PLAN DE EXPANSION 2013-2022_21 03 2012

CELEC S.A. CORPORACIÓN ELÉCTRICA DEL ECUADOR

TRANSELECTRIC


TRANSELECTRIC

PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN

PERÍODO 2013-2022

Marzo - 2012


TRANSELECTRIC


TRANSELECTRIC

PLAN DE EXPANSIÓN DE TRANSMISIÓN

PERÍODO 2013-2022

INDICE

1. GLOSARIO DE TÉRMINOS ........................................................................................... 1 2. ANTECEDENTES ............................................................................................................. 2 3. RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................. 2 4. OBJETIVOS ....................................................................................................................... 6 5. INFORMACIÓN UTILIZADA ......................................................................................... 6 6. CRITERIOS Y METODOLOGÍA ................................................................................... 6 7. EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD Y CONFIABILIDAD 8 7.1 Estado Estacionario ......................................................................................................... 8 7.2 Estado Transitorio ......................................................................................................... 10 7.3 Estado Dinámico ............................................................................................................ 11 7.4 Criterios Básicos de Confiabilidad ............................................................................... 12 7.5 Incumplimiento de las normas de calidad .................................................................... 12 8. LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ........................... 12 9. DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN ......................... 13 9.1 Componentes del SNT ................................................................................................... 14 9.2 Perfiles de voltaje ........................................................................................................... 17 9.3 Cargabilidad de líneas de transmisión y transformadores de subestaciones del SNT

21 9.4 Restricciones Operativas del SNT................................................................................. 24 10. INFORMACIÓN UTILIZADA ....................................................................................... 30 10.1 Proyección de Demanda y de Generación. ................................................................... 30 10.2 Información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras ................. 32 11. COORDINACIÓN CON EL CENACE .......................................................................... 32 12. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN MARCHA ........................................................... 33 12.1 Financiamiento proveniente del Mandato No. 9 .......................................................... 39 12.2 Financiamiento proveniente del Mandato No. 15 ........................................................ 40 12.2.1 Proyectos Zona Norte ............................................................................................................. 42 12.2.2 Proyectos Zona Nororiental ................................................................................................... 44 12.2.3 Proyectos Zona Noroccidental ............................................................................................... 44 12.2.4 Proyectos Zona Sur ................................................................................................................ 46 12.2.5 Proyectos Zona Suroccidental ................................................................................................ 49 12.2.6 Proyectos Global SNT ............................................................................................................ 50 13. PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO ........................................................................ 51 13.1 Proyectos para la Zona Norte ....................................................................................... 63 13.1.1 Ampliación de la subestación Pomasqui. ............................................................................... 63 13.1.2 Ampliación de la subestación Santa Rosa 138 kV ................................................................. 63 13.1.3 Ampliación de la subestación Totoras 230/138 kV ................................................................ 63 13.1.4 Subestación Tabacundo 230/138 kV ..................................................................................... 64 13.1.5 Subestación Tabacundo ampliación 230/69 kV ..................................................................... 64 13.2 Proyectos para la Zona Nororiental ............................................................................. 65 13.2.1 Sistema de transmisión Coca Codo Sinclair – Sucumbíos, 230 kV....................................... 65 13.2.2 Sistema de transmisión Sucumbíos – Francisco de Orellana, 138 kV. ................................. 66 13.3 Proyectos para la Zona Noroccidental ......................................................................... 66 13.3.1 Ampliación de la subestación San Gregorio de Portoviejo. .................................................. 66 13.3.2 Sistema de transmisión Quevedo – San Gregorio, 230 kV II etapa. ..................................... 66


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13.3.3 Sistema de transmisión San Gregorio – San Juan de Manta, 230 kV. ................................. 67 13.3.4 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino 138 kV ...................................................... 68 13.4 Proyectos para la Zona Sur ........................................................................................... 68 13.4.1 Subestación Yanacocha, ampliación 138/69 kV. ................................................................... 68 13.4.2 Subestación La Troncal, 230/69 kV. ...................................................................................... 69 13.4.3 Sistema de transmisión Milagro – Babahoyo, 138 kV. .......................................................... 69 13.4.4 Sistema de transmisión Milagro – Machala 230 kV, II etapa ............................................... 70 13.4.5 Modernización de Molino ...................................................................................................... 70 13.5 Proyectos para la Zona Suroccidental .......................................................................... 71 13.5.1 Subestación Las Esclusas, ampliación 230/69 kV. ................................................................. 71 13.5.2 Subestación Posorja, ampliación 138/69 kV. ......................................................................... 71 13.5.3 Subestación Nueva Salitral, 230/69 kV. ................................................................................. 71 13.5.4 Sistema de transmisión Pascuales – Las Orquídeas, 230 kV. ............................................... 72 13.5.5 Subestación Durán, 230/69 kV. .............................................................................................. 73 13.5.6 Sistema Daule – Lago de Chongón 230 kV ............................................................................ 74 13.5.7 Sistema Lago de Chongón – Posorja 138 kV ......................................................................... 74 13.5.8 Subestación San Idelfonso, ampliación 230/138 kV .............................................................. 75 13.6 Proyectos Globales del SNT .......................................................................................... 75 13.6.1 Reserva de subestaciones........................................................................................................ 75 13.6.2 Compensación Capacitiva. ..................................................................................................... 76 13.6.3 Sistema de Transmisión Central – Quevedo, 230 kV. .......................................................... 77 13.7 Proyectos requeridos por la Expansión de la Generación ........................................... 78 13.7.1 Sistema de transmisión Esmeraldas - Santo Domingo, 230 kV............................................. 78 13.7.2 Sistema de transmisión Sopladora – Taday - Milagro, 230 kV............................................. 79 13.8 Sistema de Transmisión de 500 kV. .............................................................................. 79 14. PRESUPUESTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS OBRAS ....................................... 84 15. ASPECTOS COMPLEMENTARIOS ............................................................................ 89 16. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .............................................................. 89

LISTADO DE CUADROS

CUADRO No. 1: Subestaciones del SNT – Características Técnicas.

CUADRO No. 2: Líneas de Transmisión del SNT – Características Técnicas.

CUADRO No. 3: Proyección de la Demanda Anual de Potencia (MW).

CUADRO No. 4: Proyección de la Demanda Máxima, Media y Mínima por barras de entrega

(MW).

CUADRO No. 5: Proyectos de Generación.

CUADRO No. 6: Presupuesto de Inversiones 2012-2021.

CUADRO No. 7: Flujo de Caja de Inversiones 2012-2021.

CUADRO No. 8: Requerimientos de Capacitores en el SNT.

CUADRO No. 9: Costos por Bahía. Subestaciones nuevas convencionales.

CUADRO No. 10: Costos por Bahía. Ampliación subestaciones convencionales.

CUADRO No. 11: Costos por Bahía. Subestaciones aisladas en SF6.

CUADRO No. 12: Costos de Transformadores de Potencia.

CUADRO No. 13: Costos de Capacitores.

CUADRO No. 14: Costos de Líneas de Transmisión.

CUADRO No. 15: Costos de Instalaciones de 500 kV.

CUADRO No. 16: Proyección de las Pérdidas de Potencia y Energía en el SNT.


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LISTADO DE GRAFICOS

GRAFICO No. 1: Mapa del Ecuador con el Sistema Nacional de Transmisión a Agosto-2010.

GRAFICO No. 2: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el año 2011.




GRAFICO No. 6: Diagrama Unifilar del SNI con obras a ejecutarse en el periodo 2015-2016.




LISTADO DE ANEXOS

ANEXO: Resultados de estado estacionario.

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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.

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2. ANTECEDENTES

El Art. 33 de la Ley de Régimen del Sector Eléctrico, Obligaciones del Transmisor,

establece: “El transmisor tendrá la obligación de expandir el sistema en base a planes

preparados por él y aprobados por el CONELEC”.

El Art. 62 del Reglamento de la Ley del Sector Eléctrico señala: “La expansión del sistema

de transmisión para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable y para

corresponder al Plan Maestro de Electrificación, será planificada obligatoriamente por el

transmisor y aprobada por el CONELEC”.

3. RESUMEN EJECUTIVO

En el Ecuador, la Corporación Eléctrica del Ecuador CELEC EP, a través de la Unidad de

Negocio TRANSELECTRIC, realiza la expansión del Sistema Nacional de Transmisión,

para atender el crecimiento de la demanda en forma confiable, en base a estudios técnico –

económicos, que son aprobados por el CONELEC, los mismos que establecen el plan de

equipamiento, Plan de Expansión de Transmisión, requerido por el Sistema Nacional de

Transmisión (SNT) para los próximos diez años, de tal manera de garantizar la operación

de la red eléctrica dentro de los límites exigidos por la normativa en vigencia, garantizando

el suministro de energía eléctrica a la demanda, empresas distribuidoras y grandes

consumidores, y la incorporación de nuevos proyectos de generación al Sistema Nacional

Interconectado (SNI).

La elaboración del Plan de Expansión de Transmisión, requiere información del Sistema

Nacional Interconectado, la misma que es proporcionada por el CONELEC, las empresas

distribuidoras y CENACE, como:

- Proyección decenal de la demanda anual no coincidente de potencia y energía.

- Exigencias regulatorias referentes a calidad, seguridad y confiabilidad.

- Plan de Expansión de Generación.

- Plan de Expansión de cada una de las Empresas Distribuidoras.

- Estadística de operación del SNI, disponible en el CENACE y en el Centro de Operaciones de Transmisión – COT.

La formulación del Plan de Expansión de Transmisión, considera el análisis de diferentes

alternativas de equipamiento, que sean técnicamente realizables y económicamente

viables, mediante la ejecución de estudios eléctricos en condiciones de demanda máxima,

media y mínima, para los escenarios de alta y baja hidrología del SNI y la evaluación

económica de las alternativas, considerando costos de inversión, operación,

mantenimiento, restricciones, energía no suministrada, pérdidas de potencia y energía, con

una tasa de descuento referencial del 12% definida por SENPLADES y una vida útil de 30

años para subestaciones y 45 años para líneas de transmisión; la alternativa incluida en el

Plan de Expansión es aquella que cumpla los criterios de las regulaciones vigentes, y que

adicionalmente represente mínimo costo de inversión; una vez definido el plan de

equipamiento para los 10 años de análisis éste es remitido al CONELEC para su revisión y

aprobación, posterior de lo cual, constituye de aplicación obligatoria.

3

El Plan de Expansión considera además la implementación de obras que permitan levantar

restricciones operativas SNT, las mismas que se identifican analizando los registros post –

operativos del sistema y en base a lo cual se realiza un Diagnóstico del Sistema Nacional

de Transmisión, para ello se diferencia el sistema en cinco zonas operativas: Norte,

Nororiental, Noroccidental, Sur y Suroccidental; esto con la finalidad de identificar los

requerimientos de cada una de las zonas, en función de su propia demanda y generación

actual y futura.

Actualmente, el resultado del diagnóstico del SNT refleja un sistema que atraviesa por una

situación crítica, ya que, bajo ciertas condiciones operativas y en determinadas zonas, éste

opera al límite de los criterios de economía, seguridad, calidad y confiabilidad establecidos

en la normativa, tal es el caso, de la existencia de barras con perfiles de voltaje al mínimo y

cargabilidad de líneas y transformadores superior al 80%; las instalaciones con estas

principales restricciones se resumen a continuación:

Barras con perfiles de voltaje inferiores al mínimo:

En condiciones normales:

- Zona Sur: Subestación Loja

- Zona Nororiental: Subestación Francisco de Orellana

En caso de indisponibilidad de generación:

- Subestación Loja, debido a la indisponibilidad de la Central Catamayo de la Empresa Eléctrica Regional Sur.

- Subestación Machala, debido a la indisponibilidad de la central Termogas Machala.

- Subestación Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de varias unidades de generación de CNEL Sucumbíos.

- Subestaciones Pascuales y Trinitaria, debido a la indisponibilidad de generación termoeléctrica de la zona de Guayaquil en condiciones de lata hidrología de la cuenca

Mazar-Paute.

Instalaciones con cargabilidad superior al 80%:

Líneas de Transmisión: en condiciones de alta y baja hidrología de la cadena Mazar-Paute

y Agoyán- San Francisco:

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

- Línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, doble circuito, en condiciones de despacho con una elevada generación en las zonas de Salitral y Trinitaria (periodo de

estiaje de cadena Mazar- Paute) que incluye: 2 unidades a vapor de la central Gonzalo

Zevallos, centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y U2 de central

Electroquil, centrales Trinitaria y Victoria II.

Transformadores: los autotransformadores con una cargabilidad superior al 80%, debido al

crecimiento de la demanda en sus áreas de influencia son:

- Subestación Babahoyo 138/69 kV, 67 MVA.

4

- Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA.

- Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA.

- Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA.

- Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA.

- Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA.

- Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada en la zona de Manta.

- Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.

Los autotransformadores 230/138 kV que superan niveles de carga superiores al 80 % de

su capacidad nominal son: Pomasqui de 300 MVA debido al crecimiento de la demanda de

la zona norte; Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponbibilidad de la central

térmica Esmeraldas; y, Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad de la central

Pucará.

Como parte del diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, se identifica las

instalaciones que conforman el sistema, al momento:

Líneas de transmisión, a nivel de 230 kV, instaladas 1.285 km en doble circuito y 556

km simple circuito; gran parte de ellas, formando un anillo entre las subestaciones

Molino, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa

(Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vinculando así el principal centro de

generación del país, la central hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de

consumo Guayaquil y Quito. A nivel de 138 kV existen 625 km de líneas doble circuito

y 1.093 km simple circuito, las que se conectan de manera radial partiendo desde el

anillo de 230 kV.

Como parte de las instalaciones en operación del SNT, existen líneas de interconexión

internacionales a nivel de 230 kV, con Colombia dos líneas de transmisión doble

circuito, con una longitud de 212 km cada una, las mismas que enlazan las

subestaciones de Pomasqui en el lado ecuatoriano y Jamondino en el lado colombiano;

con Perú una línea de transmisión de 107 km de longitud que conecta a las

subestaciones Machala por el lado ecuatoriano y Zorritos por el lado peruano.

En cuanto a la capacidad de transmisión instalada, se cuenta con 39 subestaciones,

distribuidas de la siguiente manera: 15 con una relación de transformación 230/138/69

kV, 20 a 138/69 kV, 1 subestación de seccionamiento a 230 kV, 1 subestación de

seccionamiento a 138 kV; y 2 subestaciones móviles, una 138/69 kV y otra 69/13.8 kV.

Además se cuenta con equipos de compensación capacitiva instalados en varias

subestaciones del SNT, por un total de 306 MVAR; mientras que la compensación

inductiva instalada es de 100 MVAR.

De las obras descritas en el Plan de Expansión de Transmisión, se han diferenciado las que

CELEC EP – TRANSELECTRIC se encuentra ejecutando, que para su culminación se

requiere la asignación de los recursos económicos provenientes de la aplicación de los

Mandatos Constituyentes No. 9 y 15, de aquellas que corresponden a los proyectos que

están en etapa de planificación y cuya necesidad se basa en los resultados de los estudios

eléctricos realizados y que se detallan en el correspondiente plan de equipamiento del

Sistema Nacional de Transmisión para el período 2013-2022.

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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.

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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

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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.

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La alternativa de expansión seleccionada es aquella que técnicamente cumpla con los

criterios antes indicados y las regulaciones vigentes, y que adicionalmente sea la de

mínimo costo.

El Plan de Expansión de Transmisión es remitido al CONELEC para su revisión y

aprobación, posterior de lo cual será de aplicación obligatoria.

La determinación del plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisión, toma

como base los proyectos de expansión que se encuentran en construcción y aquellos

proyectos que se prevén iniciar su ejecución en el año 2011.

7. EXIGENCIAS REGULATORIAS: CALIDAD, SEGURIDAD Y

CONFIABILIDAD

Los estudios eléctricos y análisis de alternativas, que permiten establecer el plan de obras

del SNT, consideran las exigencias establecidas en la normativa vigente, principalmente lo

indicado en las regulaciones: ‘Procedimientos de Despacho y Operación (No 006/00)’,

‘Transacciones de Potencia Reactiva en el MEM (No 004/02)’ y ‘Calidad del Transporte

de Potencia y del Servicio de Conexión en el SNI (No 003/08)'.

En estas regulaciones se establecen los parámetros de calidad, seguridad y confiabilidad

que deben ser observados por el Transmisor y los demás agentes del MEM. Los aspectos

relevantes son los siguientes:

7.1 Estado Estacionario

Voltaje.- Es responsabilidad del Transmisor (numeral 2.2 de la Reg. No. 004/02):

Declarar al CENACE los equipos para control de voltaje y suministro de potencia reactiva que pone a disposición del MEM.

Mantener los niveles de voltaje, en las barras de sus subestaciones, con variaciones

no mayores a los límites establecidos por el CONELEC sobre la base de los estudios

presentados por el CENACE. Los estudios lo efectuarán conjuntamente el CENACE y

el Transmisor tomando como referencia el Plan de Expansión del Transmisor y el

Plan de Operación del MEM. Como uno de los resultados de dichos estudios, se

obtendrá el listado de nodos del S. N. I. y períodos donde no se pueda cumplir con el

control de voltaje y potencia reactiva.

Ubicar los “taps” de los transformadores de reducción en la posición que lo solicite el CENACE, con la finalidad de aprovechar al máximo la producción de potencia

reactiva.

Corregir o levantar las restricciones en los nodos en donde no se pueda cumplir con el control de voltaje dentro de los plazos establecidos en los estudios.

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El cambio de tensión al conectar o desconectar bancos de condensadores o reactores,

deberá ser inferior al 5 % de la tensión nominal de la barra donde se ubica la

compensación.

La tensión máxima permitida en el extremo abierto de las líneas (Efecto Ferranti) será de

1.15 pu.

Generación de Potencia Reactiva.-

De acuerdo con el Artículo 28 del Reglamento para el funcionamiento del MEM “Todos

los agentes del M.E.M. son responsables por el control del flujo de potencia reactiva en

sus puntos de intercambio con el M.E.M. en función de las regulaciones que emita el

CONELEC sobre la materia”.

Según la Regulación No. CONELEC 005/00, es responsabilidad de los generadores

“Entregar reactivos hasta el 95 % del límite de potencia reactiva (inductiva o capacitiva),

en cualquier punto de operación que esté dentro de las características técnicas de las

máquinas, de acuerdo a lo solicitado por el CENACE”.

Los Distribuidores y Grandes Consumidores entre otros aspectos son responsables de:

“Comprometer en cada uno de los nodos (barras) de interconexión con el transportista u otros agentes del M.E.M., un factor de potencia, que será determinado

por el CONELEC sobre la base de un estudio conjunto CENACE-Distribuidor y

tomando como referencia el Plan de Expansión presentado como respaldo al cálculo

del VAD. Los valores límites del factor de potencia serán calculados para demanda:

mínima, media y máxima. El factor de potencia se lo determinará sin tomar en cuenta

el efecto de cualquier generación insertada en la red del Distribuidor”.

