA

SAN JUAN 69 kV

69 kV

69 kV 16

2X12 MVAR

16

168 MVA

167 MVA

110 km

JARAMIJÓ

SAN GREGORIO

91 .2

225 MVA

138 kV

km

230 kV 13

45 km

225 14 MVA

15 14

DAULE-PERIPA U1 18

35 km

78.3 km

2 km

30 .2

12 13

11 km

13

100 MVA

62 km

100 MVA

100 MVA

84 km

13

QUEVEDO

167 MVA

10 MVAR

230 kV

138 kV 7 km

27 km

12

30 MVAR

MONTECRISTI

16

CELEC

km

12

3 7.

138 kV 100 MVA

69 kV 145.3 km

138 kV 75 MVA

75 MVA

PORTOVIEJO

69 kV

2X12 MVAR

Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores

U1

POZA HONDA

Hacia S/E Daule

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV

Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura) Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura) Elementos que no pertenecen al SNT Elementos en construcción que pertenecerán al SNT Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT 12

15 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2011) Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s

60

14

TADAY

140 km

180 km

Hacia S/E Riobamba (1C) & S/E Central (2C)

Gráfico 16 Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Sur 230 kV 14

181 km PAUTE C U6

45.3 km

120.7 km

U7

U8

30 km U9

7 km

U10

15 km 7 km

14

Hacia S/E Dos Cerritos (1C) & Pascuales (2C)

35.3 km

SOPLADORA 230 kV

ZHORAY 14

138 kV

LA TRONCAL

13

375 MVA

10 MVAR

230 kV

10 MVAR

375 MVA

35 km

MOLINO

69 kV

U2

MILAGRO

69 kV

138 kV

15 U1

12

167 MVA

2 km

225 MVA

230 kV 2 km

167 MVA

230 kV

U3

230 kV 18 MVAR

SOPLADORA

Hacia S/E Daule

14

U1 U1

Hacia S/E Esclusas (1C) & S/E Durán (2C)

U2

U2

U3

U5

U4

PAUTE AB

15

MAZAR

12

13

52

47 km

INGENIOS

km

CELEC - GAS MACHALA 12

U1

U2

U3

CC

67 km

230 kV

138 kV 67 MVA

12

km

69 kV

12

GUALACEO

11.2 km

67 MVA

.7 112

BABAHOYO

MÉNDEZ

LIMÓN

SAN IDELFONSO 230 kV

225 MVA

138 kV

230 kV

13

SININCAY

138 kV

138 kV

100 MVA

167 MVA

CUENCA

11 km

U1

U2

43 12

12

MACAS

69 kV

69 kV

69 kV

12

km

OCAÑA

ELECAUSTRO

MAZAR DUDAS

134.2 km

SIBIMBE

13

SOLDADOS YANUNCAY

MINAS – SAN FRANCISCO

HIDROABANICO 69 kV

5 km 14 67 MVA

230 kV

YANACOCHA

138 kV

138 kV

CELEC – GAS MACHALA

13

21 km

MINAS

2X6 MVAR

167 MVA

MACHALA

LOJA

44

km

69 kV

VILLONACO

12 MVAR

10 km

69 kV

16

69 kV 5 km

100 MVA

66 MVA

230 kV

138 kV 100 MVA

138 kV 66 MVA

55 km

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV

138 kV

Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV

33 12 MVA

Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV

DELSI - TANISAGUA

17

69 kV

VILLONACO

CUMBARATZA 69 kV

Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura) Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura) Elementos que no pertenecen al SNT Elementos en construcción que pertenecerán al SNT

ZORRITOS 230 kV

CHORRILLOS

52 km

Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT 12

15 12

PERÚ

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012) Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s

61

230 kV

15

180 km

DAULE

Hacia S/E Central

Hacia S/E Quevedo

Gráfico 17 Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Suroccidental

15 2X60 MVAR

30 km

18

Hacia S/E Molino

188.5 km 6.9 km 10 km

14

10 km 18

138 kV

52.76 km

230 kV

225 MVA

10 km

12

15

42.76 km 2.5 km

375 MVA

PASCUALES 138 kV

11

2X30 MVAR

81 km

15.5 km

69 kV 13 2X12 MVAR

16

138 kV

GAS PASCUALES

69 kV

225 MVA

69 kV

2X6 MVAR

230 kV

km .3 70

INTERVISA TRADE

ORQUÍDEAS

DURÁN

69 kV

138 kV

U1

U2

225 MVA

230 kV

69 kV U3

14

69 kV

KEPPEL

12 km

U4

ESCLUSAS

12

167 MVA

69 kV

7.5 km

100 MVA

230 kV

NUEVA SALITRAL

ELECTROQUIL-2

15 2X60 MVAR

225 MVA

1.5 km

17

POSORJA

69 kV

138 kV

1.5 km

17.4 km

138 kV 13

16

16

69 kV

138 kV

225 MVA

18

225 MVA

CARAGUAY

6 km

km .3 70

230 kV

69 kV 225 MVA

1X12 MVAR

69 kV

CELEC

33 MVA

225 MVA

POLICENTRO

150 MVA

12 MVAR

33 MVA

230 kV

NUEVA PROSPERINA

SANTA ELENA

12

54 km

15

138 kV 67 MVA

67 MVA

Hacia S/E Milagro

2X12 MVAR

10 km

24.2 km

81 km

DOS CERRITOS 69 kV

12

224 MVA

10 km

224 MVA

167 MVA

5.5 km

LAGO DE CHONGÓN

13

CELEC

2X10 MVAR

375 MVA

Hacia S/E Milagro

230 kV

230 kV 2X30 MVAR

11

11 km

ELECTROQUIL-3 HOLCIM

138 kV 150 MVA

150 MVA

SALITRAL

230 kV

69 kV

225 MVA

TRINITARIA 138 kV

69 kV

150 MVA

69 kV

69 kV

U1

TRINITARIA TV2

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV Elementos que pertenecen al SNT a 138 kV

TV3

TV4

GONZALO CEVALLOS TV1

Elementos que pertenecen al SNT a 69 kV, 46 kV ó 34.5 kV

TG1

TG2

TG3

TG4

ANÍBAL SANTOS

TG5

U1

U2

ÁLVARO TINAJERO

Elementos que pertenecen al SNT a 13.8 kV, capacitores y reactores Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura) Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura) Elementos que no pertenecen al SNT Elementos en construcción que pertenecerán al SNT Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT Elementos en etapa de construcción ó planificación que no pertenecerán al SNT 12

15 12

Año de ingreso del proyecto (ejemplo 12 es al año 2012) Año de ingreso de proyecto Ampliación y/o Modernización de S/E´s

62

13.1

Proyectos para la Zona Norte

13.1.1

Ampliación de la subestación Pomasqui.

Instalación de un segundo transformador trifásico, 180/240/300 MVA, 230/138 kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión, para atender el crecimiento de la demanda de la zona norte del país (E. E. Quito y EMELNORTE). Sin embargo, debido a la falta de recursos para la ejecución de varios proyectos de expansión, la Corporación ha visto la necesidad de priorizar y buscar fuentes de financiamiento externas para su ejecución, por tal motivo, se ha reprogramado la entrada en operación de este nuevo equipamiento. Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2013. 13.1.2

Ampliación de la subestación Santa Rosa 138 kV

De acuerdo con los análisis eléctricos efectuados, se observa que ante la contingencia de la línea Pucará – Mulaló de 138 kV, existe riesgo de sobrecargas en las líneas Santa RosaConocoto-Vicentina de 138 kV, además de bajos perfiles de voltaje en la subestación Mulaló, con el consecuente riesgo corte de carga en esta zona, por tal motivo se requiere seccionar la línea Mulaló – Vicentina de 138 kV, simple circuito, en la subestación Santa Rosa, mediante la instalación de dos bahías de línea de 138 kV, con lo cual se mejorarán las condiciones de confiabilidad y seguridad del suministro de energía eléctrica de la zona centro – norte del SNI. La tercera bahía de línea de 138 kV se requiere para alimentar la nueva subestación Machachi 138/23 kV, 20/27/33 MVA, a ser construida por la Empresa Eléctrica Quito, que brindará servicio al Cantón Mejía y a una zona de la parroquia de Pastocalle del Cantón Latacunga en el límite con la Provincia de Pichincha. Esta subestación, permitirá a su vez descongestionar el sistema de 46 kV de la empresa distribuidora, principalmente los transformadores de 138/46 KV, 45/60/75 MVA, de la subestación Santa Rosa. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2012. 13.1.3

Ampliación de la subestación Totoras 230/138 kV

Cuando se encuentra indisponible la central hidroeléctrica Pucará de 70 MW de capacidad, ó la una unidad de las centrales de Agoyán y San Francisco, por mantenimiento o condiciones de despacho, se registran altos niveles de cargabilidad en el transformador 230/138 kV de 112 MVA de la subestación Totoras, superando incluso su capacidad nominal, por tal motivo se plantea la instalación de un transformador trifásico 230/138 kV de 90/120/150 MVA de capacidad. Fecha de ingreso en operación: Segundo trimestre del año 2013.