“El CENACE deberá presentar al CONELEC, el estudio conjunto con los agentes del

MEM, a efectos de fijar los niveles de voltaje en cada barra del SNT y los valores del

factor de potencia que deben presentar los Distribuidores y Grandes Consumidores en

sus puntos de conexión con el Transmisor o Distribuidor, según corresponda.

El estudio deberá ser actualizado por el CENACE por lo menos una vez al año o cuando se produzcan cambios importantes en la topología del sistema o por la

incorporación de nuevas unidades de generación al mercado.

El CONELEC mediante Oficio No. DE-08-0557 del 26 de marzo de 2008 remitió la

información correspondiente a los niveles de voltaje que debe mantener el transmisor y el

factor de potencia que deben presentar las Empresas Eléctricas Distribuidoras. El

CONELEC establece:

1. Niveles de Voltaje:

El transmisor deberá mantener los niveles de voltaje en las barras de 230 kV dentro de la

banda de +7% / -5% del voltaje nominal; en las barras de 138 kV dentro de la banda de

+5% / -7% del voltaje nominal; y, para el caso de barras de 69, 46 y 34.5 kV, el

transmisor deberá mantener los niveles de voltaje dentro de la banda de +3% / -3% del

voltaje nominal.

10

Corresponderá al CENACE, en conjunto con el transmisor, realizar la actualización del

presente estudio, de acuerdo a los criterios establecidos en la Regulación antes indicada, y

adicionalmente, deberá comunicar los resultados al CONELEC.

2. Factor de Potencia en puntos de entrega:

Los Distribuidores y Grandes Consumidores, conectados directamente al Sistema

Nacional de Transmisión, deben comprometer, en cada uno de sus puntos de conexión, un

factor de potencia dentro de los siguientes límites:

0.96 ó superior inductivo para demandas media y punta.

entre 0.96 y 0.99 ó menor inductivo para demanda base.

Para el caso de los grandes consumidores inmersos en la red de distribución y hasta tanto

se completen los estudios por parte de los distribuidores, en conjunto con el CENACE,

señalado en el numeral 2.3 de la Regulación No. CONELEC - 004/02, se adoptarán un

factor de potencia dentro de los siguientes límites:

0.95 ó superior inductivo para demandas media y punta.

1.0 ó menor inductivo para demanda base.

Cargabilidad.-

En condiciones de operación normal, las líneas de transmisión no deberán operarse a más

del 100 % de su capacidad de transporte, conforme su diseño para la operación normal del

sistema.

En el largo y mediano plazo no se permiten sobrecargas permanentes; en el corto y muy

corto plazo se pueden fijar límites de sobrecarga de acuerdo a la duración de la misma, sin

sobrepasar las temperaturas máximas permisibles de los equipos y sin disminuir la vida útil

de los mismos.

Para la ampliación de capacidad de transformación, se utiliza como criterio que: una vez

que se alcance la capacidad FA (80% de la capacidad máxima) se equipa con un nuevo

transformador en paralelo o se reemplaza al existente por uno de mayor capacidad.

En el análisis de estado estacionario se consideran solo simples contingencias en las líneas

de transmisión y en los bancos de transformadores 230/138 kV o 230/69 kV.

7.2 Estado Transitorio

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

1.3 pu.

11

7.3 Estado Dinámico

El numeral 4.2.3.3 de los Procedimientos de Despacho y Operación expresa:

“El planeamiento de la operación eléctrica se lo ejecutará considerando los siguientes

criterios generales:

El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifásica a tierra en uno de los circuitos

de 230 kV, 138 kV o en uno de los transformadores 230/138 kV con despeje de la falla

por operación normal de la protección principal y con la pérdida definitiva del circuito en falla, es decir no se debe considerar la operación del recierre automático

en la etapa de planificación.

El SNI debe permanecer estable bajo una falla bifásica a tierra en los dos circuitos a

230 kV o 138 kV, cuando los dos circuitos van instalados en la misma torre, con

despeje de la falla por operación normal de la protección principal y con la pérdida

definitiva de los circuitos en falla, es decir no se debe considerar la operación del

recierre automático de ninguno de los circuitos en la etapa de planificación.

En las barras principales del sistema de transmisión la tensión transitoria no debe estar por debajo de 0.8 pu durante más de 500 ms.

Una vez despejada la falla y eliminado el circuito o los circuitos del sistema, según el caso, la tensión no debe permanecer por debajo de 0.8 pu por más de 700 ms en el

proceso de simulación de estabilidad dinámica.

Durante la etapa de planificación no se permitirán sobrecargas en los

transformadores de potencia 230/138 kV en el nuevo punto de equilibrio que se

alcanzaría después de la simulación de la contingencia.

En la simulación de contingencias se permitirán sobrecargas en líneas de 230 kV o 138 kV hasta el 10 % cuando se alcance el nuevo punto de equilibrio del sistema.

Después de la contingencia en el nuevo punto de equilibrio, los voltajes en las barras de 230 kV y 138 kV no deben ser inferiores a 0.9 pu.

Durante el proceso oscilatorio y en el nuevo punto de equilibrio la frecuencia del sistema no debe ser inferior a 57.5 Hz ni superior a 63 Hz para frecuencias inferiores

a 59.5 Hz se debe implementar un esquema de alivio de carga.

El sistema estará diseñado y operado para soportar sin consecuencias graves ante

una simple contingencia (n-1). Se entiende por consecuencia grave si ante la salida de

un generador, transformador o línea de transmisión resultara:

- Inestabilidad del SNI.

- Sobrecarga de líneas y/o transformadores por más de quince (15) minutos.

- Desviaciones de voltaje superiores a 10 %.

12

Para este criterio se permite la separación del sistema en islas eléctricas, la

desconexión de carga o desconexión de generación por disparos de líneas.

7.4 Criterios Básicos de Confiabilidad

Para una operación confiable el SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de

los usuarios ante la contingencia de uno de los circuitos a 230 kV.

El SNI también debe permanecer estable ante la contingencia de los circuitos de una línea

de transmisión que ocupen la misma torre. Para este caso el CENACE podrá implementar

esquemas de desconexión automática de carga por baja frecuencia con el objeto de

preservar la estabilidad.

El SNI debe permanecer estable sin afectar la demanda de los usuarios ante la salida de la

unidad de mayor capacidad que tenga el SNI

7.5 Incumplimiento de las normas de calidad

Las sanciones y compensaciones económicas a los Agentes del MEM por incumplimientos

de las normas de calidad, continuidad y confiabilidad, así como el objeto y destino de las

mismas, se establecerán de acuerdo a lo indicado en el Reglamento de Despacho y

Operación del SNI y el Reglamento de Suministro de Servicio de Electricidad.

El pago de sanciones y compensaciones no exime al Transmisor o Agente, de las

obligaciones de solucionar las causas que las originan.

8. LIBRE ACCESO AL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

El 2 de julio de 2001 se promulgó el “Reglamento para el Libre Acceso a los Sistemas de

Transmisión y Distribución”.

El artículo 17 del Reglamento mencionado establece: “El usuario es responsable de

solicitar, en forma oportuna al transmisor, las expansiones o adecuaciones del SNT que

sean necesarias para mejorar su vinculación con el MEM, en los términos del presente

reglamento, a fin de que se incorporen, si cumple con los requisitos señalados en la

Sección Tercera del Capítulo II de este reglamento, en el Plan de Expansión preparado

por el transmisor y aprobado por el CONELEC. En caso contrario el solicitante podrá

ejecutar las obras requeridas, a su costo, de acuerdo con el artículo 35 de la Ley de

Régimen del Sector Eléctrico”.

En el Artículo 36, se señala: “Para efectos de considerar o no el requerimiento de

expansión solicitado, dentro del Plan de Expansión del SNT, el agente deberá demostrar

la conveniencia de desarrollar las obras dentro del plazo de cinco (5) años contados desde

la fecha de su solicitud, atendiendo a lo indicado en el artículo inmediato siguiente y

13

presentar los estudios técnicos y económicos que permitan evaluar su conveniencia y

necesidad”.

El Artículo 37, especifica: “En los términos del artículo inmediato anterior, el transmisor,

con la asistencia del CENACE, evaluará la inclusión de las obras solicitadas en el Plan de

Expansión tomando como criterio que el valor presente del total de costos de inversión,

operación y mantenimiento del sistema eléctrico en su conjunto, con todas las

modificaciones que se deriven de la expansión solicitada, resulte inferior o igual al valor

presente del costo total de operación y mantenimiento de dicho sistema sin tal expansión,

incluyendo dentro de los costos de operación mencionados precedentemente el valor de la

energía no suministrada al MEM. La aplicación de este criterio se hará tomando como

costo de inversión, operación y mantenimiento de la expansión el previsto para obras

similares en el Plan de Expansión aprobado”

Cabe indicar que, en ciertos casos, en los estudios eléctricos efectuados para determinar el

equipamiento requerido por el Sistema de Transmisión, se ha utilizado un esquema de

transmisión preliminar asociado a los proyectos de generación futuros y/o a la

incorporación de nuevas cargas en el S.N.I.; sin embargo, los sistemas de transmisión

definitivos serán establecidos en cumplimiento al Reglamento de Libre Acceso al SNT.

9. DIAGNÓSTICO DEL SISTEMA NACIONAL DE TRANSMISIÓN

Las instalaciones que conforman el Sistema Nacional de Transmisión, atraviesan una

delicada situación, como se puede observar a partir de los análisis eléctricos de estado

estacionario de los registros post-operativos, identificándose restricciones operativas en las

instalaciones del SNT asociadas especialmente con la operación del sistema en demanda

máxima, con consecuencias como: bajos perfiles de voltaje a nivel de 138 kV y 69 kV; y,

cargabilidad superior al 80% en ciertos transformadores, situación que hace que el SNT en

determinadas zonas se encuentre operando al límite de los criterios de seguridad, calidad y

confiabilidad, debido principalmente a la falta de asignación de recursos económicos,

suficientes y oportunos, para la ejecución de las obras de expansión, por parte del

Ministerio de Finanzas, tal como lo establece el Mandato Constituyente No 15.

Dado que el sostenido incremento de la demanda de potencia no solamente implica

desarrollar nuevos proyectos de generación para abastecerla, sino además reforzar el

equipamiento de transmisión, con el objetivo de mejorar las condiciones de suministro de

energía eléctrica a los centros de distribución cumpliendo los criterios de calidad,

seguridad y confiabilidad establecidos en la normativa vigente.

Para presentar el diagnóstico de las instalaciones del SNT se considera una agrupación de

las instalaciones del sistema por zonas operativas, de acuerdo al esquema del Gráfico 6.1.

La descripción del estado del Sistema Nacional de Transmisión, se realiza considerando la topología disponible hasta el mes de diciembre de 2011.

14

Gráfico 1

Zonas Operativas del SNT

9.1 Componentes del SNT

El Sistema Nacional de Transmisión al mes de marzo de 2011 está conformado por los

siguientes componentes:

a. Líneas de Transmisión:

En la Tabla 1, se muestra la longitud total de las líneas de alta tensión instaladas en el

SNT:

Tabla 1

Líneas de transmisión del SNT (km)

Doble Circuito Simple

Circuito

230 kV 1285 556

138 kV 625 1093

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

Un anillo troncal a 230 kV con líneas de doble circuito que unen las subestaciones de:

Molino, Milagro, Pascuales (Guayaquil), Quevedo, Santo Domingo, Santa Rosa

15

(Quito), Totoras (Ambato) y Riobamba; vincula el principal centro de generación del

país, la central hidroeléctrica Paute, con los dos grandes centros de consumo:

Guayaquil y Quito.

Una línea de 230 kV, doble circuito, entre: Molino, Pascuales y Trinitaria (Guayaquil),

que junto con el anillo principal, permiten evacuar sin restricciones de capacidad, la

generación disponible en la central hidroeléctrica Paute hacia la zona de Guayaquil.

Líneas radiales de 138 kV, que se derivan del anillo troncal de transmisión de 230 kV

y permiten enlazar los centros de generación de energía con los de consumo.

Para atender los requerimientos adicionales de energía de las empresas eléctricas Sur

y Centro-Sur, se dispone de dos líneas de transmisión, Loja – Cumbaratza de 54.1

km y Cuenca – Limón de 60.77 km, cuyo voltaje de diseño es de 138 kV, pero operan

energizadas a nivel de 69 kV integrándose de manera temporal al régimen de

subtransmisión de cada una de las empresas eléctricas, respectivamente.

Líneas de interconexión internacionales, considerando que la seguridad de

abastecimiento de energía eléctrica es fundamental para el desarrollo y la economía

del país, el Ecuador emprendió proyectos de interconexión internacionales con los

países vecinos de Colombia y Perú, así:

En el año 2003, el ingreso en operación de la Interconexión con Colombia, a través de

la construcción de una línea de transmisión de 212 km de longitud a 230 kV, en doble

circuito Pomasqui – Frontera (137.2 km), en lado colombiano Frontera - Jamondino en

Pasto, permitiendo la transferencia de 250 MW.

En el año 2008 se registró el ingreso en operación de una segunda línea de

interconexión de doble circuito, permitiendo una transferencia total de hasta 500 MW.

La oferta de energía colombiana permitió en el mercado eléctrico ecuatoriano la

reducción del precio marginal de la energía, desplazando la operación de generación

térmica poco eficiente y de alto costo.

En el año 2004, ingresó en operación la Interconexión con el Perú, con la construcción

de una línea de transmisión de 107 km de longitud a 230 kV Machala – Frontera

Ecuador-Perú (55 km) y el tramo Frontera - Subestación Zorritos en Perú. Se

instalaron estructuras para doble circuito, realizándose el montaje inicial de un

circuito, lo que permite una transferencia de hasta 100 MW, con una operación radial

de los dos sistemas nacionales.

b. Subestaciones:

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

sus niveles de transformación:

16

Tabla 2

Número de subestaciones del SNT

Nivel de Transformación [kV] No. de

Subestaciones

230/138/69 15

138/69 20

Seccionamiento 230 kV 1

Seccionamiento 138 kV 1

Subestación Móvil 138/69 kV 1

Subestación Móvil 69/13.8 kV 1

Total 39

La configuración predominante en las subestaciones de 230 kV, es la de doble barra

principal, a nivel de 138 kV y 69 kV la de barra principal y transferencia; con

equipamiento, en su mayoría, de tipo convencional y algunas instalaciones con equipo

compacto en SF6.

La capacidad máxima instalada en los transformadores de las subestaciones del SNT es del

orden de los 8.521 MVA, de los cuales 917 MVA corresponden a la capacidad de reserva

de los transformadores monofásicos de las subestaciones del SNT.

c. Compensación capacitiva e inductiva:

Es el equipamiento utilizado para mantener los perfiles de voltaje en las barras del SNT de

acuerdo a las bandas de variación establecidas en la normativa vigente, en las diferentes

condiciones de demanda e hidrológicas del S.N.I, tanto en estado estacionario como en

condiciones de contingencia.

En cuanto a la compensación capacitiva instalada el SNT existe 306 MVAR distribuidos

en las siguientes subestaciones como se indica en la Tabla 3.

Tabla 3

Compensación capacitiva instalada SNT

Subestación Nivel de

Tensión [kV]

No.

Bancos

Capacidad

Unitaria [MVAR]

Capacidad Total

[MVAR]

Santa Rosa 138 3 27 81

Santa Elena 69 1 12 12

Loja 69 1 12 12

Policentro 13.8 2 6 12

Machala 13.8 2 6 12

Milagro 13.8 1 18 18

Tulcán 13.8 1 3 3

Ibarra 13.8 2 6 12

Portoviejo 69 3 12 36

Pascuales 69 2 12 24

Pascuales 138 2 30 60

Esmeraldas 69 2 12 24

Total 22 156 306

17

Mientras que para la compensación inductiva instalada en el SNT existe 100 MVAR

distribuidos en las subestaciones del sistema de acuerdo a lo presentado en la Tabla 4.

Tabla 4

Compensación inductiva instalada en el SNT

Subestación Nivel de

Tensión [kV]

No.

Bancos

Capacidad

Unitaria [MVAR]

Capacidad Total

[MVAR]

Pascuales 13.8 2 10 20

Molino 13.8 2 10 20

Santa Rosa 13.8 2 10 20

Quevedo 13.8 1 10 10

Santo Domingo 13.8 1 10 10

Totoras 13.8 1 10 10

Riobamba 13.8 1 10 10

Total 10 70 100

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

9.2 Perfiles de voltaje

De acuerdo a la Regulación No. CONELEC 004/02 “Transacciones de Potencia Reactiva

en el MEM”, las bandas de variación de voltaje permitidas en las barras del SNT son las

presentadas en la Tabla 5.

Tabla 5

Bandas de variación de voltaje

Barras de 230 kV Barras de 138 kV Puntos de entrega:

69 kV, 46 kV y 34.5 kV

Límite

mínimo

Límite

máximo

Límite

mínimo

Límite

máximo

Límite

mínimo

Límite

máximo

0.95 p.u. 1.07 p.u. 0.93 p.u. 1.05 p.u. 0.97 p.u. 1.03 p.u.

218.5 kV 246.1 kV 128.3 kV 144.9 kV 66.9 kV 71.1 kV

En el Gráfico 3, se muestran los voltajes en las barras del anillo de 230 kV del S.N.I. en

demandas mínima, media y máxima, de acuerdo a información estadística del Energy

Management System-EMS, para condiciones de hidrología alta en la cadena Mazar- Paute,

para condiciones normales de operación registrados en el año 2011.

Se observa que en la zona suroccidental, las subestaciones Pascuales y Trinitaria, presentan

bajos perfiles de voltaje en demanda máxima debido a la disminución en el aporte de la

generación térmica en la zona.

Mientras que en la zona sur, la subestación Machala, el perfil de voltaje es bajo, en caso de

la salida de generación de Termogas Machala por mantenimiento.

18

Gráfico 2

Diagrama Geográfico del SNT

Diciembre 2011

19

Es importante señalar que, operativamente es indispensable mantener un adecuado perfil

de voltaje en el anillo troncal de transmisión de 230 kV dentro de la banda +7%/- 5%, para

mejorar las condiciones de seguridad del SNI.

Gráfico 3

Perfiles de voltaje en el anillo de transmisión 230 kV

MÍNIMOS NIVELES DE VOLTAJE EN BARRAS DE 230 kV

DEMANDA MÁXIMA

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00

1.01

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CH

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ZHO

RA

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PA

SCU

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S

TRIN

ITA

RIA

En el caso de los voltajes de las barras de 138 kV del SNI, en condiciones de demanda

máxima la única subestación que presenta bajos perfiles de voltaje es Francisco de

Orellana, en caso de indisponibilidad de la central Jivino por mantenimiento, tal como se

presenta en el Gráfico 4.

En los Gráficos 5 y 6, se presentan los voltajes en barras de puntos de entrega a nivel de 69

y 46 kV del S.N.I. Para demanda mínima no se presenta problemas con el perfil de voltaje.

A nivel de 69 kV, las subestaciones que presentan bajos perfiles de voltaje son, en la zona

nororiental, Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de la central Jivino de

CNEL-Sucumbíos.

Una situación muy particular y especial en la operación del SNT se registra durante el

periodo de alta hidrología de las cadenas energéticas Mazar-Paute y Agoyán-San

Francisco, puesto que para mantener un adecuado perfil de voltaje en las diferentes zonas,

principalmente en la zona de Suroccidental, a fin de garantizar la estabilidad permanente

del sistema ante contingencias y, evitar problemas de inestabilidad de voltaje se requiere el

ingreso de generación forzada.

20

Gráfico 4

Perfiles de voltaje a nivel de 138 kV


DEMANDA MÁXIMA

0.84

0.86

0.88

0.90

0.92

0.94

0.96

0.98

1.00

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HO

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Gráfico 5



DEMANDA MÁXIMA

0.90

0.91

0.92

0.93

0.94

0.95

0.96

0.97

0.98

0.99

1.00

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A

21

Gráfico 6



DEMANDA MÁXIMA 46 kV

0.960

0.965

0.970

0.975

0.980

0.985

SANTA ROSA VICENTINA

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

En condiciones normales:

- Zona Sur: Subestación Loja

- Zona Nororiental: Subestación Francisco de Orellana

En caso de indisponibilidad de generación:

- Subestación Loja, debido a la indisponibilidad de la Central Catamayo de la Empresa Eléctrica Regional Sur.

- Subestación Machala, debido a la indisponibilidad de la central Termogas Machala.

- Subestación Francisco de Orellana, debido a la indisponibilidad de varias unidades de generación de CNEL Sucumbíos.

- Subestaciones Pascuales y Trinitaria, debido a la indisponibilidad de generación termoeléctrica de la zona de Guayaquil en condiciones de lata hidrología de la cuenca

Mazar-Paute.

9.3 Cargabilidad de líneas de transmisión y transformadores de subestaciones

del SNT

Los niveles de cargabilidad de los elementos del SNT, para condiciones normales de

operación del año 2011, se presentan en el Gráfico 7.

22

Gráfico 7

Cargabilidad elementos SNT

CARGABILIDAD EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 230 kV

0%

20%

40%

60%

80%

100%

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Parte II

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Líneas de transmisión Ambato – Pucará y Pucará – Mulaló de 138 kV, simple circuito,

en los casos en que no se cuenta con la operación de la central hidroeléctrica Pucará.

Línea de transmisión Pascuales – Salitral 138 kV, doble circuito, en condiciones de

despacho con una elevada generación térmica en las zonas de Salitral y Trinitaria

(periodo de estiaje de cadena Mazar- Paute) que incluye: 2 unidades a vapor de la

central Gonzalo Zevallos, centrales Aníbal Santos y Álvaro Tinajero, unidades U1 y

U2 de central Electroquil, centrales Trinitaria y Victoria II.

Los autotransformadores con una cargabilidad superior al 80%, debido al crecimiento de la

demanda de sus áreas de influencia son los siguientes:

Subestación Babahoyo 138/69 kV, 67 MVA.

Subestación Chone 138/69 kV, 60 MVA.

Subestación Trinitaria 138/69 kV, 150 MVA.

Subestación Ambato 138/69 kV, 44 MVA.

Subestación Vicentina 138/69 kV, 48 MVA.

Subestación Mulaló 138/69 kV, 67 MVA.

Subestación Móvil 138/69 kV, 32 MVA, instalada en la zona de Manta.

Subestación Portoviejo 138/ 69 kV, 75 MVA.

Los autotransformadores 230/138 kV que superan niveles de carga superiores al 80 % de su

capacidad nominal son: Pomasqui de 300 MVA debido al crecimiento de la demanda de la zona

norte; Santo Domingo de 167 MVA, en caso de indisponbibilidad de la central térmica Esmeraldas;

y, Totoras de 112 MVA, en caso de indisponibilidad de la central Pucará.

24

CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DEL SNT

230/138 y 230/69kV

0

20

40

60

80

100

DO

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CARGABILIDAD EN TRANSFORMADORES DEL SNT

138/69, 138/46 y 138/34.5kV

0

20

40

60

80

100

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ITA

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TULC

AN

PU

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BA

BA

HO

YO

9.4 Restricciones Operativas del SNT

A continuación, las Tablas de la 6 a la 10, detallan las restricciones operativas de cada una

de las zonas operativas, considerando niveles de cargabilidad superior al 80% y perfiles de

voltaje fuera de los rangos establecidos en la normativa vigente. Adicionalmente, se señala

la solución de expansión del SNT a ser implementada en el corto plazo, que permite

levantar la restricción identificada.

25

Tabla 6

Restricciones operativas Zona Norte

PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

SUBESTACIONES

(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Mulaló 138/69 kV, 55 MVA: 87% * Flujo debido a condiciones de demanda máxima en las redes de ELEPCO * Instalación de un autotransformador trifásico de 66 MVA, 138/69 kV con ULTC

Totoras 230/138 kV, 112 MVA: 109%* Altos flujos debido a bajo despacho de la central Agoyán y a la indisponibilidad de la

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

Pomasqui 230/138 kV, 300 MVA: 88%

* Altos flujos debido a requerimeintos de la zona norte y el corredor de 138 kV en

condiciones de máxima transferencia de energía desde colombia, mientras que las

centrales Agoyán y Pucará están fuera de servicio

* Ingreso del nuevo autotransformador 300 MVA, 230/138 kV

Vicentina 138/69 kV, 100 MVA: 91% * Máxima demanda en el anillo de la EE Quito * Construcción subestación el Inga 230/138 kV, 300 MVA

LÍNEA DE TRANSMISIÓN

(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Totoras - Agoyán C2, 165 MVA* Se está usando la bahía del circuito 2 para conectar a la línea Baños - Puyo - Tena -

Faco. de Orellana

* Normalizar la conexión del segundo circuito de la línea Totoras - Agoyán con la puesta en

servicio del patio de 138 kV de la subestación Baños

Mulaló - Pucará, 112 MVA: 88%* Flujo egistrado por alta demanda del corredor 138 kV en condiciones de máxima

generación de la central Pucará* Repotenciación de la línea de transmisión Puacrá - Mulaló

Pucará - Ambato, 77 MVA: 83% * Demanda del corredor de 138 kV sin contar con el aporte de la central Pucará * Normalización de la operación de la central Pucará

Santa Rosa - Conocoto, 112 MVA: 94%* Máxima demanda del corredor de 138 kV y de la zona norte del País encontrándose

fuera de servicio la central Pucará.

* Seccionamiento de la línea de transmisión Mulaló - Vicntina a 138 kV, en la subestación

Santa Rosa

PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)

CARGABILIDAD DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Pomasqui 230 kV: 1.05 pu* Voltajes en el límite superior. Requerimiento de apertura de líneas Pomasqui-Jamondino

por control de sobrevoltajes.* Ingreso reactor de 25 MVAR en Pomasqui 230 kV

Ambato 138/69 kV, 43 MVA: 89%* Cargabilidad en AT1 debido a condiciones de demanda máxima de ELEPCO y EE

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

CARGABILIDAD DE TRANSFORMADORES

26

Tabla 7

Restricciones operativas Zona Nororiental

PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Orellana 138 kV: 0.90 pu

Orellana 69 kV: 0.93 pu

* Voltajes debido a condiciones de despacho de generación y demanda de CNEL

Sucumbíos. Indisponibilidad de central Agoyán. Indisponibilidad de central Jivino

* Puesta en servicio de la central termoeléctrica Jivino de 40 MW de capacidad, a nivel de

69 kV en las instalciones de CNEL-Sucumbíos.

Tena 138 kV: 0.95 pu

Tena 69 kV: 0.95 pu

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

Agoyán y San Francisco

SUBESTACIONES

(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO


(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO


PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)


27

Tabla 8

Restricciones operativas Zona Noroccidental

PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Esmeraldas 138 kV: 0.94 pu

Esmeraldas 69 kV: 0.96 pu

* Bajos voltajes registrados por el transformador debido a máxima carga, falta de reactivos

en la zona norte del SNI y Central Térmica Esmeraldas fuera de servicio

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

* Sistema de Transmisión Esmeraldas - Santo Domingo a 230 kV

Portoviejo 138 kV: 0.95 pu

Portoviejo 69 kV: 0.97 pu* Condiciones de demanda y bajo aporte de reactivos de la zona * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA

Chone 138 kV: 0.94 pu

Chone 69 kV: 0.97 pu

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

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

SUBESTACIONES

(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

S/E Móvil, 32MVA: 86% * Debido a máxima carga registrada por el transformador * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA

Chone ATQ, 60 MVA: 82% * Cargabilidad en ATQ debido a condiciones de demanda máxima de CNEL - Manabí* Reemplazo del transformador actual por un autotransformador trifásico de 100 MVA,

138/69 kV con ULTC

Portoviejo AA1, 75 MVA: 90% * Máxima demanda en redes de CNEL-Manabí * S/E Montecristi, construcción de una nueva subestación 138/69 kV, 100 MVA


(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO


PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)

Santo Domingo 230/138 kV, 167MVA: 90%

Santo Domingo 138/69 kV, 100 MVA: 80%

* Cargabilidad en 230/138 kV debido a condiciones de demanda máxima en CNEL-Sto.

Domingo y CNEL Esmeraldas cuando se encuentra fuera de servicio la Central

Termoesmeraldas

* Instalación de un autotransformador trifásico 167 MVA, 138/69 kV en Santo Domingo


28

Tabla 9

Restricciones operativas Zona Sur

PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Machala 230 kV: 0.93 pu



* Debido a la salida de generación de Machala Power * Montaje del primer circuito del sistema de transmisión Milagro - Machala a 230 kV

Loja 138 kV: 0.94 pu

Loja 69 kV: 0.95 pu* Condiciones de demanda alta en las redes de la EE Regional Sur * Montaje del segundo circuito de la línea Cuenca - Loja de 138 kV

SUBESTACIONES

(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO


(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Cuenca-Limón-Méndez-Macas operando a 69 kV * Cuenca-Limón-Méndez-Macas operando a 69 kV• Energización a 138 kV la línea Cuenca-Limón-.Méndez-Macas mediante la construcción

de subestaciones 138/13.8 kV (Responsabilidad de Hidroabanico).

Babahoyo ATQ, 66.7 MVA: 93%* La salida de un generador de la Central Sibimbe en demanda máxima provoca la

sobrecarga del ATQ * Construcción Nueva subestaciíon Babahoyo 2x67 MVA 138/69 kV


PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)


29

Tabla 10

Restricciones operativas Zona Suroccidental

PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Salitral 138 kV: 0.95 pu

Salitral 69 kV: 0.98 pu

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

Cevallos)

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

zona

Trinitaria 230 kV: 0.94 pu

Trinitaria 138 kV: 0.96 pu

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

Cevallos)

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

zona

Posorja 138 kV: 0.95 pu * Incremento de la demanda en la zona y falte de reactivos * Sistema de Transmisión Lago de Chongón - Santa Elena

SUBESTACIONES

(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Policentro ATQ, 150 MVA: 83 * Condiciones de demanda máxima en la zona de Guayaquil*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la

subestación Caraguay y efectuar transferencias de carga

Trinitaria ATQ, 150 MVA: 86 % * Máxima demanda de la Empresa Eléctrica Pública de Guayaquil*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la



(Nivel de carga)

RESTRICCIONES

OPERATIVAS

PROYECTOS EXPANSION

CORTO PLAZO

Pascuales - Santa Elena, 113.5 MVA: 90% * Máxima generación de la central APR Energy 2 y Santa Elena *Construccion del sistema de transmision Lago de Chongon - Santa Elena 138 kV

Pascuales - Salitral, 190 MVA: 91%

* Demanda de la zona en S/E Pascuales y Policentro con máxima generación térmica de

las centrales Trinitaria, Victoria y Gonzalo Cevallos, y bajo aporte de la interconexión con

Colombia

*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la


Salitral ATQ, 150MVA: 96% * Cargabilidad en ATQ debido a salida de central Gonzalo Cevallos*Construccion de la S/E Las Esclusas 230/138 kV para normalizar la conexión de la



PERFILES DE VOLTAJE

(Valores críticos)


10. INFORMACIÓN UTILIZADA

10.1 Proyección de Demanda y de Generación.

La información relacionada con la proyección de la demanda anual de potencia y

energía y las disponibilidades de los proyectos de generación futuros, previstos

implementarse en el período 2012–2021, fue remitida por el Ministerio de Electricidad

y Energía Renovable, en el marco del desarrollo del Plan Maestro de Electrificación

2012-2021, grupo de trabajo que contó con la participación del CONELEC.

En las Tablas 11 y 12 se presentan la proyección de demanda por empresa distribuidora

y la información de demanda de las principales cargas especiales que están conectadas o

que prevén incorporarse directamente al SNT y, el listado de los proyectos de

generación considerados en la elaboración del presente PET, respectivamente.

Tabla 11

Proyección de demanda SNI – Crecimiento medio

DISTRIBUIDORA 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Ambato 98.0 102.5 107.0 111.7 116.5 121.9 127.6 133.4 139.5 145.8

Azogues 16.9 17.1 17.5 17.8 18.0 18.4 18.8 19.2 19.6 20.0

Centro Sur 154.3 162.1 187.9 194.4 199.8 208.3 217.2 226.4 240.9 250.7

CNEL-Bolívar 15.1 15.6 16.2 16.7 17.3 17.8 18.4 19.0 19.7 20.4

CNEL-El Oro 128.5 135.1 141.7 148.5 155.7 163.7 172.1 185.7 194.7 204.1

CNEL-Esmeraldas 86.2 90.3 94.5 108.9 113.3 118.2 123.2 128.4 133.8 144.3

CNEL-Guayas-Los Ríos 248.5 262.3 274.3 286.9 297.7 315.1 333.3 352.4 372.4 393.4

CNEL-Los Ríos 66.7 69.8 73.0 76.2 79.6 83.3 87.2 91.3 95.6 100.0

CNEL-Manabí 243.2 256.7 269.4 282.8 295.8 322.5 340.1 358.6 378.0 398.4

CNEL-Milagro 109.4 115.1 121.1 127.2 133.7 140.8 148.1 155.8 163.8 172.0

CNEL-Sta. Elena 77.4 80.6 84.0 87.4 90.9 94.9 99.0 103.1 107.4 111.8

CNEL-Sto. Domingo 80.5 84.3 88.1 92.0 96.1 100.7 105.4 110.3 115.5 120.9

CNEL-Sucumbíos 44.5 48.4 52.4 56.4 65.3 69.3 73.4 77.6 82.0 86.5

Cotopaxi 59.9 63.2 65.5 69.0 72.5 75.8 79.2 82.7 85.9 89.3

Eléctrica de Guayaquil 780.8 815.5 841.4 868.2 888.6 928.7 980.4 1,023.5 1,068.2 1,114.6

Norte 90.7 95.2 100.1 109.6 114.4 119.6 125.0 130.6 136.4 142.6

Quito 692.5 723.3 747.9 826.0 846.3 881.0 917.3 955.2 994.8 1,036.2

Riobamba 56.1 57.8 59.5 61.2 62.9 64.9 66.9 69.0 71.2 73.5

Sur 55.4 57.7 60.0 62.4 64.8 67.4 70.1 73.0 75.9 79.0

REFINERÍA PACÍFICO - 20.0 80.0 100.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0

SIDERURGICA 98.4 116.6 124.7 135.3 135.4 135.4 134.4 149.8 149.8 149.8

MINERÍA 2.5 99.7 155.0 155.5 174.5 169.5 169.5 169.5 169.5 169.5

CEMENTO Y BOMEO AGUA 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0

PETROLERA - - - - 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0

POTENCIA MÁXIMA NO

COINCIDENTE.- S N I 3,272 3,556 3,828 4,061 4,506 4,684 4,874 5,082 5,282 5,490

POTENCIA MÁXIMA

COINCIDENTE EN BARRAS DE

S/E DE ENTREGA DEL SNI

3,174 3,449 3,713 3,939 4,371 4,544 4,727 4,929 5,123 5,325

GALÁPAGOS 7.4 7.6 7.8 8.0 8.3 8.5 8.7 9.0 9.2 9.4

POTENCIA MAXIMA NO

COINCIDENTE.- NACIONAL 3,280 3,564 3,836 4,069 4,514 4,693 4,882 5,091 5,291 5,499

CARGAS ESPECIALES

31

Tabla 12

Listado de proyectos de generación

Operación completa

desde Proyecto / Central Empresa / Institución Tipo

Potencia

[MW]

Energía

media

[GWh/año]

Factor de

planta

Ene-12 Trasvase Baba a Marcel Laniado Hidrolitoral EP Hidroeléctrico * 441.0 NA

Ene-12 Buenos Aires Empresa Eléctrica Norte S.A. Hidroeléctrico 1.0 7 80%

Feb-12 Ocaña Elecaustro S.A. Hidroeléctrico 26.0 203.1 89%

Mar-12Nueva Generación Térmica Residuo

Etapa 2: Jivino (45 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 45.0 295.7 75%

Abr-12Nueva Generación Térmica Residuo

Etapa 2: Santa Elena III (42 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 42.0 275.9 75%

Jun-12Nueva Generación Térmica Residuo

Etapa 2: Jaramijó (149 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 149.0 978.9 75%

Jun-12 Baba (U1 y U2) Hidrolitoral EP Hidroeléctrico 42.0 161 44%

Ago-12 Villonaco CELEC EP - Gensur Eólico 16.5 64.0 44%

Oct-12Generación Térmica Cuba I (Quinindé

20, Jama 20 y Zaruma 20 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 60.0 395.0 75%

Dic-12 Isimanchi EERSSA Hidroeléctrico 2.25 16.8 85%

Mar-13Generación Térmica Cuba II

Guangopolo (50 MW)CELEC - EP Termoeléctrico 50.0 330.0 75%

Sep-13 Machala Gas 3a unidad CELEC EP - Termogas El Oro Termoeléctrico 65.0 456.0 80%

Sep-13 Machala Gas Ciclo Combinado CELEC EP - Termogas El Oro Termoeléctrico 100.0 700.0 80%

Oct-13 Chorrillos Hidrozamora EP Hidroeléctrico 3.96 21.0 61%

Dic-13 Victoria EEQSA Hidroeléctrico 10.0 63.8 73%

Ene-14 San José de Minas San José de Minas S.A. Hidroeléctrico 6.4 37.0 66%

Ene-14 San José del Tambo Hidrotambo S.A. Hidroeléctrico 8.0 50.5 72%

Ene-14 Topo Pemaf Cía. Ltda. Hidroeléctrico 22.8 164.0 82%

Ene-14 Mazar-Dudas Hidroazogues S.A. Hidroeléctrico 21.0 125.3 68%

Oct-14 Esmeraldas II CELEC EP - Termoesmeraldas Termoeléctrico 96.0 631.0 75%

Feb-15 Toachi - Pilatón Hidrotoapi EP Hidroeléctrico 253.0 1,100.0 50%

Abr-15 Paute - Sopladora CELEC EP - Hidropaute Hidroeléctrico 487.0 2,770.0 65%

May-15 Manduriacu CELEC EP Enernorte Hidroeléctrico 62.0 356.0 66%

Jul-15 Coca Codo Sinclair (U1 U2 y U3) CocaSinclair EP Hidroeléctrico 1,500.0 8,991.0 68%

Nov-15 Delsi Tanisagua CELEC EP - Gensur Hidroeléctrico 116.0 904.0 89%

Dic-15 Quijos CELEC EP Enernorte Hidroeléctrico 50.0 355.0 81%

Ene-16 Minas - San Francisco CELEC EP Enerjubones Hidroeléctrico 276.0 1,321.4 55%

Ene-17 Eólico I CELEC EP - Renovables Eólico 15.0 64.0 49%

Jul-17 Eólico II CELEC EP - Renovables Eólico 15.0 64.0 49%

Ene-19 Geotérmico I CELEC EP - Renovables Geotérmico 30.0 236.5 90%

TOTAL 3,571 21,579 69%

Información más detallada de la proyección de demanda en cada uno de los puntos de

entrega del SNT y de los proyectos de generación se muestran en los Cuadros No 4 y 5

del presente Plan de Expansión de Transmisión.