63

13.1.4

Subestación Tabacundo 230/138 kV

Ante la necesidad por parte de la Empresa Eléctrica Quito de construir la subestación San Antonio 138/23 kV 33 MVA, para abastecer la demanda de la nueva zona industrial definida por el Distrito Metropolitano de Quito, seccionando un circuito de la línea Pomasqui – Ibarra de 138 kV, y con el objeto que esta instalación no cause problemas al sistema de EMELNORTE, especialmente en caso de contingencias, se ha determinado, de manera preliminar, la construcción de una subestación 230/138 kV en las cercanías de Tabacundo. La alimentación de la subestación Tabacundo se realizará mediante le seccionamiento de un circuito de la línea de la interconexión Pomasqui – Jamondino de 230 kV, mientras que la barra de 138 kV permitirá seccionar los dos circuitos de la línea Pomasqui – Ibarra, con lo cual a su vez se reforzará en el mediano y largo plazos al sistema de EMELNORTE, en virtud de que se contará con un nuevo punto de alimentación en 230 kV para la zona norte del SNI. Las obras contempladas en este proyecto son las siguientes: -

Subestación Tabacundo 230/138 kV. . Transformador trifásico, 230/138 kV, 167 MVA. . Dos bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Dos bahías de línea de 138 kV. . Una bahía de transformador de 138 kV. . Una bahía de transferencia de 138 kV.

-

Tramo de línea de 230 kV, doble circuito, 1200 ACAR, 10 km de longitud. Tramo de línea de 138 kV, doble circuito, 750 ACAR, 11 km de longitud.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014. 13.1.5

Subestación Tabacundo ampliación 230/69 kV

De acuerdo con los análisis efectuados entre CELEC EP - TRANSELECTRIC y la empresa EMELNORTE, con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica de la parte sur del área de concesión de esta empresa, así como mejorar los perfiles de voltaje de esta zona, se planteó en la versión anterior del Plan de Expansión la construcción de una subestación en el sector de Chavezpamba de 67 MVA, 138/69 kV; sin embargo, al disponer de la subestación Tabacundo 230/138 kV, se ha determinado la instalación de un transformador 230/69 kV de 100 MVA de capacidad en esta subestación, en lugar de construir la subestación Chavezpamba, con lo cual se dispondría de un punto de entrega desde el SNT ubicado en el centro de carga de la parte sur del área de concesión de EMELNORTE. Las obras contempladas en este proyecto son las siguientes:

64

-

Subestación Tabacundo 230/69 kV. . Transformador trifásico, 230/69 kV, 100 MVA. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Tres bahías de línea de 69 kV. . Una bahía de transformador de 69 kV. . Una bahía de transferencia de 69 kV.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2016.

13.2

Proyectos para la Zona Nororiental

13.2.1

Sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos, 230 kV.

De acuerdo con los estudios realizados, se determinó que la mejor alternativa para atender el crecimiento de la demanda futura de CNEL-Sucumbíos, así como la carga de Petroproducción, es mediante la construcción de una línea de transmisión de 230 kV entre Quito (subestación El Inga) y Nueva Loja ó Jivino, así como, la implementación de una subestación de 230/69 kV en esta zona. Por otro lado, para el año 2015 se tiene previsto la incorporación al SNI de la generación del proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair, con una capacidad de 1.500 MW, generación que obliga a reformular el esquema planteado anteriormente, por una alternativa que permita el desarrollo integral del sistema de transmisión entre El Inga, Coca Codo Sinclair y Sucumbíos. Debido a la necesidad de atender en el menor tiempo posible a la carga de Petroecuador y de la zona nororiental, se ha establecido que es necesario que las dos líneas de 500 kV que se debe construir como parte de ese proyecto de generación, se anticipe su implementación para una operación temporal a 230 kV, para que viabilice la conexión del sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos de 230 kV, requiriéndose con ello implementar las siguientes obras: -

Línea de transmisión C.C.Sinclair-Sucumbíos (Jivino), 230 kV, 105 km, doble circuito, conductor ACAR 1200.

-

Subestación Sucumbíos (Jivino): . Transformador trifásico de 100/133/167 MVA, 230/69 kV. . Dos bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Tres bahías de línea de 69 kV. . Una bahía de transformador de 69 kV. . Una bahía de transferencia de 69 kV. . Un reactor de barra 30 MVAR, 230 kV, con interruptor.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014.

65

13.2.2

Sistema de transmisión Sucumbíos – Francisco de Orellana, 138 kV.

Con la finalidad de incrementar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica en la zona nororiental del país y garantizar el suministro de la demanda de CNEL-Sucumbíos, que actualmente es atendida de forma parcial desde la subestación Francisco de Orellana, se plantea, la construcción de una línea de transmisión de 138 kV, en estructuras de doble circuito, entre Jivino y Francisco de Orellana, por lo que se requiere la instalación de transformación 230/138 kV en la subestación Sucumbíos (Jivino). En principio se ha programado el ingreso de este sistema de transmisión para el año 2017,. Las obras contempladas son las siguientes: -

Subestación Sucumbíos (Jivino): . Transformador trifásico 230/138 kV, 167 MVA. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Dos bahías de línea de 138 kV. . Una bahía de transformador de 138 kV. . Una bahía de transferencia de 138 kV.

-

Subestación Francisco de Orellana: . Dos bahías de línea de 138 kV (completar esquema de barras). . Una bahía de transformador de 138 kV. . Una bahía de transferencia de 138 kV.

-

Línea de transmisión Sucumbíos (Jivino) - Francisco de Orellana, 138 kV, doble circuito, 55 km de longitud.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2017.

13.3

Proyectos para la Zona Noroccidental

13.3.1

Ampliación de la subestación San Gregorio de Portoviejo.

Instalación de un autotransformador trifásico 100/133/167 MVA, 230/69 kV, con ULTC, con las correspondientes bahías de alta y el patio de 69 kV, obra que permitirá atender el crecimiento de la demanda de la parte central y sur de la provincia de Manabí; y, y descargar los transformadores de la subestación Portoviejo. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2016. 13.3.2

Sistema de transmisión Quevedo – San Gregorio, 230 kV II etapa.

CELEC EP - TRANSELECTRIC durante el primer semestre del año 2010, para mejorar las condiciones de suministro en la provincia de Manabí, concluyó la construcción de la línea de transmisión Quevedo-San Gregorio (Portoviejo) de 230 kV, doble circuito, con

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montaje inicial de uno, con la ampliación de una bahía de línea de 230 kV en la subestación Quevedo y la construcción de la subestación San Gregorio 230/138 kV, 225 MVA. Sin embargo, a fin de minimizar los impactos sociales en la obtención de permisos y fajas de servidumbre a lo largo de la ruta de la línea, se tomó la decisión de realizar el montaje de los dos circuitos de esta línea de transmisión, que al momento están encuellados en sus extremos, razón por la cual se requiere complementar el siguiente equipamiento, con la finalidad de incrementar los niveles de confiabilidad de la línea de transmisión y del servicio a la provincia de Manabí: -

S/E Quevedo, ampliación: . Una bahía de línea de 230 kV.

-

S/E San Gregorio, completar el esquema de barras de 230 kV: . Una bahía de línea de 230 kV. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2013. 13.3.3

Sistema de transmisión San Gregorio – San Juan de Manta, 230 kV.

La existencia de grandes consumidores que actualmente se autoabastecen, el alto crecimiento inmobiliario de la zona de Manta, la operación del puerto marítimo y su impacto en el desarrollo de esta ciudad manabita, provoca que el transformador de 100 MVA, 138/69 kV, que está en proceso de instalación en la subestación Montecristi, ingrese con niveles de carga elevados, que saturará este equipamiento en el corto plazo. Esta condición operativa se deriva del retraso de la implementación de esta subestación, la misma que en principio era responsabilidad de CNEL-Manabí, empresa que lo tenía previsto instalar en el sector del aeropuerto de Manta. Sobre esta base y de acuerdo con los análisis realizados conjuntamente con el CONELEC, se determinó que es necesaria la implementación de un nuevo sistema de transmisión que satisfaga los requerimientos energéticos de esta zona del país, por lo que, se ha programado la construcción de una subestación de 230/69 kV en el sector de San Juan de Manta, la misma que será alimentada desde la subestación San Gregorio de Portoviejo, mediante una línea de transmisión de 230 kV. Adicionalmente, esta subestación podría permitir la conexión de la Refinería del Pacífico, proyecto previsto a ser desarrollado en el sector de El Aromo, a una distancia aproximada de 10 km de la subestación San Juan, la cual incluiría la instalación de generación termoeléctrica económica, que utilizará los residuos del proceso de refinación, generación que sería inyectada al SNI a través de este sistema de transmisión propuesto. Las obras contempladas en este proyecto son las siguientes: -

Línea de transmisión San Gregorio-San Juan de Manta, 230 kV, 35 km de longitud, doble circuito. 67

-

Subestación San Juan de Manta: . Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/69 kV. . Dos bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de transformador de 69 kV. . Cuatro bahías de línea de 69 kV. . Una bahía de transferencia de 69 kV.

-

Subestación San Gregorio, ampliación: . Dos bahías de línea de 230 kV.

Fecha de ingreso en operación: Segundo trimestre del año 2014. 13.3.4

Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino 138 kV

Con el objeto de incrementar la confiabilidad y seguridad de servicio a la zona norte de Manabí y considerando que actualmente se cuenta con la línea de transmisión Daule Peripa – Chone de 138 kV simple circuito, y para cumplir el criterio N-1, se ha determinado inicialmente la construcción de una línea simple circuito entre Daule Peripa y las bombas de Severino, con lo cual se completará un anillo de 138 kV entre Daule Peripa – Chone Severino – Daule Peripa, mejorando la confiabilidad de la zona de Chone. Las obras que componen este sistema son las siguientes: -

Línea de transmisión Daule Peripa – Severino de 138 kV, simple circuito, 750 ACAR, 33.5 km de longitud.

-

S/E Daule Peripa, ampliación: . Una bahía de línea de 138 kV.

-

S/E Severino, ampliación: . Una bahía de línea de 138 kV.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2018.