32

10.2 Información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras

CELEC EP - TRANSELECTRIC, solicitó a todas las Empresas Eléctricas

Distribuidoras del país, sus planes de expansión y la información pertinente, a efectos

de actualizar el PET, sin perjuicio de la responsabilidad que les asigna el Reglamento de

Libre Acceso al Sistema de Transmisión. No todas las empresas respondieron a dicha

solicitud y muchas de ellas lo hicieron en forma atrasada e incompleta.

Con relación a la información proporcionada por las Empresas Eléctricas Distribuidoras

es necesario destacar:

1) Tanto las Empresas Distribuidoras como CELEC EP - TRANSELECTRIC

presentan sus respectivos planes de expansión al CONELEC en el mes de marzo de

cada año.

2) Bajo estas circunstancias, al solicitar CELEC EP - TRANSELECTRIC en los

primeros meses del año que transcurre el plan de expansión y la información

pertinente, las Empresas Distribuidoras entregan el plan que fuera presentado al

CONELEC en el año inmediato anterior.

3) En consecuencia, el Plan de Expansión que presenta CELEC EP -

TRANSELECTRIC está basado en información de las Empresas Distribuidoras con

un desfase de un año en atraso, situación que provoca descoordinación en la

definición de determinadas obras, especialmente con aquellas empresas que tienen

más de un punto de conexión con el SNT, como ocurre con la Empresa Eléctrica

Quito, Ambato, CATEG-D, CNEL-Manabí, EMELNORTE, entre otras.

4) Con los antecedentes expuestos, urge analizar las debidas reformas a la normativa

del sector, con el fin de lograr la coordinación necesaria entre los agentes, además

se debe concienciar a las empresas distribuidoras el beneficio que les representa

entregar la información solicitada oportunamente, a fin de que sus necesidades se

vean reflejadas en el Plan de Expansión de Transmisión que se elabora cada año.

Adicionalmente, es necesario señalar que algunas Empresas Distribuidoras tienen

interpretaciones diversas de la normativa vigente, en cuanto a responsabilidades en el

desarrollo de puntos de conexión al Sistema Nacional de Transmisión; razón por la cual

es preocupación particular de CELEC EP – TRANSELECTRIC el disponer de una

normativa ó regulación que defina con claridad cuando una instalación debe ser

desarrollada como parte del Plan de Expansión de Transmisión ó como parte de los

sistemas de subtransmisión de las Empresas Distribuidoras.

11. COORDINACIÓN CON EL CENACE

El CENACE, como parte de la elaboración del Plan Maestro de Electrificación 2012-

2021, a través de correo electrónico, entregó la información del plan de expansión de

generación, incluyendo el listado de los proyectos y despachos energéticos de las

33

unidades de generación para el período de estudio, los mismos que fueron tomados

como base para considerar los despachos de las unidades de generación para cada uno

de los años analizados. Adicionalmente, de la página web del CENACE se obtuvo

información de los Costos Variables de generación vigentes para el mes de octubre de

2011.

Cabe indicar que, el análisis del diagnóstico del Sistema Nacional de Transmisión, en el

cual se incluyen las obras de expansión que se encuentran en ejecución y que permitirán

eliminar las restricciones operativas de cada una de las zonas operativas del SNT,

señaladas anteriormente, fueron desarrolladas conjuntamente entre CELEC EP -

TRANSELECTRIC y el CENACE, así como la formulación de los proyectos de

expansión del SNT.

12. PROYECTOS DE EXPANSIÓN EN MARCHA

A continuación se presenta un resumen de los proyectos de expansión del SNT que

actualmente están en ejecución, y que para su conclusión requieren la asignación de los

recursos económicos correspondientes, conforme con lo establecido en los Mandatos

Constituyentes No. 9 y 15.

Los Gráficos 8 al 12 presentan los diagramas unifilares de cada una de las zonas

operativas del SNT, considerando las obras de expansión que actualmente se encuentran

en ejecución.

Gráfico 8

Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Norte

U1 U2

PUCARÁ

100

MVA

100

MVA

138 kV

69 kV

75

MVA

375

MVA

375

MVA

75

MVA

69 kV

TG1

48

MVA

100

MVA

33

MVA

50

MVA

67

MVA

34.5 kV 69 kV

230 kV

138 kV

46 kV

27

MV

AR

27

MV

AR

27

MV

AR

E. ESPEJO

138 kV

23 kV

100

MVA

100

MVAS. ALEGRE

138 kV

46 kV

SANTA ROSA

2X10 MVAR

25 k

m

15.5

km

CONOCOTO

138 kV

23 kV

138 kV

EL CARMEN

S/E 19

138 kV

46 kV

8.5 km

18 km

17.5 km

138 kV

23 kV

POMASQUI

EEQ3 k

m

138 kV

23 kV

S/E 18

8 k

m

300

MVA

25 MVAR

230 kV

138 kV

46 km

137

km

75 km

PASTO

230 kV

250

MW

250

MW

138 kV

115 kV

IPIALES

8 k

m7 k

m

69 kV

138 kV

3 MVAR

74.5

km

69 kV

138 kV

67

MVA

6 MVAR40

MVA

60 k

m

COLOMBIA

20 km

138 kV

46 kV

7 k

m

GUANGOPOLO

0.7 km

74 km

138 kV

67

MVA

PUCARÁ138 kV

35 k

m

27.7

km

44

MVA

7 km

69 kV

138 kV

230 kV

10 MVAR

42 km

230 kV

U1

U2

S. FRANCISCO

200 k

m

42.9 km

157

.3 k

m

10 MVAR

230 kV

69 kV

100

MVA

GUARANDA69 kV

110 km

Elementos que pertenecen al SNT a 230 kV


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

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

Generación Térmica

Generación Hidraúlica

Elementos que no pertenecen al SNT

Elementos en construcción que pertenecerán al SNT

TG2 TG3

138 kV

EMAP

RECUPERADORA

G. HERNÁNDEZ

GU

AN

GO

PO

LO

138 kV

NA

YÓ

N

CU

MB

AY

Á

EC

OLU

Z

G. ELEPCO

G.

EMELNORTE

G.

EMELNORTE

SANTA ROSA

MULALÓ

AMBATO

VICENTINA

TOTORAS

RIOBAMBA

30 km

IBARRA

TULCÁN

POMASQUI

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

Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E12

12

11

Hacia S

/E M

olino

Hacia S/E Baños

Hacia S/E Santo Domingo

6 MVAR

12INGA

230 kV

138 kV

300

MVA

13

3 k

m3 k

m

1375

MVA

1367

MVA

13

13

35

Gráfico 9

Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Nororiental

U1

AGOYÁN

69 kV

69 kV

30 km 3 km

U2

138 kV

138 kV

138 kV

33

MVA

138 kV

33

MVA

138 kV

69 kV

33

MVA

69 kV

140 k

m

66.1

km

49 km

G. COCA

PUYO

TENA

F. DE ORELLANA










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

12

12

Hacia S/E Totoras

69 kV

BAÑOS

13 33

MVA

12

36

Gráfico 10

Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Noroccidental

230 kV

138 kV

DAULE-PERIPA138 kV

U1

DAULE-PERIPA

138 kV

PORTOVIEJO

SEVERINO 69 kV

230 kV

138 kV

138 kV

69 kV

167

MVA

100

MVA

69 kV

100

MVA

69 kV

138 kV

75

MVA

75

MVA

TERMOESMERALDASU1

230 kV

2X12 MVAR

154.8 km

104 k

m

167

MVA

10 MVAR

U1

POZA HONDA

43.2 km

13.7

km

91.2

km

75

MVA

75

MVA

3X12 MVAR

7.3 km

225

MVA

63.2 km

U1

LA ESPERANZA

30.2 km

110 km

10 MVAR

U2 U2

U2

167

MVA

MONTECRISTI

27 km

100

MVA

12

7 k

m

138 kV

69 kV

CHONE

ESMERALDAS

STO. DOMINGO

S. GREGORIO

69 kV

138 kV

QUEVEDO











12

12

Hacia S/E Santa RosaH

acia S/E

Pa

scuales

69 kV

168

MVA

69 kV

RÍO CALOPE

U1 U2

12

167

MVA13

13 13 QUININDÉ

138 kV

69 kV

60

MVA

84 km

70.8 km 2.5

km

12

JARAMIJÓ

37

Gráfico 11

Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Sur

230 kV

MOLINO

230 kV

230 kV

U2 U1

ZHORAY230 kV

U1 U2

138 kV

69 kV

138 kV

69 kV

138 kV

138 kV 230 kV

69 kV

138 kV

CUENCA

138 kV

69 kV

CUMBARATZA

INGENIOS

SIBIMBE

CELEC

GAS MACHALA

MAZARPAUTE AB

PAUTE C

167

MVA

18 MVAR225

MVA

67

MVA

69 kV

47.3

km

112.7

km

138 kV

11.2

km

21 k

m

55 k

m

100

MVA

100

MVA2X6 MVAR

167

MVA

120.7 km

2 k

m

2 k

m

15 km

52 km

167

MVA

100

MVA

13

4.2

km

67

MVA 54

km

67 k

m

375

MVA

375

MVA

10 MVAR 10 MVAR

ZORRITOS

230 kV

PERÚ

52 km

U1 U2

U1 U2 U3 U4 U5

U6 U7 U8 U9 U10

ELECAUSTRO

12

MV

AR

MILAGRO

BABAHOYO

MACHALA

SININCAY

LOJA

69 kV

67

MVA










Año de ingreso del proyecto Ampliación de bahías y/o Modernización de S/E´s12

12

12

Hacia S/E Dos Cerritos

(1C) & Pascuales (2C)

Hacia S/E Pascuales

Hac

ia S

/E R

ioba

mba

Hac

ia S

/E T

otor

as

12

54 km

Hacia S/E Esclusas

135 km

138 kV

12

13

YANACOCHA138 kV

10 km

13

33

MVA

138 kV

69 kV

13

HIDROABANICO

MACAS

69 kV

138 kV

GUALACEO LIMÓN MÉNDEZ

69 kV

12

12

VILLONACO

5 k

m

69 kV

VILLONACO

GAS

PASCUALES

38

Gráfico 12

Diagrama unifilar proyectos en marcha – Zona Suroccidental

230 kV

138 kV

138 kV

NUEVA

PROSPERINA69 kV 69 kV

230 kV

69 kV

230 kV

138 kV

69 kV

TRINITARIA

138 kV

69 kV

69 kV

69 kV

ANÍBAL SANTOS ÁLVARO TINAJERO

TV2

GONZALO CEVALLOS

U3

ELECTROQUIL-3

HOLCIM

ELECTROQUIL-2

U1

PASCUALES

138 kV

69 kV

138 kV

69 kV

138 kV

69 kV

81 km

67

MVA

375

MVA

375

MVA

12 MVAR

2X10 MVAR

224

MVA

33

MVA

100

MVA

10.5

km

2 km

28.3

km

15

.5 k

m

17.4

km

150

MVA

150

MVA

69 kV

11 km

12 km

225

MVA

150

MVA

150

MVA225

MVA

12 MVAR

167

MVA

9.9 km

U4

U1 U2

TV3 TV4

TV1 TG1 TG2 TG3 TG4 TG5 U1 U2

POSORJA

SANTA ELENA

70.4 km

LAGO DE CHONGÓN138 kV

230 kV

POLICENTRO

PASCUALES

224

MVA

2X12 MVAR

2X30 MVAR

SALITRAL

TRINITARIA

DOS CERRITOS

KEPPEL

138 kV

230 kV

225

MVA

225

MVA

2X12 MVAR

138 kV

69 kV

14

INTERVISA

TRADE

2X12 MVAR

CARAGUAY

ESCLUSAS











12

12

12

Ha

cia

S/E

Que

ved

o

Hacia S/E Molino

Hacia S/E Milagro

2X6 MVAR

12

12

13

Hacia S/E Milagro

1254 km

7.3

5 k

m

11

6 k

m

67

MVA

CELEC

24.2 km

CELEC

39

12.1 Financiamiento proveniente del Mandato No. 9

La Tabla 13 muestra el listado del proyecto de expansión que se encuentran en ejecución,

con la descripción del objetivo de la obra y la fecha estimada de ingreso en operación al

SNT, cuyo financiamiento forma parte del Mandato Constituyente No 9.

Tabla 13

Proyectos en marcha – Financiamiento Mandato No. 9

PROYECTO OBJETIVOINGRESO EN

OPERACIÓN

Sistema de Transmisión Milagro - Las

Esclusas 230kV

Evacuar en las mejores condiciones técnicas y

económicas la generación de las centrales Mazar,

Gas Machala y Minas San Francisco, hacia el principal

centro de carga del país (Guayaquil), garantizando la

operación segura del S.N.I.

Septiembre 2012

A continuación se presenta de manera detallada el alcance de este proyecto:

- Sistema de Transmisión Milagro-Las Esclusas, 230 kV.

Con la finalidad de evacuar hacia el principal centro de carga del país, en las mejores

condiciones técnicas y económicas, la generación producida por los proyectos

hidroeléctricos Paute y Mazar y, aquella que pueda desarrollarse en la zona de Machala

(proyecto Minas San Francisco-La Unión), se ha definido como mejor opción, la

construcción de una línea de transmisión entre las subestaciones Milagro y Las Esclusas de

230 kV.

Este sistema de transmisión, a la vez, permitirá que el S.N.I. esté en capacidad de superar

contingencias en cualquiera de las líneas de transmisión Milagro-Pascuales y Milagro-Dos

Cerritos-Pascuales, al eliminar posibles sobrecargas en estos enlaces del SNT.

La ejecución de este proyecto contempla las siguientes obras:

- Subestación Las Esclusas, 230/138 kV.

. Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/138 kV.

. Cuatro bahías de línea de 230 kV (más una de TERMOGUAYAS).

. Una bahía de transformador de 230 kV.

. Una bahía de acoplamiento de 230 kV.

. Dos bahías de línea de 138 kV (más una de Intervisa Trade y una de Ulysseas).


. Una bahía de transferencia de 138 kV.

- Línea de transmisión Milagro – Las Esclusas, 230 kV, 54 km, doble circuito, dos

conductores por fase, calibre 750 ACAR.

- Subestación Milagro, ampliación de dos bahías de línea de 230 kV.

40

Al momento está en reproceso la construcción de las obras civiles y el montaje

electromecánico de la subestación Las Esclusas, la misma que además permitirá alimentar

a la subestación Caraguay de 138/69 kV, la conexión de las barcazas de generación

ubicadas en el río Guayas, así como la conexión de la línea Milagro – Las Esclusas,

formando con ello un anillo de 230 kV alrededor de la ciudad de Guayaquil.

La fecha de entrada en operación de este proyecto, está prevista para el tercer trimestre del

año 2012.

12.2 Financiamiento proveniente del Mandato No. 15

En las Tablas 14 a 19, se presentan los proyectos de expansión del SNT distribuidos por

zonas de ejecución y con incidencia de manera global en el SNT, incluyendo la descripción

del objetivo de la obra y la fecha estimada de su ingreso en operación.

Tabla 14

Proyectos en marcha Zona Norte – Mandato No 15


OPERACIÓN

S/E Pomasqui, instalación reactor 25 MVAR 230 kV

Controlar los perfiles de voltaje en la zona norte del SNI,

en casos de bajos intercambios de potencia con el

sistema colombiano

Enero 2012

Sistema de Transmisión Santa Rosa - Pomasqui II, 230 kV

Incrementar los niveles de confiabilidad para la zona

norte del SNI y de la EE Quito; y, de los intercambios de

energía con el sistema colombiano.

Julio 2013

S/E Ambato, ampliación capacidad de transformación 138/69 kVAtender el crecimiento de la demanda de energía

eléctrica de las provincias: Cotopaxi y Tungurahua.Marzo 2013

S/E Mulaló, ampliación capacidad de transformación 138/69 kVAtender el crecimiento de la demanda de energía

eléctrica de la provincia del Cotopaxi.Marzo 2013

S/E El Inga, 230/138 kV

Entregar un nuevo punto de alimentación desde el SNT a

la E.E. Quito, para abastecer los requerimientos del

nuevo Aeropuerto de Quito y los de la zona nor-oriental

de la provincia de Pichincha, así como, permitir la

conexión al S.N.I. de las futuras centrales hidroeléctricas

Coca Codo Sinclair y Quijos.

Junio 2013

Tabla 15

Proyectos en marcha Zona Nororiental – Mandato No 15


OPERACIÓN

Sistema de transmisión Nororiente 138 kV; patio de 138 kV

Normalizar el segundo circuito de la L/T Totoras -

Agoyán 138 kV, para incrementar las condiciones de

confiabilidad y seguridad de las centrales de gneración

Agoyán y San Francisco

Febrero 2012

41

Tabla 16

Proyectos en marcha Zona Noroccidental – Mandato No 15


OPERACIÓN

S/E Quinindé 138/69 kV

Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía

eléctrica de la zona de Quinindé, incluyendo carga

actualmente autoabastecida del sector agro-industrial de

la referida zona.

Junio 2013

S/E Chone, ampliación capacidad de transformación 138/69 kVGarantizar el abastecimiento de la demanda de energía

eléctrica de la zona norte de la provincia de ManabíMarzo 2013

S/E Santo Domingo, ampliación capacidad de transformación 138/69

kV

Atender el crecimiento de la demanda de la provincia de

Santo Domingo de los TsáchilasMarzo 2013

S/E Santo Domingo, ampliación capacidad de transformación 230/138

kV

Garantizar el suministro de energía de las zonas de

Santo Domingo y Esmeraldas, eliminando sobrecargas

en caso de indisponibilidad de la Central Térmica

Esmeraldas.

Diciembre 2012

Sistema de Transmisión Quevedo - Portoviejo (San Gregorio) 138/69

kV.