13.4

Proyectos para la Zona Sur

13.4.1

Subestación Yanacocha, ampliación 138/69 kV.

Debido al crecimiento de la demanda de la Empresa Eléctrica Regional del Sur, se determinó la instalación de un segundo transformador en la subestación Loja, sin embargo, con el objeto de optimizar la operación del sistema de subtransmisión de la distribuidora, se ha considerado conveniente la instalación de este transformador en la subestación

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Yanacocha 138/69 kV de una capacidad de 40/53/66.7 MVA, con sus respectivas bahías y con tres bahías de línea y una bahía de transferencia de la barra de 69 kV. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014. 13.4.2

Subestación La Troncal, 230/69 kV.

CELEC EP - TRANSELECTRIC y CNEL-Milagro, de manera conjunta realizaron los estudios técnico-económicos de alternativas de abastecimiento al área de influencia de la distribuidora, determinándose como la mejor alternativa, la construcción de una nueva subestación en el sector de La Troncal, 230/69 kV y 167 MVA de capacidad, para lo cual se requiere seccionar uno de los circuitos de la línea Molino-Zhoray-Milagro de 230 kV, requiriéndose el siguiente equipamiento: . . . . . . .

Transformador trifásico 230/69 kV, 167 MVA. Dos bahías de línea de 230 kV. Una bahía de transformador de 230 kV. Una bahía de acoplamiento de 230 kV. Tres bahías de línea de 69 kV. Una bahía de transformador de 69 kV. Una bahía de transferencia de 69 kV.

Debe señalarse que, esta obra sustituye la ampliación de la capacidad de transformación de la subestación Milagro, con la instalación de un segundo transformador 230/69 kV de 167 MVA de capacidad, que fue propuesta en versiones anteriores del Plan de Expansión. Fecha de ingreso en operación: Segundo trimestre del año 2014. 13.4.3

Sistema de transmisión Milagro – Babahoyo, 138 kV.

Considerando el cambio del uso del suelo, de los terrenos utilizados para el recorrido de la línea de transmisión Milagro-Babahoyo de 138 kV, dado que actualmente se han reemplazado los cultivos de arroz y potreros por caña de azúcar, cacao, y bananeras, así como, por el crecimiento poblacional, que está acompañado de viviendas y carreteras de primer y segundo orden, las distancias de seguridad a esta línea de transmisión se han eliminado en muchos sectores, lo cual constituye la causa principal para el incremento de fallas en esta línea de transmisión. El diseño original de esta línea fue realizado para el nivel de voltaje de 69 kV, motivo por el cual fue construida con postes de hormigón y en 32 sitios con estructuras tipo H, haciendo la función de suspensión, por lo que, para incrementar la altura de amarre que apenas es de 8,5 m, debe realizarse el reemplazo por nuevas estructuras. Con la finalidad de garantizar un adecuado abastecimiento de energía eléctrica a la distribuidora CNEL-Los Ríos, se realizaron análisis técnico-económicos para determinar la mejor solución al problema de la altura de fase a tierra, que permitirá minimizar las fallas en esta línea de transmisión.

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Al momento está en proceso la ejecución del cambio de algunas estructuras tipo H. Adicionalmente, debido a las condiciones ambientales de la zona, que presenta un alto grado de contaminación y salinidad, sumado al tiempo de operación de esta línea de transmisión, el conductor de ésta se encuentra en mal estado, motivo por el cual como parte de la expansión del SNT, para mejorar la calidad y confiabilidad del suministro de energía eléctrica en el área de concesión de CNEL-Los Ríos, se plantea la construcción de una nueva línea de transmisión doble circuito hacia la zona de Babahoyo, aislada a 230 kV operando inicialmente a 138 kV. La obra contemplada en este sistema de transmisión es la siguiente: -

Línea de transmisión Milagro - Babahoyo, 230 kV, 47 km, doble circuito (se energiza a 138 kV).

-

S/E Milagro, ampliación: . Una bahía de línea de 138 kV.

-

S/E Babahoyo, ampliación: . Una bahía de línea de 138 kV.

Fecha de ingreso en operación: Tercer trimestre del año 2013. 13.4.4

Sistema de transmisión Milagro – Machala 230 kV, II etapa

Debido al traslado de las unidades de generación ubicadas en la central Pascuales II hacia la central Termogas El Oro, es indispensable fortalecer este sistema de transmisión de esta zona, con el objeto de permitir una adecuada evacuación de esta generación al SNI; adicionalmente para el año 2013 está previsto instalar una tercera unidad de 65 MW y una turbina de vapor de 100 MW para completar el ciclo combinado de generación en la central Termogas, por tal motivo es necesario la instalación del segundo circuito entre Machala y Milagro a 230 kV, con una longitud de 134 km. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2012. 13.4.5

Modernización de Molino

Con la finalidad de mejorar las condiciones de disponibilidad de los equipos de protección, control y medición de la subestación Molino, y dada la importancia de esta subestación para el Sistema Nacional Interconectado, dado que permite la evacuación de la producción de la central de generación de mayor capacidad del país, se ha planteado la modernización de la subestación Molino, mediante el cambio de equipos de protección y medición, así como la actualización de su sistema de control. Cabe indicar que, la modernización de la subestación Molino se la realizará de manera coordinada con CELEC EP - HIDROPAUTE, empresa que además ha previsto la modernización de los sistemas de control de las unidades de generación de la central Paute. Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2013. 70

13.5

Proyectos para la Zona Suroccidental

13.5.1

Subestación Las Esclusas, ampliación 230/69 kV.

Ante la dificultad de ampliar la capacidad de transformación de la subestación Trinitaria, se ha previsto la ampliación de la subestación Las Esclusas, a fin de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del sur de Guayaquil, para lo cual se ha programado la instalación de las siguientes obras: . . . . .

Un transformador trifásico de 100/133/167 MVA, de 230/69 kV. Una bahía de transformador de 230 kV. Tres bahías de línea de 69 kV. Una bahía de transformador de 69 kV. Una bahía de transferencia de 69 kV.

Esta obra permitirá que la subestación Caraguay libere recursos de transformación, los mismos que se utilizarían para atender mayores requerimientos de la carga del centro de la ciudad de Guayaquil. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014. 13.5.2

Subestación Posorja, ampliación 138/69 kV.

Conforme con la evolución de la demanda de esta zona, es necesaria incrementar la capacidad de transformación en esta subestación, mediante la instalación de un segundo transformador trifásico y para lo cual se requiere además completar el esquema de barra principal y transferencia a nivel de 138 kV: . . . . .

Un transformador trifásico de 20/27/33 MVA, 138/69 kV. Dos bahías de transformador de 138 kV (completar el esquema de barras). Una bahía de transferencia de 138 kV. Una bahía de transformador de 69 kV. Una bahía de transferencia de 69 kV.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2013. 13.5.3

Subestación Nueva Salitral, 230/69 kV.

Con el objeto de satisfacer el crecimiento de la demanda de la ciudad de Guayaquil considerando que la subestación Salitral tiene altos niveles de carga, estando en el límite de su saturación, es necesario ampliar la capacidad de transformación de esta subestación, mediante la implantación de un patio de 230 kV y la instalación de un transformador 230/69 kV de 225 MVA. Además esta nueva subestación permitirá descargar los transformadores 230/138 kV de 375 MVA de capacidad cada uno de la subestación Pascuales y la línea doble circuito de 138 kV disponible entre las subestaciones de Pascuales y Salitral, minimizando riesgos de desconexión de carga ante simples contingencias en estos elementos del SNT. 71

La ampliación propuesta es una señal de que es necesario disponer de nuevas instalaciones en la ciudad de Guayaquil, por lo que la Eléctrica de Guayaquil deberá realizar, en el menor tiempo posible, un estudio de expansión de su sistema de subtransmisión considerando este nuevo punto de entrega desde el SNT, el mismo que podría ratificar o rectificar la alternativa planteada, así como definir futuros equipamientos para atender la principal carga del SNI. La alimentación de la subestación Nueva Salitral, se realizará seccionando los dos circuitos de la línea Pascuales – Trinitaria de 230 kV, mediante un tramo de línea de 1.5 km de cuatro circuitos. Sobre esta base, las obras programadas son las siguientes: -

Subestación Nueva Salitral: . Un transformador trifásico, 230/69 kV, 135/180/225 MVA. . Cuatro bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Cuatro bahías de línea de 69 kV. . Una bahía de transformador de 69 kV. . Una bahía de transferencia de 69 kV.

-

Línea de transmisión a 230 kV, cuatro circuitos, 1.5 km de longitud.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2017. 13.5.4

Sistema de transmisión Pascuales – Las Orquídeas, 230 kV.

Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área norte de la ciudad de Guayaquil y ante la dificultad de ampliar la capacidad de transformación en la subestación Policentro, es necesario contar con un nuevo punto de entrega desde el SNT, por lo que, una vez realizados el análisis de la distribución de la demanda futura de la EG, se ha programado la instalación de un transformador trifásico 225 MVA, de 138/69 kV, en la subestación que se denominará Las Orquídeas, la cual se ubicaría en ese sector de la ciudad, al norte de la subestación Policentro y a 10 km al sur oriente de la subestación Pascuales, aproximadamente. De los análisis realizados, el ingreso en operación de los proyectos hidroeléctricos, reduce la generación térmica en Guayaquil, con el consecuente incremento de transferencias por los transformadores de la subestación Pascuales 230/138 kV, de 375 MVA de capacidad cada uno, hasta niveles superiores al 80% de su capacidad nominal. Esto hace necesario definir alternativas que permitan minimizar estas altas transferencias de potencia, siendo una de las mejores alternativas el abastecer la demanda de la nueva subestación Las Orquídeas desde la subestación Pascuales, debido a que con la construcción de la futura subestación Daule, y al cambiar la topología de la línea Molino-Pascuales a Molino-Daule, quedan libres dos bahías de línea de 230 kV en Pascuales, las que servirán para conectar la línea que enlazará a la subestación Las Orquídeas.

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Las obras programadas son las siguientes: -

Subestación Las Orquídeas: . Un transformador trifásico, 230/69 kV, 135/180/225 MVA. . Dos bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Tres bahías de línea de 69 kV. . Una bahía de transformador de 69 kV. . Una bahía de transferencia de 69 kV.

-

Línea de transmisión Pascuales - Las Orquídeas, 230 kV, doble circuito, de 10 km de longitud.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2016. 13.5.5

Subestación Durán, 230/69 kV.

En el Plan de Expansión de Transmisión vigente se incluyó la ampliación de la subestación Dos Cerritos, mediante la instalación de transformación 230/138 kV, con el objetivo de abastecer la demanda de Durán del sistema de CNEL-Guayas Los Ríos; sin embargo, después de actualizar los estudios respectivos, se ha determinado que la mejor alternativa es alimentar la subestación Durán seccionando un circuito de la línea Milagro – Las Esclusas de 230 kV, con el fin de descongestionar el corredor Milagro – Dos Cerritos – Pascuales de 230 kV. Por lo expuesto, se programan las siguientes obras: -

Subestación Durán: . Un transformador trifásico, 230/69 kV, 135/180/225 MVA. . Dos bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Cuatro bahías de línea de 69 kV. . Una bahía de transformador de 69 kV. . Una bahía de transferencia de 69 kV.

-

Línea de transmisión 230 kV, cuatro circuitos, 10 km de longitud, montaje inicial de dos, 2x750 ACAR..

Cabe indicar que, el sistema de transmisión propuesto, podría sufrir modificaciones en función de los análisis de la demanda y expansión de la red de CNEL-Guayas Los Ríos, los cuales deberán ser desarrollados por la distribuidora. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2016.

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13.5.6

Sistema Daule – Lago de Chongón 230 kV

Con el objeto de brindar mayor seguridad y confiabilidad a la zona de Guayaquil que es abastecida a nivel de 138 kV con las subestaciones Policentro (150 MVA) y Salitral (2x150 MVA), además de la demanda de la Península de Santa Elena, ante la contingencia de uno de los dos transformadores 230/138 kV, de 375 MVA de capacidad cada uno, de la subestación Pascuales, se ha previsto la construcción de este sistema de transmisión, el cual permitirá evitar restricciones en el suministro de energía eléctrica de estas zonas. Este proyecto permitirá cumplir con el criterio de seguridad estática N-1 en la subestación Pascuales. El sistema se compone de las siguientes obras: -

Línea de transmisión Daule – Lago de Chongón 230 kV, doble circuito, montaje inicial de uno, 30 km de longitud, 1200 ACAR.

-

Subestación Lago de Chongón, ampliación: . Un transformador trifásico, 230/138 kV, 135/180/225 MVA. . Dos bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Una bahía de transformador de 138 kV.

-

Subestación Daule, ampliación: . Dos bahías de línea de 230 kV.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2018. 13.5.7

Sistema Lago de Chongón – Posorja 138 kV

Con la finalidad de mejorar mayorías las condiciones de seguridad y confiabilidad, y cumplir el criterio de seguridad estática para el suministro de electricidad a la zona de Posorja, y con la finalidad de optimizar el uso de las fajas de servidumbre, se ha previsto la construcción de una línea de transmisión, doble circuito, con montaje inicial de uno, para enlazar las subestaciones Lago de Chongón y Posorja, la línea será aislada para 230 kV pero operará a 138 kV. Este sistema a su vez, permitirá atender la futura demanda del puerto de aguas profundas en caso de que se instalara en esta zona. El sistema de transmisión, se compone de las siguientes obras: -

Línea de transmisión Lago de Chongón – Posorja 230 kV, doble circuito, montaje inicial de uno, 70.4 km de longitud, 1200 ACAR (energizada a 138 kV).

-

Subestación Lago de Chongón, ampliación: . Una bahía de línea de 138 kV.

-

Subestación Posorja, ampliación: . Una bahía de línea de 138 kV.

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Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2018. 13.5.8

Subestación San Idelfonso, ampliación 230/138 kV

Con el objeto de optimizar la cargabilidad de los transformadores de la subestación Machala que permiten abastecer la demanda de CNEL Regional El Oro, evitando que el transformador 230/69 kV de 167 MVA se sobrecargue por el alto flujo que circulará por la línea de transmisión San Idelfonso – Machala de 230 kV, debido a la disponibilidad de la generación de gas natural en la zona de Bajo Alto y a la del proyecto hidroeléctrico Minas San Francisco, se requiere instalar un transformador 230/138 kV de 225 MVA en la San Idelfonso, con sus respectivas bahías de alta y media tensión. Este transformador servirá también para optimizar los flujos de las líneas de 138 y 230 kV disponibles entre las subestaciones de San Idelfonso y Milagro.

El equipamiento a ser instalado en San Idelfonso es el siguiente: . Un autotransformador trifásico 230/138 kV, 135/180/225 MVA. . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de transformador de 138 kV. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2017.

13.6

Proyectos Globales del SNT

13.6.1

Reserva de subestaciones.

En enero de 2008, entró en vigencia la Regulación CONELEC 003/08, actualizando la anterior Regulación CONELEC 002/006 referente a “CALIDAD DE TRANSPORTE DE POTENCIA Y DEL SERVICIO DE CONEXIÓN EN EL S.N.I”, en la cual se establecen una serie de obligaciones y responsabilidades del transmisor para cumplir con los criterios de calidad, seguridad y confiabilidad, así como, con lo establecido en los Procedimientos de Despacho y Operación. Con la finalidad de cumplir con las exigencias de esta regulación, se vuelve indispensable el equipamiento de las segundas unidades ó bancos de transformación en las subestaciones del Sistema Nacional de Transmisión.; por lo que, se mantiene el equipamiento de reserva que fuera aprobado por el CONELEC en el año 2007, sin embargo, debido a la falta de recursos económicos para la ejecución de varios proyectos de expansión, CELEC EPTRANSELECTRIC ha visto la necesidad de reprogramar la entrada en operación del equipamiento que se presenta a continuación: - Subestación Nueva Prosperina Instalación de un transformador trifásico, 135/180/225 MVA, 230/69 kV, con ULTC, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión. Este transformador podría servir como

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reserva para los casos en que fallen las unidades de transformación de las subestaciones Sinincay, Nueva Prosperina, Riobamba, etc. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014. - Subestación El Inga Instalación de un transformador trifásico, 180/240/300 MVA, 230/138 kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión. Este transformador podría servir como reserva para los casos en que fallen las unidades de transformación de las subestaciones Milagro, Las Esclusas, San Gregorio, El Inga, etc. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014. - Subestaciones móviles Se ha previsto la adquisición de dos subestaciones móviles de distintos niveles de transformación, por cuanto constituirán una reserva del SNT, en casos de realizar mantenimientos de los transformadores del SNT, así como en caso de que se produzca alguna emergencia de los mismos, especialmente en las subestaciones Santa Rosa, Vicentina, Gualaceo, Limón, Méndez y Macas. Las subestaciones a ser adquiridas son las siguientes: -

Subestación móvil 138/46 kV de 60 MVA. Subestación móvil doble tap (138/22 y 138/13.8 kV) de 33 MVA.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2014. - Bahías de emergencia y/o reserva del SNT Con la finalidad de facilitar la conexión de nueva generación que requiera el país en forma emergente, como ocurrió entre los meses de noviembre 2009 y en enero 2010, es necesario contar con un stock de bahías a nivel de 138 y 69 kV, que permitirán reducir los tiempos de ingreso de dicha generación. Adicionalmente, este equipo servirá para cubrir eventuales emergencias en el SNT y/o retrasos en el suministro de estos elementos en proyectos que podrían postergar su fecha de entrada en operación, con el consiguiente sobrecosto operativo para el sistema eléctrico ecuatoriano. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2013. 13.6.2

Compensación Capacitiva.

Los requerimientos de compensación capacitiva/reactiva han sido determinados considerando que las empresas distribuidoras, de conformidad con la regulación vigente, cumplen con el factor de potencia de 0.96 en el punto de entrega para condiciones de demanda media y máxima, y que los perfiles de voltaje en las barras del SNT cumplan con lo establecido en las disposiciones emitidas por el CONELEC y que constan en el numeral 5.1 de este documento. 76

En el Cuadro No. 9, para cada año del periodo analizado, se presentan la cantidad requerida de nuevos capacitores que deben ser instalados en el SNI, alcanzando la cantidad de 390 Mvar para los diez años del período de estudio. La fecha de entrada en operación de la compensación capacitiva requerida anualmente, corresponde a los años que constan en el calendario de inversiones del Cuadro No. 6, compensación que debería entrar en operación durante el primer trimestre del respectivo año, previo al inicio del periodo hidrológico lluvioso del sistema eléctrico ecuatoriano. A partir del año 2015, se observa un incremento importante de la compensación capacitiva, derivado del ingreso de los proyectos de generación hidroeléctricos, que desplazan la operación de la generación térmica del SNI, especialmente de aquella ubicada en la ciudad de Guayaquil. Cabe indicar que, para minimizar el riesgo de inestabilidad de voltaje en la zona de Guayaquil, a partir de la año 2015, fecha en el cual ingresarán en operación los proyectos hidroeléctricos de gran capacidad como Coca Codo Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatón, entre otros y, pese a la instalación de 300 MVAR de compensación capacitiva distribuidos en las zonas norte y sur de Guayaquil (Daule, Pascuales y Las Esclusas), se requiere la operación entre 100 y 130 MW de generación termoeléctrica distribuida en dos unidades de generación como Trinitaria y Gonzalo Zevallos. 13.6.3

Sistema de Transmisión Central – Quevedo, 230 kV.