Atender el crecimiento de la demanda de la zona de

Manta mejorando las condiciones de servicio.Junio 2012

Tabla 17

Proyectos en marcha Zona Sur – Mandato No 15


OPERACIÓN

Ampliación S/E Cuenca 69 kV, 1 bahía de línea (EE Azogues)Cubrir el crecimiento de la demanda de energía eléctrica

del área de concesión de la E. E. Azogues.Diciembre 2014

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

Garantizar el suministro de energía eléctrica al área de

concesión de CNEL - LOS RIOS, eliminando

restricciones operativas por la actual configuración de la

subestación.

Diciembre 2012

Sistema de Transmisión Milagro - Machala 230 kV

Garantizar el suministro de energía eléctrica a la

provincia de El Oro; e incorporar al S.N.I. la producción

de centrales de generación previstas desarrollarse en la

zona.

Agosto 2012

Sistema de Transmisión Cuenca - Loja 138 kV

Garantizar el abastecimiento de la demanda de energía

eléctrica actual y futura de las zonas de Loja y

Cumbaratza.

Marzo 2013

Sistema de Transmisión Loja - Cumbaratza 138 kV

Atender el crecimiento de la demanda de la provincia

Zamora Chinchipe (sectores Zamora, Nambija, El

Pangui, Gualaquiza, etc.)

Junio 2013

Sistema de Transmisión Plan de Milagro - Macas 138 kV Disminuir las pérdidas de potencia y energía en la zona. Diciembre 2012

42

Tabla 18

Proyectos en marcha Zona Suroccidental – Mandato No 15


OPERACIÓN

Sistema de Transmisión Lago de Chongón - Santa Elena, 138 kVBrindar mayor seguridad y confiabilidad de servicio a la

Península de Santa Elena.Julio 2013

S/E Dos Cerritos, compensación capacitiva a nivel de 69 kV Mejorar los perfiles de voltaje en la zona. Julio 2012

Tabla 19

Proyectos en marcha Global SNT – Mandato No 15


OPERACIÓN

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

Garantizar la operación de las instalaciones del SNT en

caso de emergencia y permitir la conexión temporal de

nueva generación y/o demanda al sistema.

Diciembre 2012

Reserva de Subestaciones ( Subestación Móvil 138/69 kV)

Asegurar la continuidad en el suministro del servicio de

energía eléctrica del país, en caso de mantenimiento o

falla de un transformador de 138/69 kV.

Abril 2013

A continuación se presenta de manera detallada el alcance de cada uno de los proyectos en

marcha, que cuentan como fuente de financiamiento lo establecido en el Mandato

Constituyente No 15.

12.2.1 Proyectos Zona Norte

- Subestación Pomasqui, instalación de un reactor 25 MVAR a 230 kV

Como parte del proyecto de la segunda interconexión de 230 kV entre las subestaciones

Pomasqui y Jamondino de Ecuador y Colombia, está considerada la instalación de un

reactor de 25 MVAR en la subestación Pomasqui a nivel de 230 kV, que permitirá una

mejor operatividad de la interconexión, especialmente en horas de mínima demanda.

- Sistema de Transmisión Santa Rosa – Pomasqui II, 230 kV

Con la finalidad de completar la configuración definitiva del sistema de transmisión

asociado a la segunda interconexión con Colombia a nivel de 230 kV, se requiere la

construcción de la línea de transmisión Santa Rosa-Pomasqui II de 230 kV, de 67 km, en

haz de conductores 2x750 ACAR. Se ha estimado conveniente que el recorrido de esta

línea se lo realice con el sector oriental de la ciudad de Quito, lo que permitirá que en el

sector de El Inga se pueda disponer de un nuevo punto de alimentación a la ciudad de

Quito.

- Subestación Ambato, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV

De acuerdo con la actualización de la proyección de la demanda de energía eléctrica, se

requiere ampliar la capacidad de transformación de esta subestación, a fin de atender el

crecimiento de la demanda de las Empresas Eléctricas Ambato y Cotopaxi.

43

En vista de que el transformador de 138/69 kV 33/44 MVA de capacidad, actualmente

instalado en la subestación Ambato, cuenta con más de 35 años de operación y con el

objeto de garantizar el abastecimiento de la demanda de la zona del centro del país en el

mediano y largo plazo, se ha previsto la instalación de un nuevo transformador 138/69 kV

de 45/60/75 MVA de capacidad, con sus respectivas bahías de alta y baja tensión, en lugar

de realizar la instalación de un segundo transformador con capacidad similar al actual

transformador.

- Subestación Mulaló, ampliación capacidad de transformación 138/69 kV

Con la finalidad de atender el crecimiento de la demanda de energía eléctrica del área de

concesión de la Empresa Eléctrica Cotopaxi se ha programado la entrada en operación de

un segundo autotransformador trifásico, 40/53/66 MVA, 138/69 kV, con OLTC con las

correspondientes bahías de alta y baja tensión en esta subestación.

La subestación Mulaló cuenta actualmente con una sola bahía de 69 kV, por lo que se

requiere adquirir una bahía adicional de transformador y la de transferencia para completar

el esquema de barra principal y transferencia; e incluir dos bahías de línea de 69 kV para

uso de la empresa distribuidora.

- Subestación El Inga 230/138 kV

De acuerdo con la revisión de los estudios realizados por la Empresa Eléctrica Quito, se

establece que el sistema de subtransmisión de esta empresa distribuidora se encuentra

saturado a nivel de 46 y 23 kV, razón por la cual la empresa ha previsto la construcción de

un nuevo sistema a nivel 138 kV, con la finalidad de descargar al sistema de

subtransmisión actual y cubrir el crecimiento de la demanda de la distribuidora.

Esto evidencia la necesidad de crear un nuevo punto de entrega desde el SNT, en el sector

de El Inga, con la puesta en operación de una subestación 230/138 kV y 180/240/300

MVA de capacidad, cuya alimentación de esta subestación desde el SNT será a través del

seccionamiento de la línea Santa Rosa - Pomasqui II, y permitirá cubrir la demanda de

energía eléctrica del nuevo aeropuerto de la ciudad de Quito y de las subestaciones

Tababela, El Quinche, Baeza y Alangasí, ubicadas en el nororiente de la ciudad.

Además, la subestación El Inga podrá ser el punto de conexión del proyecto de generación

Quijos de una capacidad de 50 MW.

Cabe indicar que se adquirió un terreno de alrededor de 17 Ha. que permitirá la

implantación, en el mediano plazo, de un patio de 500 kV y transformación 500/230 kV,

asociado al proyecto de generación Coca Codo Sinclair de 1500 MW de capacidad.

Finalmente, es importante mencionar que esta subestación permitirá desarrollar un nuevo

sistema de transmisión hacia Sucumbíos a nivel de 230 kV, para mejorar las condiciones

de suministro de electricidad en la zona nororiental del país.

44

12.2.2 Proyectos Zona Nororiental

- Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV.

La etapa final de este sistema de transmisión, que permite mejorar las condiciones de

suministro de energía eléctrica a la zona nororiental del país, consiste en construir una

subestación ubicada en las cercanías de Agoyán, para seccionar los dos circuitos de la línea

Agoyán-Totoras y desde ésta partir hacia el Puyo mediante la línea de 138 kV, que se

encuentra actualmente en operación.

La entrada en operación, en una primera etapa del patio de 138 kV de esta subestación,

permitirá normalizar la operación del segundo circuito de la línea de transmisión Totoras -

Agoyán de 138 kV, y evitar la salida de las centrales de generación Agoyán y San

Francisco, ante la salida de este único enlace entre estas subestaciones; y, en una segunda

etapa prevista para el primer trimestre del año 2013, se realizará la instalación de un

transformador de 20/27/33 MVA de capacidad, para satisfacer los requerimientos de la

demanda de Baños y de Pelileo.

Debido a la falta de recursos en el sector, se ha reprogramado para el segundo trimestre del

año 2011 el ingreso en operación del patio de 138 kV de la subestación; mientras que, la

instalación del transformador ha sido postergada, ya que el transformador de la subestación

Ibarra 138/69 kV de 33 MVA de capacidad que inicialmente iba a ser instalado en la

subestación Baños, fue reubicado en la subestación Francisco de Orellana, en el mes de

noviembre de 2010, en vista de que en el transformador de esta subestación se registraron

problemas en el cambiador automático del tap bajo carga, aspecto que imposibilita mejorar

los perfiles de voltaje en la zona de Orellana, especialmente en casos en que no se cuenta

con la generación interna de CNEL-Sucumbíos.

La fecha de entrada en operación del transformador de la subestación Baños está prevista

para el primer trimestre del año 2013, una vez que CELEC EP – TRANSELECTRIC

realice la compra del nuevo transformador 138/69 kV de 67 MVA para la subestación

Francisco de Orellana.

12.2.3 Proyectos Zona Noroccidental

- Subestación Quinindé 138/69 kV

Debido al desarrollo agro-industrial que se ha presentado en la zona de Quinindé y la

saturación del alimentador de 69 kV, a través del cual se abastece desde la subestación

Esmeraldas, es necesario contar con un nuevo punto de entrega de energía desde el SNT

para esta zona de la provincia de Esmeraldas, a fin de mejorar la calidad del servicio y

brindar la suficiente capacidad de energía para satisfacer la demanda que ha permanecido

represada en los últimos años. Cabe indicar que esta nueva subestación permitirá

descargar los transformadores de 138/69 kV de la subestación Esmeraldas.

La alimentación de esta nueva subestación, se realizará a través del seccionamiento de uno

de los circuitos de la línea Santo Domingo-Esmeraldas de 138 kV, aproximadamente a 84

km de Santo Domingo.

45

Es importante señalar que como parte de la adquisición del suministro de esta subestación,

se ha previsto la compra de un transformador 138/69 kV de 100 MVA, sin embargo, a fin

de optimizar las inversiones del SNT, este transformador será instalado en la subestación

Chone en remplazo del transformador 138/69 kV de 60 MVA de capacidad, el cual a su

vez sería reubicado en la subestación Quinindé.

- Subestación Chone, ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV

La ampliación de la capacidad de transformación en esta subestación, permitirá satisfacer

el crecimiento de los requerimientos energéticos de la zona norte de la provincia de

Manabí, mediante la instalación de un autotransformador trifásico, 60/80/100 MVA,

138/69 kV, con ULTC, en reemplazo del actual transformador de 60 MVA, el cual a su vez

será reubicado en la nueva subestación Quinindé que está en construcción por CELEC EP -

TRANSELECTRIC.

- Subestación Santo Domingo ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV

Comprende la instalación de un autotransformador trifásico de 100/134/167 MVA, 138/69

kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión, proyecto que permitirá atender

el crecimiento de la demanda de la Empresa Eléctrica Santo Domingo.

- Subestación Santo Domingo ampliación de capacidad de transformación

230/138kV

Instalación de un segundo banco de autotransformadores monofásicos, 3x33/44/55 MVA,

230/138 kV, con las correspondientes bahías de alta y baja tensión, obra que permitirá

atender el crecimiento de la demanda de Santo Domingo y Esmeraldas, cubriendo

especialmente las necesidades de estas dos zonas del país cuando se encuentra fuera de

operación la Central Térmica Esmeraldas.

- Sistema de transmisión Quevedo – Portoviejo, 230 kV

Como parte de este sistema de transmisión, que permitirá mejorar las condiciones de

calidad y seguridad en el suministro de energía eléctrica a la provincia de Manabí, al

momento han ingresado en operación las siguientes obras:

- Dos circuitos de la línea de transmisión Quevedo–Portoviejo (San Gregorio), 230

kV, 115 km, encuellados en sus extremos.

- Subestación San Gregorio 230/138 kV, 225 MVA de capacidad.

- La ampliación de una bahía de 138 kV en la S/E Portoviejo y la entrada en

operación de la línea Portoviejo-Manta a 138 kV, de propiedad de CNEL-Manabí,

permitiendo con ello la energización de manera temporal de la S/E Móvil 138/69

kV de 32 MVA, ubicada junto a la subestación Manta 2 de la empresa distribuidora.

- Un tercer banco de capacitores de 12 MVAR en la subestación Portoviejo.

46

De manera complementaria, este sistema considera la construcción de una subestación en

la zona de Montecristi y su alimentación desde la subestación San Gregorio, mediante el

seccionamiento de la línea San Gregorio-Manta de 138 kV, en el sector de La Victoria

ubicada a 7 km al nororiente de Manta; el detalle de las obras requeridas es el siguiente:

- Subestación Montecristi 138 /69 kV:

. Un transformador trifásico 138/69 kV, 60/80/100 MVA.

. Una bahía de línea de 138 kV.

. Tres bahías de línea de 69 kV.



- Línea de transmisión Portoviejo - San Gregorio - La Victoria, 138 kV, 27 km, un

circuito (adquisición de un tramo de la línea de propiedad de CNEL-Manabí).

- Línea de transmisión La Victoria - Montecristi, 138 kV, 7 km de longitud, en

estructuras doble circuito.

Al momento está en construcción de la línea y la subestación. La fecha de entrada en

operación de la subestación Montecristi está prevista para el segundo trimestre del año

2012.

12.2.4 Proyectos Zona Sur

- Ampliación subestación Cuenca 69 kV, 1 bahía de línea (E.E. Azogues)

Con la finalidad de dotar de un punto de conexión a la Empresa Eléctrica Azogues S.A.

desde las instalaciones del SNT, se tiene previsto la implementación de una bahía de línea

de 69 kV en la subestación Cuenca.

- Subestación Babahoyo, ampliación de capacidad de transformación 138/69 kV

Para garantizar el abastecimiento del crecimiento de la demanda de la zona sur de la

provincia de Los Ríos, especialmente en los casos en que no se cuente con la generación de

la central hidroeléctrica Sibimbe, está en proceso la construcción de una nueva subestación

en la zona de Babahoyo.

Actualmente, la subestación Babahoyo 138/69 kV de 66 MVA de capacidad, cuenta con

una sola bahía, tanto a nivel de 138 kV como de 69 kV, y está construida en terrenos de

propiedad de CNEL-Los Ríos junto a la subestación Chorrera de esta empresa

distribuidora, terrenos que son propensos de inundaciones como ocurrió en inviernos

anteriores, en los cuales estuvo a punto de sacar de servicio toda la subestación, razón por

la cual, CELEC EP - TRANSELECTRIC decidió realizar la construcción de una nueva

subestación en un sector cercano a la ex central de generación Centro Industrial, en la cual se realizará la instalación de un transformador trifásico 138/69 kV, 40/53/66.7 MVA, de

acuerdo con el siguiente detalle:

- Subestación Babahoyo 138 /69 kV

47

. Un transformador trifásico 138/69 kV, 40/53/66.7 MVA.


. 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 vez que se concluya con la construcción de la nueva subestación, se procederá con la

reubicación del transformador 138/69 kV de 66.7 MVA, el mismo que actualmente está en

operación junto a la subestación Chorrera, así como la bahía de línea de 69 kV mediante la

cual al momento se abastece la demanda de la distribuidora, en la nueva subestación

Babahoyo.

- Sistema de transmisión Milagro – Machala, 230 kV.

Mediante este sistema de transmisión se garantiza el suministro de energía eléctrica a la

provincia de El Oro con una eventual exportación de energía al Perú; obra que se

complementará a futuro con una línea de transmisión Milagro - Las Esclusas - Trinitaria.

Este proyecto está conformado por las siguientes obras:

- Ampliación de la subestación Milagro: una bahía de línea de 230 kV (obra que

concluyó su ejecución a finales del año 2008).

- Ampliación de la subestación Machala: dos bahías de línea, una bahía de

acoplamiento y una bahía de transformador, que permitirán completar el esquema

de doble barra principal de 230 kV, obra que fue concluida en el mes de noviembre

de 2009.

- Línea de transmisión Milagro-San Idelfonso-Machala, 230 kV, 135 km, dos

conductores por fase, 750 ACAR, en estructuras de doble circuito con el montaje

inicial de un circuito.

Adicionalmente, el desarrollo de este sistema permitirá la incorporación al SNI de la

producción de proyectos de generación hidroeléctrica de los proyectos Minas – San

Francisco y, de generación a gas natural con el traslado de las unidades desde Pascuales y

Manta con una capacidad de 140 MW, así como de la generación de gas y ciclo combinado

que están implementándose en la zona de Bajo Alto.

Respecto al avance de la línea de transmisión, se debe señalar que se concluyeron casi en

su totalidad los trabajos de obras civiles, y está en ejecución el montaje electromecánico y

tendido de conductores de la línea de transmisión.

La fecha de entrada en operación está prevista para el tercer trimestre del año 2012.

48

- Sistema de transmisión Cuenca – Loja, 138 kV.

Actualmente, para mejorar los perfiles de voltaje en la subestación Loja se cuenta con la

operación de un banco de capacitores de 12 MVAR a nivel de 69 kV; este equipamiento

constituye una solución parcial, por lo que, para mejorar la calidad y confiabilidad en el

suministro de energía eléctrica en esta zona, se requiere la construcción de las siguientes

obras:

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

- Subestación Cuenca, ampliación:


- Subestación Loja, ampliación (completar esquema de barras 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:



- Subestación Cumbaratza:





49

. Dos bahías de línea 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:


- Subestación de seccionamiento Lago de Chongón:

. Seis bahías de línea de 138 kV.


- Línea de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, de 81 km de longitud,

diseñada para 230 kV, que operará inicialmente a 138 kV con un solo circuito.

50

Al momento, se cuenta con el equipamiento para las subestaciones Santa Elena y Lago de

Chongón, sin embargo, debido a que CELEC EP instaló de generación termoeléctrica con

una capacidad de 90 MW y está en proceso la instalación de 40 MW de generación

adicional, esta obra ha sido reprogramada para el tercer trimestre del año 2013.

Adicionalmente, en virtud del crecimiento poblacional y las actuales invasiones que se

identifican en los alrededores del sitio de la subestación Nueva Prosperina y a lo largo de la

vía a la costa, a futuro se podría implementar transformación en la subestación Lago de

Chongón para el suministro de energía a esta zona de Guayaquil.

- Modernización de la subestación Pascuales.

La aplicación de la Regulación CONELEC 003/08 tiene implicaciones directas en el

equipamiento de los sistemas de protección, control y medición del SNT, por lo cual se

está implementando la modernización de la subestación Pascuales, con el cambio de los

sistemas de protección, control y medición y de equipo primario.

Adicionalmente, como parte de este proceso se contempla la instalación de una bahía de

transformador de 230 kV, la cual será utilizada por el banco de autotransformadores

230/138 kV- ATT de la subestación Pascuales, con lo cual se liberará la bahía de la línea

de transmisión Pascuales-Trinitaria de 230 kV, para poder reintegrarla al SNT, sin

embargo, hasta que no se cuente con la operación de la subestación Las Esclusas 230/138

kV, solamente se podrá utilizar este circuito como fuente de compensación capacitiva.

Al momento, está en ejecución el cambio al nuevo sistema de control y protección de la

subestación, cuyos trabajos se prevén culminarlos en el tercer trimestre del año 2012.

- Subestación Dos Cerritos, compensación capacitiva.

La instalación de dos bancos de 12 MVAR, a nivel de 69 kV, permitirá cumplir con la

regulación vigente, esto es, con adecuados perfiles de voltaje en las barras del SNT, ante el

alto crecimiento de la demanda en la zona operativa Suroccidental.