Con la puesta en servicio de los proyectos de generación hidroeléctrica en la zona norte del SNI, como son el Coca Codo Sinclair de 1500 MW y Toachi – Pilatón de 253 MW de capacidad, previstos para inicios del año 2015, se produce la saturación de un circuito de la línea de transmisión Santo Domingo-Toachi Pilatón en condiciones de contingencia de su segundo circuito, razón por la cual se requiere reforzar el anillo de 230 kV del SNT. La mejor alternativa que permite superar esta restricción operativa y que además permite reducir los costos de operación del SNI, debido a una reducción importante de pérdidas de potencia en el sistema, es mediante la construcción del sistema de transmisión Central – Quevedo de 230 kV, el cual adicionalmente, brindará mayor seguridad y confiabilidad al SNI, ante diferentes contingencias de la red de 230 kV del SNT. La subestación Central ha sido establecida como resultado de los estudios técnicoseconómicos realizados para la determinación óptima del sistema de transmisión de 500 kV, el cual establece la construcción de la línea de transmisión El Inga-Central-Daule de 500 kV, que inicialmente operará energizada a 230 kV. Al momento se está por definirse el sitio para la construcción de la subestación Central, estimándose que la misma estará ubicada entre los sectores de Tisaleo y Urbina. El equipamiento contemplado en este sistema de transmisión es el siguiente: -

Línea de transmisión Central - Quevedo, 230 kV, doble circuito, 120 km de longitud. 77

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Subestación Central: . Seis bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV.

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Subestación Quevedo, ampliación: . Dos bahías de línea de 230 kV.

Para la interconexión de la subestación Central al SNT, se ha previsto realizar el seccionamiento de los dos circuitos de la línea Molino-Riobamba-Totoras de 230 kV, para lo cual se requiere la construcción de dos tramos de línea de 230 kV, doble circuito, de 5 km de longitud cada uno. Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2013.

13.7

Proyectos requeridos por la Expansión de la Generación

Las fechas de ingreso en operación de los sistemas de transmisión que se señalan a continuación, están asociadas a la puesta en servicio de los proyectos de generación correspondientes. 13.7.1

Sistema de transmisión Esmeraldas - Santo Domingo, 230 kV.

Debido a la ampliación de la capacidad de generación de la central de CELEC EP TERMOESMERALDAS, que instalará 96 MW adicionales, se requiere construir un sistema de transmisión asociado que permita evacuar esta generación al SNI, la misma que será producida mediante el uso de residuo de petróleo. Esta generación permitirá cubrir el crecimiento de la demanda del país, especialmente en el periodo previo al ingreso de los grandes proyectos de generación hidroeléctrica que está desarrollando el gobierno nacional. De acuerdo con los análisis efectuados por CELEC EP – TRANSELECTRIC, la mejor alternativa es la implementación de un sistema de transmisión de 230 kV entre las subestaciones de Santo Domingo y Esmeraldas a nivel de 230 kV. Las obras consideradas en este proyecto, son las siguientes: -

Línea de transmisión Esmeraldas – Santo Domingo 230 kV, 155 km, doble circuito.

-

Subestación Esmeraldas: . Un banco de autotransformadores monofásicos, 4x33/44/55 MVA, 138/230 kV. . Dos bahías de línea de 230 kV. . Dos bahías de línea de 230 kV (generación) . Una bahía de transformador de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV. . Una bahía de transformador de 138 kV.

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-

Subestación Santo Domingo, ampliación: . Dos bahías de línea de 230 kV.

Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2014. 13.7.2

Sistema de transmisión Sopladora – Taday - Milagro, 230 kV

De acuerdo con lo establecido en el Plan de Generación vigente, para mediados del año 2015, ingresará en operación el proyecto hidroeléctrico Sopladora, motivo por el cual es necesario construir el sistema de transmisión asociado, que permita evacuar esta generación al SIN. Con estos antecedentes se ha planteado la construcción de una línea de transmisión de 230 kV entre este proyecto y la subestación Taday. Adicionalmente, conforme los resultados de los estudios eléctricos realizados, con la finalidad de cumplir con el criterio de seguridad estática del sistema, en el corredor Molino-Pascuales de 230 kV, es necesario reforzar este corredor, de manera que en caso de contingencia de un circuito de cualquiera de las líneas de transmisión que parta desde la subestación Molino con dirección hacia Milagro y Guayaquil, no se produzcan sobrecargas en sus segundos circuitos correspondientes, para lo cual se requiere la construcción de una línea de transmisión de 230 kV entre las subestaciones Taday y Milagro. Las obras contempladas en este sistema son las siguientes: -

Línea de transmisión Sopladora – Taday, 230 kV, doble circuito, conductor 2x750 ACAR, 35 km de longitud.

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Línea de transmisión Milagro – Taday, 230 kV, doble circuito, conductor 2x750 ACAR, 140 km de longitud.

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Subestación Taday, ampliación: . Dos bahías de línea de 230 kV.

-

Subestación Milagro, ampliación: . Dos bahías de línea de 230 kV.

Fecha de ingreso en operación: Primer trimestre del año 2015.

13.8

Sistema de Transmisión de 500 kV.

El mapa energético ecuatoriano se está modificando debido al desarrollo de nuevos proyectos de generación hidroeléctrica en el país, lo que implica que en años futuros se reduzca a cantidades mínimas el despacho de generación termoeléctrica en el país y principalmente en la ciudad de Guayaquil, lo cual obliga a una mayor solicitación del sistema troncal de transmisión, mediante el cual se atiende a esta zona del país.

79

El Gobierno Nacional está impulsando el desarrollo de grandes proyectos de generación hidroeléctrica como el Coca Codo Sinclair de 1.500 MW de capacidad, el cual ha sido reprogramado para mediados del año 2015. Igualmente, CELEC EP - HIDROPAUTE está ejecutando el proyecto hidroeléctrico Sopladora de 487 MW, previsto para el año 2015, el cual estará ubicado aguas abajo de la central Molino. Para evacuar esas altas potencias hacia el SNI, se requiere contar con un sistema de transmisión de gran capacidad, de 500 kV, como el que el CONELEC aprobó en el Plan de Expansión de Transmisión, periodo 2007-2016, sobre la base de estudios preliminares realizados por CELEC EP – TRANSELECTRIC. En dicho plan se aprobó para el año 2015, la implementación de un sistema de transmisión a 500 kV que una los centros de carga de Quito y Guayaquil, con subestaciones que estarían ubicadas cerca de estas ciudades, que en principio se estimó que podría ser en El Inga (Pifo) y Yaguachi, respectivamente, las mismas que se interconectarían mediante una línea de transmisión de 500 kV, 300 km de longitud, 1 circuito, conductor 4x750 ACAR, cuyo recorrido sería Quito(El Inga)–Ambato–Guaranda–Babahoyo–Guayaquil (Yaguachi). Sin embargo, con la finalidad de establecer la configuración definitiva del sistema de transmisión de 500 kV, más adecuado y que permita optimizar el uso de los recursos energéticos disponibles por el país en el mediano y largo plazos, CELEC EPTRANSELECTRIC en el mes de diciembre de 2010, contrató la ejecución de tales estudios con el Consorcio ECU500kV, el mismo que está conformado por las empresas CESI de Italia y EFFICACITAS de Ecuador, cuyos resultados de la configuración del sistema de 500 kV se presentan a continuación: - Sistema de transmisión Coca Sinclair-El Inga-Central-Daule La mejor alternativa para evacuar la generación del proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair de 1500 MW de capacidad hacia el SNI, se requiere la implementación de dos líneas de 500 kV entre las subestaciones de El Inga, ubicada en el suroriente de la ciudad de Quito, y Coca Codo Sinclair; y, la ampliación de capacidad de transformación de la subestación El Inga con 3 bancos de autotransformadores 500/230 kV de 600 MVA de capacidad cada uno. Con estas obras, la mayor parte de la producción de la central de generación Cocoa Codo Sinclair se la utilizaría en la zona norte del SNI. De acuerdo con los estudios técnico-económicos y considerando que: el SNT requiere contar con un refuerzo en la zona norte del SNI, de manera independiente al aporte del proyecto Coca Codo Sinclair; el Gobierno Nacional conjuntamente con los países vecinos están impulsando la creación de un corredor energético para integrar los países de la región andina; en el mediano plazo, de acuerdo con los requerimientos de la demanda del país, se podrían desarrollar proyectos de generación de la cuenca del río Guayllabamba; y, ante la dificultad en la obtención de fajas de servidumbre para la construcción de líneas de transmisión, situación que se agravará con el paso del tiempo, se concluyó que es necesaria la construcción de un enlace diseñado a 500 kV entre Quito (El Inga) y Guayaquil (Daule), con una subestación intermedia en la zona del centro del país (Subestación Central). Cabe indicar que, la operación de este enlace se realizará inicialmente a 230 kV, razón por la cual, solamente se requiere la implementación de los patios de 230 kV en las 80

subestaciones Daule y Central; y, que la operación de la línea El Inga-Central-Daule se realizará a nivel de 500 kV, una vez que se desarrollen más proyectos de generación en la cuenca del río Guayllabamba o se concrete la integración del corredor energético de 500 kV de la región andina. En los estudios antes referidos, como una de las alternativas del sistema de transmisión de 500 kV, se analizó el desarrollo del sistema de transmisión del corredor sur comprendido entre las zonas de Molino y Guayaquil, relacionado con la evacuación de la producción de los proyectos hidroeléctricos de generación de la cuenca Mazar-Paute como son Sopladora y Cardenillo con un aporte de 1000 MW aproximadamente, incluyendo además el aporte del proyecto hidroeléctrico Delsitanisagua de 116 MW de capacidad. Como parte de los resultados de estos estudios, y considerando que asociado a la incorporación del proyecto de generación Sopladora se requiere la construcción de un enlace de 230 kV, doble circuito, entre las subestaciones Taday y Milagro, para cumplir con el criterio de seguridad estática del sistema, es decir, que el SNT pueda soportar una simple contingencia en las líneas Molino-Zhoray-Milagro-Dos Cerritos-Pascuales y Molino-Pascuales de 230 kV, se concluyó desde el punto de vista técnico y económico que asociado al desarrollo del proyecto Cardenillo, se presentan mayores beneficios la construcción de una línea de 230 kV, doble circuito, entre las subestaciones Taday y Daule, en lugar de la alternativa de construir una línea de transmisión aislada a 500 kV. Se debe mencionar que, CELEC EP – TRANSELECTRIC ha realizado varias gestiones a fin de ubicar el sitio para la construcción de la subestación de 500/230 kV en la zona de Guayaquil, identificándose como el sitio más viable el sector de Chorrillo cercano a la población de Daule en lugar de Los Lojas ó Yaguachi, por cuanto presentaría mayores facilidades para el ingreso y salida de líneas de 230 y 500 kV, además de que no se encuentra en una zona inundable. El sector de Chorrillo (Daule) está ubicado a unos 7 km al noroeste de la subestación Pascuales. De manera similar, se realizaron estudios de campo para identificar el sitio más adecuado que permita construir una subestación en la zona asociada al proyecto Sopladora, que además permita en el futuro la conexión del proyecto de generación Cardenillo, estableciéndose que la subestación podría estar ubicada en la zona de Taday, localizada a unos 30 km al oeste de la subestación Molino, sector por el cual cruzan las líneas de transmisión de 230 kV Molino-Pascuales, Zhoray-Milagro y Molino-Totoras-Riobamba. Al momento se están realizando estudios de campo, para ubicar el mejor sitio para la construcción de la subestación Central, la misma que se ubicaría entre los sectores de Tisaleo y Urbina. Es importante señalar que las subestaciones Central y Taday se integrarán al SNT mediante el seccionamiento de los dos circuitos de la línea de transmisión Molino-RiobambaTotoras de 230 kV. Sobre la base de lo expuesto, el sistema de transmisión Coca Sinclair-El Inga-CentralDaule, está contemplado por las siguientes obras: -

Líneas de Transmisión: 81

. Línea de transmisión El Inga – Coca Codo Sinclair, 500 kV, 125 km, dos líneas independientes de un circuito cada una, conductor 4x1100 ACAR. . Línea de transmisión El Inga – Central, construida a 500 kV, 120 km, un circuito, conductor 4x750 ACAR, energizada a 230 kV. . Línea de transmisión Central – Daule, 500 kV, 180 km, un circuito, conductor 4x750 ACAR, energizada a 230 kV. . Tres tramos de líneas de transmisión Daule – Punto de seccionamiento de las líneas Molino-Pascuales (2 circuitos), Quevedo-Pascuales (2 circuitos) y Trinitaria-Pascuales, 230 kV, 10 km, doble circuito, conductor 1200 ACAR. -

Subestaciones: Subestación El Inga, 500/230 kV: . Tres bancos de transformadores monofásicos de 600 MVA, 500/230 kV. . Un transformador monofásico de 200 MVA, 500/230 kV, de reserva. . Dos bahías de línea de 500 kV. . Tres bahías de transformador de 500 kV. . Una bahía de acoplamiento de 500 kV. . Dos bahías para reactor de línea de 500 kV con reactor de neutro, sin interruptor. . Dos bancos de reactores de línea de 500 kV, 30 MVAR con reactor de neutro (72.5 kV, 0.3 MVAR). . Un reactor de línea de 500 kV, 10 MVAR, reserva. . Un reactor de neutro 72.5 kV, 0.3 MVAR, reserva. . Módulo común de 500 kV (protecciones, SS.AA., control, etc.). . Tres bahías de transformador de 230 kV. . Una bahía de línea de 230 kV. Subestación Central, ampliación: . Dos bahías de línea de 230 kV. Subestación Daule 230 kV: . Diez bahías de línea de 230 kV. . Una bahía de acoplamiento de 230 kV.

Adicionalmente, como parte del sistema de transmisión de 500 kV, se ha contemplado la construcción de la subestación Coca Codo Sinclair de 500/230 kV con la instalación de un banco de autotransformadores de 375 MVA de capacidad, desde la cual se enlazará el sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos de 230 kV, para abastecer la demanda de energía eléctrica de la zona nororiental del país, tal como se señaló en el numeral 13.2.1. Esta subestación comprende el siguiente equipamiento: Subestación Coca Codo Sinclair, 500/230 kV: . Un banco de transformadores monofásicos de 375 MVA, 500/230 kV. . Un transformador monofásico de 125 MVA, 500/230 kV, de reserva. . Cuatro bahías de línea de 500 kV. 82

. . . . . . . . . .

Una bahía de transformador de 500 kV. Una bahía de acoplamiento de 500 kV. Dos bahías para reactor de línea de 500 kV con reactor de neutro, sin interruptor. Dos bancos de reactores de línea de 500 kV, 30 MVAR con reactor de neutro (72.5 kV, 0.3 MVAR). Un reactor de línea de 500 kV, 10 MVAR, reserva. Un reactor de neutro 72.5 kV, 0.3 MVAR, reserva. Módulo común de 500 kV (protecciones, SS.AA., control, etc.). Una bahía de transformador de 230 kV. Dos bahías de línea de 230 kV. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.

Para el cuarto trimestre del año 2014, se ha previsto el ingreso en operación de la línea de transmisión El Inga – Central de 500 kV, energizada a 230 kV, a fin de reforzar la Zoina Norte del SNT, de manera independiente a la operación del proyecto hidroeléctricio Coca Codo Sinclair -CCS. De manera similar, para mejorar las condiciones de suministro de energía eléctrica a la zona nororiental del país, y abastecer la demanda de Petroecuador, se ha previsto que las dos líneas de transmisión El Inga - CCS de 500 kV, ingresen en operación en el cuatro trimestre de 2014, las mismas que operarán energizadas a 230 kV. Las fechas de ingreso en operación de las subestaciones El Inga 500/23 kV, CCS 500/230 kV y, Daule 230 kV; y, de la línea de transmisión Central – Daule de 500 kV (energizada a 230 kV), está asociada al ingreso en operación del proyecto de generación Coca Codo Sinclair, previsto para mediados del año 2015. En el Gráfico 19, se muestra un esquema de la configuración preliminar del Sistema de Transmisión de 500 kV, definido por CELEC EP – TRANSELECTRIC.

83

Gráfico 19 Sistema de Transmisión de 500 kV

14.

PRESUPUESTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS OBRAS

El presupuesto que se requiere para ejecutar el Plan de Expansión de la Transmisión para el período 2012-2021 alcanza la cifra de 838.2 , cuya composisicón se muestra en la Tabla 31. Cabe indicar que, en el Cuadro No 6, se presentan los requerimientos presupuestarios para la ejecución del PET de manera detallada.

84

Tabla 31 Presupuesto PET 2012-2021

PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021 PRESUPUESTO Detalle

Obras del SNT (sin obras Mandato No.09 ni obras del ST 500 kV)

Miles USD

519,589.85

Obras financiadas mediante el Mandato No.09

30,512.26

Obras del Sistema de Transmisión de 500 kV

288,142.19

TOTAL

838,244.30

En las Tablas 32 y 33, se presenta la inversión requerida para el Plan de Expansión de Transmisión 2012-2021, tanto de los proyectos que se encuentran en marcha así como de los nuevos proyectos de expansión considerados en el PET. A fin de conocer los requerimientos presupuestarios para cada año, que se presenta en la Tabla 34, se considera que la inversión total es realizada “hipotéticamente” en el año de entrada en operación para cada proyecto. Estas cifras, tienen como única finalidad proporcionar una visión indicativa sobre el requerimiento presupuestario global de las inversiones de manera anual. Sin embargo, es necesario tener presente que el flujo real de fondos que demanda la ejecución en los proyectos de este tipo, son generalmente de manera multianual, teniéndose en términos normales el período de dos a tres años de ejecución. Cabe indicar que, para llegar a obtener la información más detallada sobre el flujo de fondos, se hace necesario partir de la programación y el cronograma pormenorizado de cada uno de los proyectos. Esta información forma parte del programa de inversiones de las empresas del sector eléctrico. En lo concerniente al financiamiento, es necesario recordar que con fecha 23 de julio de 2008, la Asamblea Constituyente emitió el Mandato Constituyente No. 15, estableció cambios importantes en el manejo del sector eléctrico, particularmente en el tema tarifario, eliminando la componente destinada a financiar la expansión de la transmisión, determinando que los recursos necesarios para tales fines, serán cubiertos por el Estado a través de su Presupuesto General. Sin embargo, el cumplimiento de este mandato se ha realizado de manera parcial, por cuanto no se ha efectivizado la transferencia total y oportuna de los recursos determinados para el desarrollo de los proyectos de expansión, lo cual implica la necesidad de ubicar nuevas fuentes de financiamiento para la ejecución del Plan.