Al momento se cuenta con el equipamiento necesario, y está en ejecución las obras civiles,

con lo cual esta obra ingresará en operación el tercer trimestre del año 2012.

12.2.6 Proyectos Global SNT

- Bahías de emergencia a 230, 138 y 69 kV

Con la finalidad de facilitar la conexión de nueva generación que requiera el país en forma

emergente, tal como ocurrió en años pasados y en el período de estiaje octubre 2009-marzo

2010, está proceso la adquisición un stock de bahías a nivel de 230, 138 y 69 kV, que

permitirán reducir los tiempos de ingreso de dicha generación; adicionalmente, este equipo

servirá para cubrir eventuales emergencias en el SNT.

51

- Subestación móvil 138/69 kV

Al momento está en proceso la adquisición de una subestación de 60 MVA, 138/69 kV, la

misma que servirá para atender emergencias en los transformadores del SNT con esta

relación de transformación, o incluso en caso de mantenimiento de equipos de

transformación, para empresas distribuidoras que cuentan con un solo punto de

alimentación desde el SNI.

13. PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO

Sobre la base de los resultados de los estudios eléctricos realizados, se determina el

correspondiente plan de equipamiento del Sistema Nacional de Transmisión para el

período 2013-2022, de acuerdo con los criterios y metodología definidos anteriormente.

Con la finalidad de cumplir con las fechas de entrada en operación de los proyectos

referidos en el presente Plan de Expansión, para garantizar el abastecimiento del

crecimiento de la demanda de energía eléctrica del S.N.I., es indispensable que CELEC EP

- TRANSELECTRIC disponga de los recursos económicos oportunos para la ejecución de

las obras, de acuerdo con el presupuesto señalado en el Cuadro No. 6.

En el Cuadro No. 7 se presentan los flujos de caja de las inversiones para el período 2012-

2021, que se requieren para cumplir con el plan de equipamiento propuesto en el presente

Plan de Expansión.

Los proyectos de expansión del SNT permiten obtener los siguientes beneficios en el

Sistema Nacional Interconectado:

- Abastecer el crecimiento de la demanda en diferentes zonas del país,

- Incrementar los niveles de seguridad y confiabilidad en el servicio eléctrico.

- Incorporación de nueva generación al S.N.I.

- Mejorar las condiciones operativas del S.N.I.

- Disminución de las pérdidas de potencia y energía en el SNT,

Los costos de los equipos de subestaciones han sido revisados en función de las ofertas

recibidas por CELEC EP - TRANSELECTRIC en los diferentes concursos para suministro

de equipos; y, en el caso de las nuevas instalaciones de 500 kV, se utiliza información

remitida por el Consorcio CESI-EFICACITAS, firma que actualmente está desarrollando

los estudios definitivos para determinar la configuración del Sistema de Transmisión de

500 kV en el Ecuador.

Considerando que para la mayoría de los equipamientos se utilizan precios unitarios

uniformes, pueden existir discrepancias con ciertos costos de algunos equipamientos en los

cuales se han identificado ciertas características particulares de las obras a desarrollar

(obras civiles que requieren pilotaje, complementación de equipos, etc.). Sobre esta base,

en los Cuadros Nos. 9, 10 y 11 constan los costos unitarios por bahía para subestaciones y

en el Cuadro No. 12, se presentan los costos de transformadores monofásicos y trifásicos.

52

En el Cuadro No. 13, se presenta un detalle de los costos de capacitores para diferentes

capacidades y niveles de voltaje.

En el Cuadro No. 14, se presentan los costos de las líneas de transmisión, desglosados en

costos propios de la línea y costos de las indemnizaciones previstas.

En el Cuadro No. 15, se presentan los costos para instalaciones de 500 kV, remitidos por el

Consorcio CESI-EFICACITAS, como parte de los estudios definitivos del Sistema de

Transmisión de 500 kV.

En el presente Plan de Expansión de Transmisión 2012-2021, se han establecido varios

proyectos, incluyendo aquellos que se encuentran en ejecución y que ingresarán en

operación a partir del año 2012, los mismos que comprenden la construcción de 2.065 km

de líneas de transmisión de simple y doble circuito, la instalación de 7.645 MVA de

transformación y, la incorporación de 390 MVAr de compensación capacitiva, como se

presenta en las Tablas 20, 21 y 22.

Tabla 20

Resumen Líneas de Transmisión 2012-2021

Año km de líneas de transmisión

138 kV 230 kV 500 kV Total

2012 83 323 406

2013 276 123 399

2014 6 305 370 681

2015 190 180 370

2016 20 20

2017 55 2 57

2018 34 100 134

2019

2020

2021

TOTAL 453 1,063 550 2,065

53

Tabla 21

Resumen Subestaciones 2012-2021

Año MVA de transformación

138/69 kV 230 /138 kV 230/69 kV 500/230 kV Total

2012 307 392 699

2013 486 750 1,236

2014 66 634 951 1,651

2015 2,500 2,500

2016 717 717

2017 392 225 617

2018 225 225

2019

2020

2021

TOTAL 859 2,393 1,893 2,500 7,645

Tabla 22

Resumen Compensación Capacitiva 2012-2021

Año MVAR de compensación

230 kV 138 kV 69 kV Total

2012 24 24

2013 0

2014 12 12

2015 240 60 300

2016 30 24 54

2017

2018

2019

2020

2021

TOTAL 240 90 60 390

En las Tablas 23 a 28 se presenta un resumen del plan de equipamiento propuesto para el

período 2012-2021, para cada zona operativa, así como de los proyectos cuyo impacto

engloban al SNT en su conjunto.

54

Tabla 23

Proyectos expansión Zona Norte

Item PROYECTO Entrada en

operación

I ZONA NORTE

1 S/E Pomasqui, 230/138 kV, ampliación. 1er. trim 2013

1.1 - Segundo transformador, 180/240/300 MVA. 1er. trim 2013

2 S/E Santa Rosa, 138 kV, ampliación. 4to trim 2014

2.1 - 2 bahías de línea de 138 kV (seccionamiento L/T Mulaló - Vicentina 138 kV) 4to trim 2012

3 S/E Totoras, 230/138 kV, ampliación. 2do trim 2013

3.1 - Transformador trifásico, 90/120/150 MVA, 230/138 kV. 2do trim 2013

4 S/E Tabacundo 230/138 kV, 167 MVA 4to trim 2014

4.1 - Transformador trifásico de 100/133/167 MVA. 4to trim 2014

5 S/E Tabacundo, 230/69 kV, 100 MVA, ampliación 4to trim 2016

5.1 - 1 Transformador trifásico de 60/80/100 MVA, 230/69 kV 4to trim 2016

Tabla 24

Proyectos expansión Zona Nororiental


operación

II ZONA NORORIENTAL

1 Sistema de transmisión Sucumbíos - Fco. Orellana, 138 kV. 4to trim 2017

1.1 S/E Sucumbíos, 230/138 kV, 167 MVA 4to trim 2017

1.2 S/E Orellana 138 kV, ampliación. 4to trim 2017

1.3 L/T Sucumbíos-Orellana, 138 kV, 55 Km, doble circuito, 750 ACAR 4to trim 2017

2 Sistema de transmisión CCSinclair - Sucumbíos, 230kV. 4to trim 2014

2.1 L/T CCSinclair-Sucumbíos, 230kV, 105 Km, doble circuito, ACAR 1200 4to trim 2014

2.2 S/E Sucumbíos, 230/69 kV, 167 MVA 4to trim 2014

Tabla 25

Proyectos expansión Zona Noroccidental


operación

III ZONA NOROCCIDENTAL

1 S/E San Gregorio (Portoviejo), 230/69 kV, ampliación. 4to.trim 2016

1.1 - 1 Transformador trifásico, 100/133/167 MVA. 4to.trim 2016

2 Sistema de transmisión Quevedo - San Gregorio, 230 kV II etapa. 4to.trim 2013

2.1 S/E Quevedo 230 kV, ampliación: 4to.trim 2013

2.2 S/E San Gregorio 230 kV, ampliación 4to.trim 2013

3 Sistema de transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 kV. 2do trim 2014

3.1 L/T San Gregorio - San Juan 230 kV, 35 km, doble circuito, 1200 ACAR 2do trim 2014

3.2 S/E San Juan de Manta, 230/69 kV, 225 MVA 2do trim 2014

3.3 S/E San Gregorio 230 kV, ampliación. 2do trim 2014

4 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino, 138 kV 4to.trim 2018

4.1 L/T Daule Peripa - Severino, 138 kV, 33.5 km, simple circuito, 750 ACAR 4to.trim 2018

4.2 S/E Daule Peripa, 138 kV, ampliación 4to.trim 2018

4.3 S/E Severino, 138 kV, ampliación 4to.trim 2018

55

Tabla 26

Proyectos expansión Zona Sur


operación

IV ZONA SUR

1 S/E Yanacocha, 138/69 kV, ampliación. 4to trim 2014

1.1 - Transformador, 40/53/66 MVA. 4to trim 2014

2 Subestación La Troncal, 230/69 kV, 167 MVA 2do trim 2014

2.1 - Transformador trifásico de 100/133/167 MVA, 230/69 kV 2do trim 2014

3 Sistema Milagro - Babahoyo, 138 kV. 3er trim 2013

3.1 L/T Milagro-Babahoyo, 230 kV, 47 km, doble circuito, 1200 ACAR (opera energizada a 138 kV). 3er trim 2013

3.2 S/E Milagro 138 kV, ampliación. 3er trim 2013

3.3 S/E Babahoyo 138 kV, ampliación. 3er trim 2013

4 Sistema Milagro - Machala, 230 kV II Etapa. 4to trim 2012

4.1 L/T Milagro-Machala, 230 kV, 134 km, montaje segundo circuito 4to trim 2012

5 Modernización S/E Molino 1 er trim 2013

5.1 - Modernización S/E Molino 230/138 kV 1 er trim 2013

Tabla 27

Proyectos expansión Zona Suroccidental


operación

V ZONA SUROCCIDENTAL

1 S/E Las Esclusas, 230/69 kV, ampliación. 4to.trim 2014

1.1 - 1 Transformador trifásico, 100/133/167 MVA. 4to.trim 2014

2 S/E Posorja, 138/69 kV, ampliación. 4to trim 2013

2.1 - 1 Transformador trifásico, 20/27/33 MVA. 4to trim 2013

3 S/E San Idelfonso, ampliación 230/138 kV 4to.trim 2017

3.1 - 1 Transformador trifásico de 135/180/225 MVA, 230/138 kV 4to.trim 2017

4 Subestación Nueva Salitral 230/69 kV. 4to.trim 2017

4.1 Tramo L/T 230 kV, cuatro circuitos, 1.5 km. 4to.trim 2017

4.2 S/E Nueva Salitral, 230/69 kV, 225 MVA 4to.trim 2017

5 Sistema transmisión Pascuales - Las Orquideas, 230 kV. 4to trim 2016

5.1 S/E Las Orquideas, 230/69 kV, 225 MVA 4to trim 2016

5.2 L/T Pascuales-Las Orquideas, 230 kV, 10 Km, doble circuito, 1200 ACAR. 4to trim 2016

6 Subestación Durán 230/69 kV. 4to trim 2016

6.1 S/E Durán, 230/69 kV, 225 MVA. 4to trim 2016

6.2 Tramo L/T 230 kV, cuatro circuitos, 10 km, montaje inicial de dos, 2x750 ACAR 4to trim 2016

7 Sistema Daule - Lago de Chongón, 230 kV. 4to.trim 2018

7.1 S/E Daule, 230 kV, ampliación 4to.trim 2018

7.2 L/T Daule-Lago de Chongón, 230 kV, 30 Km, doble circuito, 1200 ACAR. (montaje inicial de uno) 4to.trim 2018

7.3 S/E Lago de Chongón, 138/230 kV, 225 MVA 4to.trim 2018

8 Sistema Lago de Chongón - Posorja 138 kV. 4to.trim 2018

8.1 S/E Posorja, 138 kV, ampliación 4to.trim 2018

8.2 L/T Posorja-Lago de Chongón, 230 kV, 70.4 Km, doble circuito, 1200 ACAR. (montaje inicial de

uno, se energiza a 138 kV)4to.trim 2018

8.3 S/E Daule 138 kV, ampliación. 4to.trim 2018

56

Tabla 28

Proyectos expansión Global SNT


operación

VI GLOBAL SNT

1 S/E Nueva Prosperina, 230/69 kV, ampliación. 4to trim 2014

1.1 - 1 Transformador trifásico de 135/180/225 MVA. 4to trim 2014

2 S/E El Inga, 230/138 kV, ampliación. 4to trim 2014

2.1 - Transformador trifásico de 180/240/300 MVA. 4to trim 2014

3 Subestaciones móviles 4to trim 2014

3.1 - Subestación móvil 138/46 kV, 60 MVA. 4to trim 2014

3.2 Subestación móvil doble tap (138/22 y 138/13.8 kV), 33 MVA 4to trim 2014

4 Bahías de emergencia y/o reserva, 138/ 69 KV 4to.trim 2013

4.1 - 2 bahías de línea de 138 kV. 4to.trim 2013

4.2 - 4 bahías de línea de 69 kV. 4to.trim 2013

5 Compensación capacitiva. 1er trim 2014

6 Sistema de transmisión S/E Central - Quevedo, 230 kV. 4to.trim 2013

6.1 L/T Central - Quevedo, 230 kV, doble circuito, 120 km. 4to.trim 2013

6.2 S/E Central 230 kV 4to.trim 2013

6.3 S/E Quevedo 230 kV, ampliación. 4to.trim 2013

6.4 L/T S/E Central - Punto seccionamiento SNT , 230 kV, 5 km, 2 tramos doble circuito, 1200 ACAR 4to.trim 2013

En las Tablas 29 y 30 se muestran un resumen de los proyectos de expansión en el SNT

asociados al desarrollo de los proyectos de generación públicos, y del sistema de

transmisión de 500 kV del Ecuador, respectivamente.

Tabla 29

Proyectos expansión asociados a los proyectos de generación


operación

VII

1 Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto.Domingo, 230 kV. 1er trim 2014

1.1 Modernización S/E Esmeraldas 1er trim 2014

1.2 S/E Esmeraldas, 230/138 kV, 167 MVA 1er trim 2014

1.3 S/E Santo Domingo, 230 kV, ampliación. 1er trim 2014

1.4 L/T Esmeraldas - Sto. Domingo, 230kV, 155 km, doble circuito, 1200 ACAR 1er trim 2014

2 Sistema de transmisión Sopladora - Taday - Milagro, 230 kV. 1er. trim 2015

2.1 L/T Sopladora - Taday 230 kV, 35 km, doble circuito, 2X750 ACAR 1er. trim 2015

2.2 L/T Taday - Milagro, 230 kV, 140 km, doble circuito, 2x750 ACAR. 3er. trim 2014

2.3 S/E Taday 230 kV 3er. trim 2014

2.4 S/E Milagro 230 kV 3er. trim 2014

SISTEMAS DE TRANSMISION ASOCIADOS A PROYECTOS DE GENERACION

57

Tabla 30

Sistema de Transmisión de 500 kV


operación

VIII SISTEMA DE TRANSMISION DE 500 kV

1 Sistema de transmisión CC Sinclair - El Inga - Daule 1er trim. 2015

1.1 L/T El Inga - CCSinclair, 500 kV, 125 km, 2 circuitos Independientes, 4x1100 ACAR. 4to trim. 2014

1.2 L/T El Inga - S/E Central, 500 kV, 120 km, 1 circuito, 4 x 750 ACAR. (Se energiza a 230 kV) 4to trim. 2014

1.3 L/T S/E Central - S/E Daule, 500 kV, 180 km, 1 circuito, 4 x 750 ACAR. (Se energiza a 230 kV) 1er trim. 2015

1.4 L/T S/E Daule - Punto seccionamiento SNT , 230 kV, 10 km, 3 tramos doble circuito, 1200 ACAR 1er trim. 2015

1.5 S/E El Inga, 500/230 kV, 3x600 MVA 1er.trim 2015

1.6 S/E Coca Codo Sinclair, 500/230 kV, 375 MVA. 1er trim. 2015

1.7 S/E Daule 230 kV. 1er trim 2015

1.8 S/E Central 230 kV. 4to.trim 2014

A continuación se describen las obras requeridas en el Sistema Nacional de Transmisión

para el período de análisis, y en los Gráficos 13 a 17, se muestran los diagramas unifilares

de las diferentes zonas operativas del SNT considerando los proyectos de expansión para el

período 2012-2021.

58

Gráfico 13

Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Norte

U1 U2

PUCARÁ

100

MVA

100

MVA

138 kV

69 kV

75

MVA

375

MVA

375

MVA

75

MVA

69 kV

TG1

48

MVA

100

MVA

33

MVA

50

MVA

67

MVA

34.5 kV69 kV

SANTA ROSA

138 kV

46 kV

27 M

VA

R

27 M

VA

R

27 M

VA

R

E. ESPEJO

138 kV

23 kV

CHILIBULO

138 kV

23 kV

100

MVA

100

MVAS. ALEGRE

138 kV

46 kV

SANTA ROSA

2X10 MVAR

25 k

m

56

km CONOCOTO

138 kV

23 kV

138 kV

EL C

AR

ME

N

S/E 19

138 kV

46 kV

8.5 km

18 km

17.5 km

138 kV

23 kV

POMASQUI

3 k

m

138 kV

23 kV

CRITIANÍA

8 k

m

300

MVA

25 MVAR

230 kV

138 kV

46 km

75

km

PASTO

230 kV

250

MW

250

MW

138 kV

115 kV

IPIALES

8 k

m

7 km

69 kV

138 kV

3 MVAR

74

.5 k

m

69 kV

IBARRA67

MVA

6 MVAR40

MVA

60 k

m

COLOMBIA

138 kV

46 kV

7 k

m

GU

AN

GO

PO

LO

10 k

m18.5 km

138 kV

67

MVA

PUCARÁ138 kV

35 km

27.7

km44

MVA

7 km

69 kV

138 kV

TOTORAS10 MVAR

42 km

230 kV

U1

U2

S. FRANCISCO

144.4 km

134.3 km

10 MVAR

230 kV

69 kV

100

MVA

110 km

TG2 TG3EMAP

RECUP.

G. H

ER

NÁ

ND

EZ

GU

AN

GO

PO

LO

138 kV

NA

YÓ

N

CU

MB

AY

Á

EC

OL

UZ

G. ELEPCO

G.

EMELNORTE

G.

EMELNORTE

300

MVA

75

MVA

67

MVA

300

MVA

VIC

TO

RIA

230 kV

138 kV

138 kV

23 kV

QU

IJO

S

600

MVA

500 kV

600

MVA

600

MVA

20 km138 kV

23 kV

138 kV

23 kV

138 kV

23 kV

30 MVAR

138 kV

3 k

m3 k

m300

MVA

120 km

30 MVAR30 MVAR

INGA

TABABELA

230 kV

MULALÓ

AMBATO

VICENTINA

S. ANTONIO

ZÁMBIZA

CUMBAYÁ

ALANGASÍ

69 kV

GUARANDA

RIOBAMBA

230 kV

138 kV

TULCÁN

POMASQUI

15

14

14

12

13

11

6 MVAR

Hac

ia S

/E C

oca

Cod

o S

.