85

Tabla 32 Presupuesto proyectos en marcha (miles USD)

PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021 PROYECTOS EN MARCHA / Ingreso en operación a partir de 2012 ITEM

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

DESCRIPCION S/E Ambato, 138/69 kV, ampliación. S/E Mulaló, 138/69 kV, ampliación. Sistema de transmisión Santa Rosa - Pomasqui II, 230 kV S/E El Inga, 230/138 kV, 300 MVA Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV. S/E Santo Domingo, 230/138 kV, ampliación capacidad transformación. Sistema de transmisión Quevedo - Portoviejo (San Gregorio) S/E Santo Domingo, 138/69 kV, ampliación. S/E Chone, 138/69 kV, ampliación. Subestación Quinindé, 138/69 kV, 60 MVA S/E Babahoyo, 138/69 kV, ampliación capacidad transformación S/E Cuenca 69 kV, ampliación. Sistema de transmisión Cuenca - Loja, 138 kV. Sistema de transmisión Loja - Cumbaratza, 138 kV. Sistema de transmisión Milagro - Machala, 230 kV. Sistema de Transmisión Plan de Milagro-Macas, 138 kV Sistema de transmisión Lago Chongón - S. Elena, 138 kV. Modernización S/E Pascuales Compensación Capacitiva Sistema de transmisión Milagro - Las Esclusas, 230 kV Subestación móvil 138/69 kV Bahías de emergencia y/o reserva 230/138/69 kV

TOTAL

TOTAL Miles USD 2,216.00 3,559.00 17,130.41 11,546.15 8,778.03 4,590.00 10,283.46 5,664.97 72.00 6,764.43 10,641.42 438.00 5,469.24 13,059.70 23,372.00 4,852.00 17,724.70 2,194.00 1,684.00 30,512.26 4,144.00 3,842.00

188,537.77

86

Tabla 33 Presupuesto nuevos proyectos (miles USD)

PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021 PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO ITEM 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 25 26 27 28 30 31 32 34 35 36

DESCRIPCION S/E Pomasqui, 230/138 kV, ampliación. S/E Santa Rosa, 138 kV, ampliación. S/E Totoras, 230/138 kV, ampliación. S/E Tabacundo 230/138 kV, 167 MVA S/E Tabacundo, 230/69 kV, 100 MVA, ampliación Sistema de transmisión Sucumbíos - Fco. Orellana, 138 kV. Sistema de transmisión CCSinclair - Sucumbíos, 230kV. S/E San Gregorio (Portoviejo), 230/69 kV, ampliación. Sistema de transmisión Quevedo - San Gregorio, 230 kV II etapa. Sistema de transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 kV. Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino, 138 kV S/E Yanacocha, 138/69 kV, ampliación. Subestación La Troncal, 230/69 kV, 167 MVA Sistema Milagro - Babahoyo, 138 kV. Sistema Milagro - Machala, 230 kV II Etapa. Modernización S/E Molino S/E Las Esclusas, 230/69 kV, ampliación. S/E Posorja, 138/69 kV, ampliación. S/E San Idelfonso, ampliación 230/138 kV Subestación Nueva Salitral 230/69 kV. Sistema transmisión Pascuales - Las Orquideas, 230 kV. Subestación Durán 230/69 kV. Sistema Daule - Lago de Chongón, 230 kV. Sistema Lago de Chongón - Posorja 138 kV. S/E Nueva Prosperina, 230/69 kV, ampliación. S/E El Inga, 230/138 kV, ampliación. Subestaciones móviles Bahías de emergencia y/o reserva, 138/ 69 KV Compensación capacitiva. Sistema de transmisión S/E Central - Quevedo, 230 kV. Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto.Domingo, 230 kV. Sistema de transmisión Sopladora - Taday - Milagro, 230 kV. Sistema de transmisión CC Sinclair - El Inga - Daule

TOTAL

TOTAL Miles USD 3,829.00 1,988.12 4,496.81 12,353.48 4,652.16 14,693.09 24,850.50 5,349.31 3,382.00 17,200.21 4,088.27 4,440.00 7,804.04 11,518.00 9,110.00 8,623.00 6,721.31 3,150.68 4,234.00 10,074.71 11,443.97 11,498.00 12,820.00 12,410.00 5,486.56 4,962.05 8,024.79 1,647.00 7,046.85 30,140.00 43,379.44 50,147.00 288,142.19

649,706.53

87

Tabla 34 Presupuesto Anual (miles USD)

PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021 PRESUPUESTO (miles USD) Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 TOTAL

Proyectos en marcha 99,879.89 87,350.61 1,307.28 -

188,537.77

Nuevas obras del SNT sin ST de 500 kV

ST de 500 kV

10,454.12 66,786.49 176,244.71 14,794.56 34,964.40 29,001.80 29,318.27 -

361,564.34

Total Plan de Obras de Transmisión

115,546.00 172,596.19 -

288,142.19

110,334.01 154,137.10 291,790.71 187,390.75 36,271.68 29,001.80 29,318.27 -

838,244.30

Sobre esta base, CELEC EP - TRANSELECTRIC conjuntamente con el Ministerio de Electricidad y el Ministerio de Finanzas, desde el mes de julio del año 2009, está desarrollando las actividades necesarias a fin de concretar el financiamiento de las obras que se señalan a continuación, por un monto de 52.99 millones de dólares, con el Banco Interamericano de Desarrollo, contando al momento con la autorización del préstamo por parte del Comité del Banco, estando pendiente la suscripción del Contrato de Préstamo por parte del Ministerio de Finanzas: -

Subestación Pomasqui, instalación del segundo transformador 230/128 kV, 300 MVA.

-

Línea de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, 230 kV (energizada a 138 kV), 81 km, doble circuito, montaje inicial de uno.

-

Subestación Cuenca, ampliación de una bahía de línea de 69 kV.

-

Subestación Quinindé, 138/69 kV, 100 MVA

-

Sistema de transmisión Cuenca – Loja de 138 kV.

-

Sistema de transmisión Loja – Cumbaratza de 138 kV.

La no ejecución de los proyectos en los términos contenidos en este Plan, genera situaciones de riesgo para el Sistema Nacional de Transmisión, que podrían afectar la calidad y la seguridad en el suministro, siendo observables sus efectos a mediano plazo.

88

15.

ASPECTOS COMPLEMENTARIOS

CELEC EP - TRANSELECTRIC contempla en su plan de expansión la ejecución de varios proyectos cuyas características permitirían obtener beneficios ambientales (locales y globales) y socioeconómicos. En particular, ciertos proyectos identificados en este plan se justifican por el beneficio adicional de reducir emisiones de dióxido de carbono (CO 2) derivadas de la generación termoeléctrica que sirve al SNI y por ende, contribuir a los esfuerzos del país en relación a la mitigación del calentamiento global. Los proyectos que por sus características, fomentarán una reducción de emisiones de CO 2 y que con el incentivo complementario de los certificados de carbono podrían asegurar su implementación son, entre otros: -

16.

Línea de transmisión Santa Rosa-Pomasqui de 230 kV. Línea de transmisión Cuenca-Loja de 138 kV. Línea de transmisión Milagro-Machala de 230 kV. Línea de transmisión Milagro-Las Esclusas de 230 kV. Línea de transmisión Central-Quevedo de 230 kV. Línea de transmisión El Inga-Daule de 500 kV.

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

 Con la finalidad de cumplir con las fechas de entrada en operación de los proyectos referidos en el presente Plan de Expansión, para garantizar el abastecimiento del crecimiento de la demanda de energía eléctrica y la incorporación de generación al SNI, más aún si se considera el presupuesto correspondiente al sistema de transmisión de 500 kV ‘Coca Codo Sinclair-El Inga-Daule’, es indispensable que a CELEC EP – TRANSELECTRIC se le asignen, de manera oportuna los recursos económicos necesarios para la ejecución de las obras, de acuerdo con el presupuesto establecido en este plan.  Ante la falta de recursos para poder ejecutar los proyectos previstos en el Plan de Expansión, ha sido necesario buscar financiamiento externo, para lo cual CELEC EP – TRANSELECTRIC, en coordinación con el Ministerio de Electricidad y Energía Renovable, gestionó ante el Banco Interamericano de Desarrollo–BID, la obtención de recursos. Sin embargo, es importante señalar que los tiempos de análisis y de preparación de la documentación para la obtención del crédito por parte del BID es de dos años aproximadamente, situación que debe ser considerada al momento de definir un portafolio de inversiones para la expansión del SNT.  Con la finalidad viabilizar la conexión al Sistema Nacional de Transmisión de los proyectos de generación definidos en el Plan de Expansión de Generación, es importante que dentro del financiamiento de dichos proyectos, se incluya el presupuesto necesario para la construcción de sus sistemas de transmisión asociados.

89

 El plan de generación incluye proyectos hidroeléctricos de gran capacidad (Coca Codo Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatón, Delsitanisagua, etc.) que determinan cambios estructurales en el Sistema Nacional de Transmisión e involucran altas inversiones..  La configuración del sistema de transmisión de 500 kV ‘Coca Codo Sinclair-El IngaCentral-Daule’, fue determinada mediante estudios de detalle realizados por el Consorcio ECU500KV conformada por las empresas CESI de Italia y EFFICACITAS de Ecuador, para lo cual CELEC EP - TRANSELECTRIC suscribió el contrato el 9 de noviembre de 2010, y para su financiamiento parcial se cuenta con una Cooperación Técnica No Reembolsable del BID.  El sistema de transmisión de 500 kV propuesto, se lo debe realizar en dos etapas; en la primera etapa iniciaría su operación energizado temporalmente a 230 kV entre El Inga, S/E Central y Daule; y, la segunda etapa de este sistema energizado a 500 kV entre El Inga y Coca Codo Sinclair, sujeto al ingreso del proyecto hidroeléctrico Coca Codo Sinclair.  La presencia del sistema de transmisión de 500 kV, demandará que los diferentes organismos del sector eléctrico, como el CONELEC, CENACE y CELEC EP TRANSELECTRIC, analicen las modificaciones que deberán realizarse y/o crear una nueva normativa correspondiente, regulaciones, procedimientos operativos, entre otros aspectos, relacionados con el diseño y operación de instalaciones de transmisión con este nivel de tensión..  Los nuevos proyectos hidroeléctricos desplazarán la operación de generación térmica del país, que básicamente se encuentra ubicada en la cuidad de Guayaquil, lo que obliga a un importante equipamiento de capacitores en diversas subestaciones del SNT; y, se crea la necesidad de definir las políticas de despacho de generación de seguridad de área. Además del equipamiento de compensación (Daule, Pascuales y Las Esclusas), para evitar el riesgo de inestabilidad de voltaje en la zona de Guayaquil, se requiere la operación de 130 MW de generación termoeléctrica, distribuida en dos unidades de generación, como la Central Trinitaria y una unidad de la Central Gonzalo Zevallos.  El desarrollo de los grandes proyectos de generación hidroeléctrica, traerá como consecuencia la disminución de la tarifa eléctrica, lo que se reflejará en un mayor consumo de energía, fundamentalmente por la disminución o traslado del uso de gas domiciliario (cocinas, calefones, etc.) hacia el uso de electricidad. Este potencial crecimiento de la demanda, deberá ser revisado en la proyección de la demanda entregada por el CONELEC, de acuerdo con el cambio de la matriz energética que impulsa el Gobierno Nacional.  En el presente PET, se ha previsto que la operación del sistema de transmisión de 230 kV hacia Sucumbíos, el cual inicialmente utilizaría las dos líneas de 500 kV entre El Inga y Coca Codo Sinclair energizadas a 230 kV, ingrese en operación para fines del año 2014, con lo cual se mejorarán las condiciones de suministro de energía eléctrica a la zona nororiental del país y, se podrá abastecer la demanda del sector petrolero estatal.  Una nueva alternativa para atender la demanda del sector nororiental del país, que se está analizando en el seno de la Comisión de Vecindad e Integración entre Ecuador y 90

Colombia, podría ser la construcción de una línea de interconexión internacional entre Orito en Colombia y Nueva Loja en Ecuador, mediante una línea de 230 kV, que inicialmente operaría a 115 kV, alternativa que además de cubrir posibles retrasos en la construcción del proyecto Coca Codo Sinclair, serviría luego para exportar energía a Colombia, cuando este proyecto de generación ingrese en operación.  Es preocupación de CELEC EP – TRANSELECTRIC que el CONELEC no haya continuado con el proyecto de normativa ó regulación que defina cuando una instalación debe ser desarrollada como parte del Plan de Expansión de Transmisión ó como parte de los sistemas de subtransmisión que son responsabilidad de las Empresas Distribuidoras.  Las empresas de distribución deberán realizar el equipamiento de compensación capacitiva en su sistema, no solamente para cumplir con el factor de potencia de la carga que exige la normativa, sino también para que constituyan un respaldo y complemento de los capacitores que el transmisor instala en las subestaciones del SNT en su área de influencia.  Debido a las dificultades que se presentan en la obtención de las fajas de servidumbre para las nuevas líneas de transmisión, en algunos casos se propone que se diseñen y construyan las líneas para un nivel de tensión superior al que operarían inicialmente; y, en otros casos se ve la necesidad de adelantar su ejecución con la finalidad de asegurar estos derechos de paso, que a futuro serán más difíciles conseguirlos. Igualmente, en situaciones en las que no se puede aplicar lo antes mencionado, se está optando por reconfigurar y optimizar algunas estructuras instaladas en el SNT para añadir circuitos adicionales.  Se reitera la necesidad de que el CONELEC revise la normativa referente a la entrega de los planes de expansión de las distribuidoras y/o del transmisor, de tal forma de conseguir que los planes, que las empresas de distribución entregan al CONELEC puedan ser consideradas en la elaboración del Plan de Expansión de Transmisión, con la finalidad de evitar lo que ocurre actualmente, dándose el caso que la información remitida por los distribuidores corresponde al plan elaborado hace un año y, que muchas veces lo entregan a finales del mes de marzo, cuando prácticamente estaba por concluirse la elaboración del documento.  Para la proyección de la demanda de potencia y energía que anualmente realiza el CONELEC, se debe incluir la demanda de los proyectos especiales que podrían integrarse al SNI en el futuro, especialmente en el corto plazo, como es el caso de varias empresas mineras que se han acercado a CELEC EP - TRANSELECTRIC para indicar sus intenciones de conexión al SNT.  Dado que, la zona de Manta presenta un continuo y alto crecimiento de su demanda, y tiene un número significativo de cargas autoabastecidas, se ha previsto la construcción de una nueva subestación de 230/69 kV y 225 MVA de capacidad, en el sector de San Juan de Manta, la cual será alimentada mediante una línea de transmisión de 230 kV, de 35 km de longitud, desde la subestación San Gregorio. Este sistema de transmisión a su vez permitirá evacuar la generación que produciría la Refinería del Pacífico, la misma que se ubicaría en las cercanías de San Juan de Manta.

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 El CENACE y CONELEC deben exigir que las centrales de generación provean los reactivos necesarios para una adecuada operación del SNI, entre las que se puede mencionar a ELECTROQUIL, TERMOGUAYAS, entre otras.  Se estima conveniente que la información proporcionada por el CONELEC para la ejecución del Plan de Expansión de Transmisión, como son la proyección de la demanda anual de potencia y energía y el plan de generación para los próximos diez años, sea entregada de manera oficial, los primeros días del mes de octubre, con lo cual se dispondrá de un adecuado período de tiempo para la ejecución de los estudios eléctricos y económicos que son necesarios para la actualización del referido plan.  La necesidad de ampliación futura de la capacidad de transformación a nivel de 230 kV en la ciudad de Guayaquil, requiere que la Eléctrica de Guayaquil realice, en el menor tiempo posible, un estudio de expansión de su sistema de subtransmisión, considerando los niveles de voltaje de 138 y/o 230 kV, que permita atender de una forma adecuada y coherente el crecimiento de la principal carga del SNI. Estudios similares se han desarrollado en forma conjunta entre CELEC EP - TRANSELECTRIC y varias empresas distribuidoras del país, como CNEL-Manabí, CNEL-Los Ríos, Centro Sur, Azogues y Empresa Eléctrica Quito.  Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área norte de Guayaquil y ante la dificultad de ampliar la capacidad de transformación de la subestación Policentro, se ha programado la construcción de la subestación Las Orquídeas, la cual será abastecida desde la subestación Pascuales a nivel de 230 kV, con lo cual se evitará las altas transferencias de potencia por los transformadores de la subestación Pascuales 230/138 kV. .  La presencia de nueva generación hidroeléctrica en el país, permite reducir la operación de la generación térmica en la ciudad de Guayaquil, que añadido con el crecimiento de su demanda, haría necesario la ampliación de la transformación 230/138 kV en la subestación Pascuales y el incremento de la transformación a nivel de 230 kV en la subestación Salitral, para servir desde el SNI a dicha ciudad. Una de las alternativas de equipamiento que soluciona en forma simultánea estos problemas, es la construcción de una nueva subestación 230/69 kV que se ubicaría en la zona de Salitral, la cual será alimentada mediante el seccionamiento de los dos circuitos de la línea Pascuales-Nueva Prosperina-Trinitaria de 230 kV.  En el presente plan de expansión 2012-2021, se han programado nuevas obras de transmisión como los sistemas: Sucumbíos – Orellana; Lago de Chongón – Posroja; Daule Peripa – Severino; ampliación de la subestación San Idelfono 230/138 kV; Daule – Lago de Chongón, entre otros, los cuales ,tiene por objetivo que el SNT en las zonas de influencia de estos proyectos, pueda cumplir con los criterios de seguridad estática N-1 en sus elementos, incrementando los niveles de confiabilidad y seguridad del sistema.  Por información extraoficial, se conoce que se desarrollarán varios proyectos hidroeléctricos adicionales en la subcuenca del río Guayllabamba como Chespi, Chontal, etc., aspecto que requiere sea oficializado por parte del CONELEC con la correspondiente inclusión en el plan de generación, con la objeto de poder definir un 92

adecuado sistema de transmisión asociado y no establecer sistemas parciales ó sobredimensionados.  Para brindar un mejor servicio a CNEL-Los Ríos, se plantea la construcción de una nueva línea de transmisión de 230 kV entre Milagro y Babahoyo, doble circuito, energizada a 138 kV, con la finalidad de evitar los problemas de altura y distancias de seguridad, derivados del cambio del uso del suelo a lo largo de la ruta de esta línea de transmisión.  Para atender emergencias en equipos de transformación de la subestaciones del SNT, es importante que, se asignen los recursos económicos necesarios para la adquisicón de transformadores, subestaciones móviles y bahías de reserva para el Sistema Nacional de Transmisión. ../..

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