Hacia S/E Santo Domingo

Hac

ia S

/E D

aule

Hacia S/E Baños

Hac

ia S

/E T

aday

Hac

ia S

/E T

aday



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


Generación Térmica (en línea entrecortada la generación futura)

Generación Hidraúlica (en línea entrecortada la generación futura)



Elementos en etapa de planificación que pertenecerán al SNT


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

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

12

12

137 km

30 k

m

36 km

54 km

78.3 km

125 k

m

14 14

12

137 km

15

13

13

13

13

13

12

12.5 km

14

150

MVA13

167

MVA

100

MVA

TABACUNDO

230 kV

138 kV

69 kV

14

16

14

10 k

m

5.5

km

5.5

km

14

Hacia S/E Quevedo

CENTRAL

230 kV

120 km

13

180 km

15

48.5 km 88.5 km

15

5 km

37.8

8 k

m

QUINCHE

138 kV

SANGOLQUÍ

138 kV

MACHACHI

59

Gráfico 14

Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Nororiental

U1

AGOYÁN

69 kV

69 kV

3 km

U2

138 kV

138 kV

138 kV

33

MVA

138 kV

33

MVA

138 kV

69 kV

33

MVA

69 kV

142 k

m

66.1

km

48 km

G. COCA

69 kV

500 kV

U8 U7 U6 U5

U1U2U3U4

COCA CODO SINCLAIR

167

MVA

69 kV

375

MVA

230 kV

167

MVA

138 kV

SUCUMBÍOS

55 km

105 km

125 km

230 kV

BAÑOS

PUYO

TENA

F. DE ORELLANA

COCA CODO S.

14

30 MVAR 30 MVAR

12

17

14

15

Hacia S/E Totoras

Hacia S/E El Inga













12

12

14

33

MVA54 km

17

14

15

TOPO

15

17

30 MVAR

14

JIV

INO

60

Gráfico 15

Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Noroccidental

230 kV

138 kV

138 kV

69 kV

SEVERINO

138 kV

138 kV

69 kV

167

MVA

100

MVA69 kV

100

MVA

138 kV

69 kV

138 kV

75

MVA

75

MVA

TERMOESMERALDAS

230 kV

2X12 MVAR

154.8 km

62 k

m

U1

POZA HONDA

75

MVA

75

MVA

2X12 MVAR

7.3 km

225

MVA

U1

LA ESPERANZA

30.2 km

110 km









10 MVAR


U2

167

MVA


MONTECRISTI

69 kV

27 km

100

MVA


7 k

m


100

MVA

167

MVA

69 kV

84 km

60

MVA

230 kV

69 kV

225

MVA

230 kV

69 kV

12

14

2X12 MVAR

167

MVA

230 kV

155 km

DAULE-PERIPA138 kV

U1

DAULE-PERIPA

230 kV

138 kV

167

MVA

10 MVAR

43.2 km

13.7

km

U2 U2

QUEVEDO

Hacia S

/E D

aule

69 kV168

MVA

69 kV

RÍO CALOPE

U1 U2

91.2

km

63.2 km

138 kV

SAN JUAN

SAN GREGORIO

PORTOVIEJO

CHONE

ESMERALDAS

QUININDÉ STO. DOMINGO

16

12

16

11 14

14

12

14

Hacia S/E Santa Rosa

12

12

TERMOESMERALDAS II

13

TOACHI-

PILATÓN

SARAPULLO

TOACHI-PILATÓN

SARAPULLO

230 kV

230 kV

2 k

m

11 k

m

1435 km

25 k

m

78.3 km

104 k

m

45 k

m

BABA

15 km

145.3

km

1514

1514

12

CELEC

15

13

70.8 km

JARAMIJÓ

13

13

1313

1X12 MVAR

14

30 MVAR

16

18

MANDURIACU

61

Gráfico 16

Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Sur

230 kV

138 kV

230 kV

230 kV

U2U1

ZHORAY230 kV

U1 U2

138 kV69 kV

138 kV

69 kV

SAN IDELFONSO

138 kV

MACHALA

69 kV

138 kV

69 kV

138 kV

69 kV

69 kV

INGENIOS

SIBIMBE

CELEC - GAS MACHALA

MAZAR

HIDROABANICO

PAUTE AB

PAUTE C

167

MVA

18 MVAR225

MVA

67

MVA

69 kV

47 k

m

112.7

km

230 kV

11.2

km

21 k

m

55 k

m

100

MVA

100

MVA2X6 MVAR

167

MVA

120.7 km

2 k

m

2 k

m

15 km

52 km

167

MVA

100

MVA

134

.2 k

m

66

MVA

44 km

MACAS

67 km

375

MVA

375

MVA

10 MVAR 10 MVAR

ZORRITOS

230 kV

PERÚ

52 km

U1 U2

U1 U2 U3 U4 U5

U6 U7 U8 U9 U10

ELECAUSTRO

12 MVAR

67

MVA

YANACOCHA138 kV

138 kV

33

MVA

230 kV

69 kV

167

MVA

66

MVA

MAZAR

DUDAS

OCAÑA

5 km

SO

PLA

DO

RA

U1

U2

U3

140 km

35 km

15

CUENCA

MILAGRO

BABAHOYO

230 kV

LA TRONCAL

SININCAY

LOJA

CUMBARATZA

MOLINO

12

14

16

14

14

14

Hacia S/E Daule

Hacia S/E Dos Cerritos

(1C) & Pascuales (2C)

12

Hac

ia S

/E R

ioba

mba

(1C

)

& S

/E C

entr

al (

2C)













12

12

VILLONACO

5 k

m

181 km

35.3 km

45.3 km

180 km

69 kV

12

VILLONACO

15

230 kV

13

MINAS

138 kV

SOLDADOS

YANUNCAY

CHORRILLOS

DE

LS

I -

TA

NIS

AG

UA

43 km

230 kV

12

12

MINAS – SAN

FRANCISCO

230 kV

TADAY

230 kV

SOPLADORA

7 km

7 km

14

15

69 kV

13

12

13

10

km

69 kV

138 kV

GUALACEO LIMÓN MÉNDEZ

12

69 kV

67

MVA14

13

138 kV

225

MVA

CELEC – GAS

MACHALA

U3 CC

13

12

12

Hacia S/E Esclusas (1C) &

S/E Durán (2C)

17

11

km

30 km

62

Gráfico 17

Diagrama unifilar proyectos de expansión – Zona Suroccidental

230 kV

138 kV

138 kV

230 kV

69 kV

69 kV

230 kV

69 kV

230 kV

138 kV

69 kV

TRINITARIA

U1

138 kV

69 kV

69 kV

69 kV

ANÍBAL SANTOS ÁLVARO TINAJERO

TV2

GONZALO CEVALLOS

U3

ELECTROQUIL-3

HOLCIM

ELECTROQUIL-2

GAS

PASCUALES

138 kV

69 kV

138 kV

69 kV

138 kV

69 kV

24.2 km

67

MVA

375

MVA

375

MVA

12 MVAR

2X10 MVAR

224

MVA

33

MVA

100

MVA

5.5

km

15.5

km

17.4

km

150

MVA

150

MVA

69 kV

11 k

m

12 km

225

MVA

150

MVA

150

MVA

225

MVA

1X12 MVAR

167

MVA

U4

U1 U2

TV3 TV4

TV1 TG1 TG2 TG3 TG4 TG5 U1 U2

2X30 MVAR

2X12 MVAR

70.3 km

81 km

138 kV

KEPPEL

INTERVISA

TRADE

138 kV

230 kV

225

MVA

225

MVA

2X12 MVAR

224

MVA

138 kV

69 kV

167

MVA

69 kV

33

MVA

230 kV

69 kV

225

MVA

230 kV

225

MVA

230 kV

69 kV

69 kV

225

MVA

230 kV

2X30 MVAR

2X60 MVAR

SANTA ELENA

13

POSORJA13

PASCUALES

POLICENTRO

SALITRAL

NUEVA SALITRAL

TRINITARIA

NUEVA

PROSPERINA

2X6 MVAR

ESCLUSAS

CARAGUAY

DOS CERRITOS

ORQUÍDEAS

DURÁN

13

15

11

17

15

14

12

15

12

16

16

12

Hac

ia S

/E Q

ueve

do

Hacia S/E Molino

Hacia S/E Milagro

Hacia S/E Milagro

Ha

cia

S/E

Cen

tra

l

12













12

12

54 km

81 km

188.5 km

10 km

10 km

6.9 km

52.76 km

2.5 km

180 k

m

7.5

km

14

6 k

m

11

15

67

MVA

10 k

m

16

10 k

m

230 kV225

MVA

18

LA

GO

DE

CH

ON

GÓ

N

18

18

2X60 MVAR

15

DAULE15

1.5

km

1.5

km

225

MVA

30 km

42.76 km10 km

70.3 km

CELEC

CELEC

63

13.1 Proyectos para la Zona Norte

13.1.1 Ampliación de la subestación Pomasqui.

Instalación de un segundo transformador trifásico, 180/240/300 MVA, 230/138 kV, con las

correspondientes bahías de alta y baja tensión, para atender el crecimiento de la demanda

de la zona norte del país (E. E. Quito y EMELNORTE).

Sin embargo, debido a la falta de recursos para la ejecución de varios proyectos de

expansión, la Corporación ha visto la necesidad de priorizar y buscar fuentes de

financiamiento externas para su ejecución, por tal motivo, se ha reprogramado la entrada

en operación de este nuevo equipamiento.


13.1.2 Ampliación de la subestación Santa Rosa 138 kV

De acuerdo con los análisis eléctricos efectuados, se observa que ante la contingencia de la

línea Pucará – Mulaló de 138 kV, existe riesgo de sobrecargas en las líneas Santa Rosa-

Conocoto-Vicentina de 138 kV, además de bajos perfiles de voltaje en la subestación

Mulaló, con el consecuente riesgo corte de carga en esta zona, por tal motivo se requiere

seccionar la línea Mulaló – Vicentina de 138 kV, simple circuito, en la subestación Santa

Rosa, mediante la instalación de dos bahías de línea de 138 kV, con lo cual se mejorarán

las condiciones de confiabilidad y seguridad del suministro de energía eléctrica de la zona

centro – norte del SNI.

La tercera bahía de línea de 138 kV se requiere para alimentar la nueva subestación

Machachi 138/23 kV, 20/27/33 MVA, a ser construida por la Empresa Eléctrica Quito, que

brindará servicio al Cantón Mejía y a una zona de la parroquia de Pastocalle del Cantón

Latacunga en el límite con la Provincia de Pichincha. Esta subestación, permitirá a su vez

descongestionar el sistema de 46 kV de la empresa distribuidora, principalmente los

transformadores de 138/46 KV, 45/60/75 MVA, de la subestación Santa Rosa.

Fecha de ingreso en operación: Cuarto trimestre del año 2012.

13.1.3 Ampliación de la subestación Totoras 230/138 kV

Cuando se encuentra indisponible la central hidroeléctrica Pucará de 70 MW de capacidad,

ó la una unidad de las centrales de Agoyán y San Francisco, por mantenimiento o

condiciones de despacho, se registran altos niveles de cargabilidad en el transformador

230/138 kV de 112 MVA de la subestación Totoras, superando incluso su capacidad

nominal, por tal motivo se plantea la instalación de un transformador trifásico 230/138 kV

de 90/120/150 MVA de capacidad.


64

13.1.4 Subestación Tabacundo 230/138 kV

Ante la necesidad por parte de la Empresa Eléctrica Quito de construir la subestación San

Antonio 138/23 kV 33 MVA, para abastecer la demanda de la nueva zona industrial

definida por el Distrito Metropolitano de Quito, seccionando un circuito de la línea

Pomasqui – Ibarra de 138 kV, y con el objeto que esta instalación no cause problemas al

sistema de EMELNORTE, especialmente en caso de contingencias, se ha determinado, de

manera preliminar, la construcción de una subestación 230/138 kV en las cercanías de

Tabacundo.

La alimentación de la subestación Tabacundo se realizará mediante le seccionamiento de

un circuito de la línea de la interconexión Pomasqui – Jamondino de 230 kV, mientras que

la barra de 138 kV permitirá seccionar los dos circuitos de la línea Pomasqui – Ibarra, con

lo cual a su vez se reforzará en el mediano y largo plazos al sistema de EMELNORTE, en

virtud de que se contará con un nuevo punto de alimentación en 230 kV para la zona norte

del SNI.

Las obras contempladas en este proyecto son las siguientes:

- Subestación Tabacundo 230/138 kV.

. Transformador trifásico, 230/138 kV, 167 MVA.







- 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.


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.


65

- Subestación Tabacundo 230/69 kV.

. Transformador trifásico, 230/69 kV, 100 MVA.






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):








. Un reactor de barra 30 MVAR, 230 kV, con interruptor.


66

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

Con la finalidad de incrementar la confiabilidad del suministro de energía eléctrica en la

zona nororiental del país y garantizar el suministro de la demanda de CNEL-Sucumbíos,

que actualmente es atendida de forma parcial desde la subestación Francisco de Orellana,

se plantea, la construcción de una línea de transmisión de 138 kV, en estructuras de doble

circuito, entre Jivino y Francisco de Orellana, por lo que se requiere la instalación de

transformación 230/138 kV en la subestación Sucumbíos (Jivino).

En principio se ha programado el ingreso de este sistema de transmisión para el año 2017,.

Las obras contempladas son las siguientes:

- Subestación Sucumbíos (Jivino):

. Transformador trifásico 230/138 kV, 167 MVA.





- Subestación Francisco de Orellana:

. Dos bahías de línea de 138 kV (completar esquema de barras).



- Línea de transmisión Sucumbíos (Jivino) - Francisco de Orellana, 138 kV, doble

circuito, 55 km de longitud.


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.


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

CELEC EP - TRANSELECTRIC durante el primer semestre del año 2010, para mejorar

las condiciones de suministro en la provincia de Manabí, concluyó la construcción de la

línea de transmisión Quevedo-San Gregorio (Portoviejo) de 230 kV, doble circuito, con

67

montaje inicial de uno, con la ampliación de una bahía de línea de 230 kV en la

subestación Quevedo y la construcción de la subestación San Gregorio 230/138 kV, 225

MVA.

Sin embargo, a fin de minimizar los impactos sociales en la obtención de permisos y fajas

de servidumbre a lo largo de la ruta de la línea, se tomó la decisión de realizar el montaje

de los dos circuitos de esta línea de transmisión, que al momento están encuellados en sus

extremos, razón por la cual se requiere complementar el siguiente equipamiento, con la

finalidad de incrementar los niveles de confiabilidad de la línea de transmisión y del

servicio a la provincia de Manabí:

- S/E Quevedo, ampliación:


- S/E San Gregorio, completar el esquema de barras de 230 kV:





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.


- Línea de transmisión San Gregorio-San Juan de Manta, 230 kV, 35 km de longitud,

doble circuito.

68

- Subestación San Juan de Manta:






. Cuatro bahías de línea de 69 kV.


- Subestación San Gregorio, ampliación:



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:


- S/E Severino, ampliación:



13.4 Proyectos para la Zona Sur

13.4.1 Subestación Yanacocha, ampliación 138/69 kV.

Debido al crecimiento de la demanda de la Empresa Eléctrica Regional del Sur, se

determinó la instalación de un segundo transformador en la subestación Loja, sin embargo,

con el objeto de optimizar la operación del sistema de subtransmisión de la distribuidora,

se ha considerado conveniente la instalación de este transformador en la subestación

69

Yanacocha 138/69 kV de una capacidad de 40/53/66.7 MVA, con sus respectivas bahías y

con tres bahías de línea y una bahía de transferencia de la barra de 69 kV.


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.







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.


13.4.3 Sistema de transmisión Milagro – Babahoyo, 138 kV.

Considerando el cambio del uso del suelo, de los terrenos utilizados para el recorrido de la

línea de transmisión Milagro-Babahoyo de 138 kV, dado que actualmente se han

reemplazado los cultivos de arroz y potreros por caña de azúcar, cacao, y bananeras, así

como, por el crecimiento poblacional, que está acompañado de viviendas y carreteras de

primer y segundo orden, las distancias de seguridad a esta línea de transmisión se han

eliminado en muchos sectores, lo cual constituye la causa principal para el incremento de

fallas en esta línea de transmisión.

El diseño original de esta línea fue realizado para el nivel de voltaje de 69 kV, motivo por

el cual fue construida con postes de hormigón y en 32 sitios con estructuras tipo H,

haciendo la función de suspensión, por lo que, para incrementar la altura de amarre que

apenas es de 8,5 m, debe realizarse el reemplazo por nuevas estructuras.

Con la finalidad de garantizar un adecuado abastecimiento de energía eléctrica a la

distribuidora CNEL-Los Ríos, se realizaron análisis técnico-económicos para determinar la

mejor solución al problema de la altura de fase a tierra, que permitirá minimizar las fallas

en esta línea de transmisión.

70

Al momento está en proceso la ejecución del cambio de algunas estructuras tipo H.

Adicionalmente, debido a las condiciones ambientales de la zona, que presenta un alto

grado de contaminación y salinidad, sumado al tiempo de operación de esta línea de

transmisión, el conductor de ésta se encuentra en mal estado, motivo por el cual como

parte de la expansión del SNT, para mejorar la calidad y confiabilidad del suministro de

energía eléctrica en el área de concesión de CNEL-Los Ríos, se plantea la construcción de

una nueva línea de transmisión doble circuito hacia la zona de Babahoyo, aislada a 230 kV

operando inicialmente a 138 kV.

La obra contemplada en este sistema de transmisión es la siguiente:

- Línea de transmisión Milagro - Babahoyo, 230 kV, 47 km, doble circuito (se

energiza a 138 kV).

- S/E Milagro, ampliación:


- S/E Babahoyo, ampliación:


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.


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.


71

13.5 Proyectos para la Zona Suroccidental

13.5.1 Subestación Las Esclusas, ampliación 230/69 kV.

Ante la dificultad de ampliar la capacidad de transformación de la subestación Trinitaria,

se ha previsto la ampliación de la subestación Las Esclusas, a fin de atender el crecimiento

de la demanda de energía eléctrica del sur de Guayaquil, para lo cual se ha programado la

instalación de las siguientes obras:

. Un transformador trifásico de 100/133/167 MVA, de 230/69 kV.





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.


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).





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.

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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.







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


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:








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

de longitud.


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:








- 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.


74

13.5.6 Sistema Daule – Lago de Chongón 230 kV

Con el objeto de brindar mayor seguridad y confiabilidad a la zona de Guayaquil que es

abastecida a nivel de 138 kV con las subestaciones Policentro (150 MVA) y Salitral

(2x150 MVA), además de la demanda de la Península de Santa Elena, ante la contingencia

de uno de los dos transformadores 230/138 kV, de 375 MVA de capacidad cada uno, de la

subestación Pascuales, se ha previsto la construcción de este sistema de transmisión, el

cual permitirá evitar restricciones en el suministro de energía eléctrica de estas zonas. Este

proyecto permitirá cumplir con el criterio de seguridad estática N-1 en la subestación

Pascuales.

El sistema se compone de las siguientes obras:

- Línea de transmisión Daule – Lago de Chongón 230 kV, doble circuito, montaje

inicial de uno, 30 km de longitud, 1200 ACAR.

- Subestación Lago de Chongón, ampliación:






- Subestación Daule, ampliación:



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:


- Subestación Posorja, ampliación:


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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.




13.6 Proyectos Globales del SNT

13.6.1 Reserva de subestaciones.

En enero de 2008, entró en vigencia la Regulación CONELEC 003/08, actualizando la

anterior Regulación CONELEC 002/006 referente a “CALIDAD DE TRANSPORTE DE

POTENCIA Y DEL SERVICIO DE CONEXIÓN EN EL S.N.I”, en la cual se establecen

una serie de obligaciones y responsabilidades del transmisor para cumplir con los criterios

de calidad, seguridad y confiabilidad, así como, con lo establecido en los Procedimientos

de Despacho y Operación.

Con la finalidad de cumplir con las exigencias de esta regulación, se vuelve indispensable

el equipamiento de las segundas unidades ó bancos de transformación en las subestaciones

del Sistema Nacional de Transmisión.; por lo que, se mantiene el equipamiento de reserva

que fuera aprobado por el CONELEC en el año 2007, sin embargo, debido a la falta de

recursos económicos para la ejecución de varios proyectos de expansión, CELEC EP-

TRANSELECTRIC ha visto la necesidad de reprogramar la entrada en operación del

equipamiento que se presenta a continuación:

- Subestación Nueva Prosperina

Instalación de un transformador trifásico, 135/180/225 MVA, 230/69 kV, con ULTC, con

las correspondientes bahías de alta y baja tensión. Este transformador podría servir como

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reserva para los casos en que fallen las unidades de transformación de las subestaciones

Sinincay, Nueva Prosperina, Riobamba, etc.


- 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.


- 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.


- 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.


13.6.2 Compensación Capacitiva.

Los requerimientos de compensación capacitiva/reactiva han sido determinados

considerando que las empresas distribuidoras, de conformidad con la regulación vigente,

cumplen con el factor de potencia de 0.96 en el punto de entrega para condiciones de

demanda media y máxima, y que los perfiles de voltaje en las barras del SNT cumplan con

lo establecido en las disposiciones emitidas por el CONELEC y que constan en el numeral

5.1 de este documento.

77

En el Cuadro No. 9, para cada año del periodo analizado, se presentan la cantidad

requerida de nuevos capacitores que deben ser instalados en el SNI, alcanzando la cantidad

de 390 Mvar para los diez años del período de estudio.

La fecha de entrada en operación de la compensación capacitiva requerida anualmente,

corresponde a los años que constan en el calendario de inversiones del Cuadro No. 6,

compensación que debería entrar en operación durante el primer trimestre del respectivo

año, previo al inicio del periodo hidrológico lluvioso del sistema eléctrico ecuatoriano.

A partir del año 2015, se observa un incremento importante de la compensación capacitiva,

derivado del ingreso de los proyectos de generación hidroeléctricos, que desplazan la

operación de la generación térmica del SNI, especialmente de aquella ubicada en la ciudad

de Guayaquil.

Cabe indicar que, para minimizar el riesgo de inestabilidad de voltaje en la zona de

Guayaquil, a partir de la año 2015, fecha en el cual ingresarán en operación los proyectos

hidroeléctricos de gran capacidad como Coca Codo Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatón,

entre otros y, pese a la instalación de 300 MVAR de compensación capacitiva distribuidos

en las zonas norte y sur de Guayaquil (Daule, Pascuales y Las Esclusas), se requiere la

operación entre 100 y 130 MW de generación termoeléctrica distribuida en dos unidades

de generación como Trinitaria y Gonzalo Zevallos.

13.6.3 Sistema de Transmisión Central – Quevedo, 230 kV.

Con la puesta en servicio de los proyectos de generación hidroeléctrica en la zona norte del

SNI, como son el Coca Codo Sinclair de 1500 MW y Toachi – Pilatón de 253 MW de

capacidad, previstos para inicios del año 2015, se produce la saturación de un circuito de la

línea de transmisión Santo Domingo-Toachi Pilatón en condiciones de contingencia de su

segundo circuito, razón por la cual se requiere reforzar el anillo de 230 kV del SNT.

La mejor alternativa que permite superar esta restricción operativa y que además permite

reducir los costos de operación del SNI, debido a una reducción importante de pérdidas de

potencia en el sistema, es mediante la construcción del sistema de transmisión Central –

Quevedo de 230 kV, el cual adicionalmente, brindará mayor seguridad y confiabilidad al

SNI, ante diferentes contingencias de la red de 230 kV del SNT.

La subestación Central ha sido establecida como resultado de los estudios técnicos-

económicos realizados para la determinación óptima del sistema de transmisión de 500 kV,

el cual establece la construcción de la línea de transmisión El Inga-Central-Daule de 500

kV, que inicialmente operará energizada a 230 kV.

Al momento se está por definirse el sitio para la construcción de la subestación Central,

estimándose que la misma estará ubicada entre los sectores de Tisaleo y Urbina.

El equipamiento contemplado en este sistema de transmisión es el siguiente:

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

longitud.

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- Subestación Central:

. Seis bahías de línea de 230 kV.


- Subestación Quevedo, ampliación:


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.


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 (generación)




79

- Subestación Santo Domingo, ampliación:



13.7.2 Sistema de transmisión Sopladora – Taday - Milagro, 230 kV

De acuerdo con lo establecido en el Plan de Generación vigente, para mediados del año

2015, ingresará en operación el proyecto hidroeléctrico Sopladora, motivo por el cual es

necesario construir el sistema de transmisión asociado, que permita evacuar esta

generación al SIN. Con estos antecedentes se ha planteado la construcción de una línea de

transmisión de 230 kV entre este proyecto y la subestación Taday.

Adicionalmente, conforme los resultados de los estudios eléctricos realizados, con la

finalidad de cumplir con el criterio de seguridad estática del sistema, en el corredor

Molino-Pascuales de 230 kV, es necesario reforzar este corredor, de manera que en caso de

contingencia de un circuito de cualquiera de las líneas de transmisión que parta desde la

subestación Molino con dirección hacia Milagro y Guayaquil, no se produzcan sobrecargas

en sus segundos circuitos correspondientes, para lo cual se requiere la construcción de una

línea de transmisión de 230 kV entre las subestaciones Taday y Milagro.

Las obras contempladas en este sistema son las siguientes:

- Línea de transmisión Sopladora – Taday, 230 kV, doble circuito, conductor 2x750

ACAR, 35 km de longitud.

- Línea de transmisión Milagro – Taday, 230 kV, doble circuito, conductor 2x750

ACAR, 140 km de longitud.

- Subestación Taday, ampliación:


- Subestación Milagro, ampliación:



13.8 Sistema de Transmisión de 500 kV.

El mapa energético ecuatoriano se está modificando debido al desarrollo de nuevos

proyectos de generación hidroeléctrica en el país, lo que implica que en años futuros se

reduzca a cantidades mínimas el despacho de generación termoeléctrica en el país y

principalmente en la ciudad de Guayaquil, lo cual obliga a una mayor solicitación del

sistema troncal de transmisión, mediante el cual se atiende a esta zona del país.

80

El Gobierno Nacional está impulsando el desarrollo de grandes proyectos de generación

hidroeléctrica como el Coca Codo Sinclair de 1.500 MW de capacidad, el cual ha sido

reprogramado para mediados del año 2015. Igualmente, CELEC EP - HIDROPAUTE

está ejecutando el proyecto hidroeléctrico Sopladora de 487 MW, previsto para el año

2015, el cual estará ubicado aguas abajo de la central Molino.

Para evacuar esas altas potencias hacia el SNI, se requiere contar con un sistema de

transmisión de gran capacidad, de 500 kV, como el que el CONELEC aprobó en el Plan de

Expansión de Transmisión, periodo 2007-2016, sobre la base de estudios preliminares

realizados por CELEC EP – TRANSELECTRIC.

En dicho plan se aprobó para el año 2015, la implementación de un sistema de transmisión

a 500 kV que una los centros de carga de Quito y Guayaquil, con subestaciones que

estarían ubicadas cerca de estas ciudades, que en principio se estimó que podría ser en El

Inga (Pifo) y Yaguachi, respectivamente, las mismas que se interconectarían mediante una

línea de transmisión de 500 kV, 300 km de longitud, 1 circuito, conductor 4x750 ACAR,

cuyo recorrido sería Quito(El Inga)–Ambato–Guaranda–Babahoyo–Guayaquil (Yaguachi).

Sin embargo, con la finalidad de establecer la configuración definitiva del sistema de

transmisión de 500 kV, más adecuado y que permita optimizar el uso de los recursos

energéticos disponibles por el país en el mediano y largo plazos, CELEC EP-

TRANSELECTRIC en el mes de diciembre de 2010, contrató la ejecución de tales estudios

con el Consorcio ECU500kV, el mismo que está conformado por las empresas CESI de

Italia y EFFICACITAS de Ecuador, cuyos resultados de la configuración del sistema de

500 kV se presentan a continuación:

- Sistema de transmisión Coca Sinclair-El Inga-Central-Daule

La mejor alternativa para evacuar la generación del proyecto hidroeléctrico Coca Codo

Sinclair de 1500 MW de capacidad hacia el SNI, se requiere la implementación de dos

líneas de 500 kV entre las subestaciones de El Inga, ubicada en el suroriente de la ciudad

de Quito, y Coca Codo Sinclair; y, la ampliación de capacidad de transformación de la

subestación El Inga con 3 bancos de autotransformadores 500/230 kV de 600 MVA de

capacidad cada uno. Con estas obras, la mayor parte de la producción de la central de

generación Cocoa Codo Sinclair se la utilizaría en la zona norte del SNI.

De acuerdo con los estudios técnico-económicos y considerando que: el SNT requiere

contar con un refuerzo en la zona norte del SNI, de manera independiente al aporte del

proyecto Coca Codo Sinclair; el Gobierno Nacional conjuntamente con los países vecinos

están impulsando la creación de un corredor energético para integrar los países de la región

andina; en el mediano plazo, de acuerdo con los requerimientos de la demanda del país, se

podrían desarrollar proyectos de generación de la cuenca del río Guayllabamba; y, ante la

dificultad en la obtención de fajas de servidumbre para la construcción de líneas de

transmisión, situación que se agravará con el paso del tiempo, se concluyó que es necesaria

la construcción de un enlace diseñado a 500 kV entre Quito (El Inga) y Guayaquil (Daule),

con una subestación intermedia en la zona del centro del país (Subestación Central).

Cabe indicar que, la operación de este enlace se realizará inicialmente a 230 kV, razón por

la cual, solamente se requiere la implementación de los patios de 230 kV en las

81

subestaciones Daule y Central; y, que la operación de la línea El Inga-Central-Daule se

realizará a nivel de 500 kV, una vez que se desarrollen más proyectos de generación en la

cuenca del río Guayllabamba o se concrete la integración del corredor energético de 500

kV de la región andina.

En los estudios antes referidos, como una de las alternativas del sistema de transmisión de

500 kV, se analizó el desarrollo del sistema de transmisión del corredor sur comprendido

entre las zonas de Molino y Guayaquil, relacionado con la evacuación de la producción de

los proyectos hidroeléctricos de generación de la cuenca Mazar-Paute como son Sopladora

y Cardenillo con un aporte de 1000 MW aproximadamente, incluyendo además el aporte

del proyecto hidroeléctrico Delsitanisagua de 116 MW de capacidad.

Como parte de los resultados de estos estudios, y considerando que asociado a la

incorporación del proyecto de generación Sopladora se requiere la construcción de un

enlace de 230 kV, doble circuito, entre las subestaciones Taday y Milagro, para cumplir

con el criterio de seguridad estática del sistema, es decir, que el SNT pueda soportar una

simple contingencia en las líneas Molino-Zhoray-Milagro-Dos Cerritos-Pascuales y

Molino-Pascuales de 230 kV, se concluyó desde el punto de vista técnico y económico que

asociado al desarrollo del proyecto Cardenillo, se presentan mayores beneficios la

construcción de una línea de 230 kV, doble circuito, entre las subestaciones Taday y

Daule, en lugar de la alternativa de construir una línea de transmisión aislada a 500 kV.

Se debe mencionar que, CELEC EP – TRANSELECTRIC ha realizado varias gestiones a

fin de ubicar el sitio para la construcción de la subestación de 500/230 kV en la zona de

Guayaquil, identificándose como el sitio más viable el sector de Chorrillo cercano a la

población de Daule en lugar de Los Lojas ó Yaguachi, por cuanto presentaría mayores

facilidades para el ingreso y salida de líneas de 230 y 500 kV, además de que no se

encuentra en una zona inundable. El sector de Chorrillo (Daule) está ubicado a unos 7 km

al noroeste de la subestación Pascuales.

De manera similar, se realizaron estudios de campo para identificar el sitio más adecuado

que permita construir una subestación en la zona asociada al proyecto Sopladora, que

además permita en el futuro la conexión del proyecto de generación Cardenillo,

estableciéndose que la subestación podría estar ubicada en la zona de Taday, localizada a

unos 30 km al oeste de la subestación Molino, sector por el cual cruzan las líneas de

transmisión de 230 kV Molino-Pascuales, Zhoray-Milagro y Molino-Totoras-Riobamba.

Al momento se están realizando estudios de campo, para ubicar el mejor sitio para la

construcción de la subestación Central, la misma que se ubicaría entre los sectores de

Tisaleo y Urbina.

Es importante señalar que las subestaciones Central y Taday se integrarán al SNT mediante

el seccionamiento de los dos circuitos de la línea de transmisión Molino-Riobamba-

Totoras de 230 kV.

Sobre la base de lo expuesto, el sistema de transmisión Coca Sinclair-El Inga-Central-

Daule, está contemplado por las siguientes obras:

- Líneas de Transmisión:

82

. Línea de transmisión El Inga – Coca Codo Sinclair, 500 kV, 125 km, dos líneas

independientes de un circuito cada una, conductor 4x1100 ACAR.

. Línea de transmisión El Inga – Central, construida a 500 kV, 120 km, un

circuito, conductor 4x750 ACAR, energizada a 230 kV.

. Línea de transmisión Central – Daule, 500 kV, 180 km, un circuito, conductor

4x750 ACAR, energizada a 230 kV.

. Tres tramos de líneas de transmisión Daule – Punto de seccionamiento de las

líneas Molino-Pascuales (2 circuitos), Quevedo-Pascuales (2 circuitos) y

Trinitaria-Pascuales, 230 kV, 10 km, doble circuito, conductor 1200 ACAR.

- Subestaciones:

Subestación El Inga, 500/230 kV:

. Tres bancos de transformadores monofásicos de 600 MVA, 500/230 kV.

. Un transformador monofásico de 200 MVA, 500/230 kV, de reserva.


. Tres bahías de transformador 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.


Subestación Central, ampliación:


Subestación Daule 230 kV:

. Diez bahías de línea 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.


83



. 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.).




Para el cuarto trimestre del año 2014, se ha previsto el ingreso en operación de la línea de

transmisión El Inga – Central de 500 kV, energizada a 230 kV, a fin de reforzar la Zoina

Norte del SNT, de manera independiente a la operación del proyecto hidroeléctricio Coca

Codo Sinclair -CCS.

De manera similar, para mejorar las condiciones de suministro de energía eléctrica a la

zona nororiental del país, y abastecer la demanda de Petroecuador, se ha previsto que las

dos líneas de transmisión El Inga - CCS de 500 kV, ingresen en operación en el cuatro

trimestre de 2014, las mismas que operarán energizadas a 230 kV.

Las fechas de ingreso en operación de las subestaciones El Inga 500/23 kV, CCS 500/230

kV y, Daule 230 kV; y, de la línea de transmisión Central – Daule de 500 kV (energizada a

230 kV), está asociada al ingreso en operación del proyecto de generación Coca Codo

Sinclair, previsto para mediados del año 2015.

En el Gráfico 19, se muestra un esquema de la configuración preliminar del Sistema de

Transmisión de 500 kV, definido por CELEC EP – TRANSELECTRIC.

84

Gráfico 19

Sistema de Transmisión de 500 kV

14. PRESUPUESTO PARA LA EJECUCIÓN DE LAS OBRAS

El presupuesto que se requiere para ejecutar el Plan de Expansión de la Transmisión para

el período 2012-2021 alcanza la cifra de 838.2 , cuya composisicón se muestra en la Tabla

31. Cabe indicar que, en el Cuadro No 6, se presentan los requerimientos presupuestarios

para la ejecución del PET de manera detallada.

85

Tabla 31

Presupuesto PET 2012-2021

Miles USD

519,589.85

30,512.26

288,142.19

838,244.30

Obras del Sistema de Transmisión de 500 kV

TOTAL

PRESUPUESTO

Detalle

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

PLAN DE EXPANSION DE TRANSMISION 2012 - 2021

Obras financiadas mediante el Mandato No.09

En las Tablas 32 y 33, se presenta la inversión requerida para el Plan de Expansión de

Transmisión 2012-2021, tanto de los proyectos que se encuentran en marcha así como de

los nuevos proyectos de expansión considerados en el PET.

A fin de conocer los requerimientos presupuestarios para cada año, que se presenta en la

Tabla 34, se considera que la inversión total es realizada “hipotéticamente” en el año de

entrada en operación para cada proyecto. Estas cifras, tienen como única finalidad

proporcionar una visión indicativa sobre el requerimiento presupuestario global de las

inversiones de manera anual. Sin embargo, es necesario tener presente que el flujo real de

fondos que demanda la ejecución en los proyectos de este tipo, son generalmente de

manera multianual, teniéndose en términos normales el período de dos a tres años de

ejecución.

Cabe indicar que, para llegar a obtener la información más detallada sobre el flujo de

fondos, se hace necesario partir de la programación y el cronograma pormenorizado de

cada uno de los proyectos. Esta información forma parte del programa de inversiones de

las empresas del sector eléctrico.

En lo concerniente al financiamiento, es necesario recordar que con fecha 23 de julio de

2008, la Asamblea Constituyente emitió el Mandato Constituyente No. 15, estableció

cambios importantes en el manejo del sector eléctrico, particularmente en el tema tarifario,

eliminando la componente destinada a financiar la expansión de la transmisión,

determinando que los recursos necesarios para tales fines, serán cubiertos por el Estado a

través de su Presupuesto General.

Sin embargo, el cumplimiento de este mandato se ha realizado de manera parcial, por

cuanto no se ha efectivizado la transferencia total y oportuna de los recursos determinados

para el desarrollo de los proyectos de expansión, lo cual implica la necesidad de ubicar

nuevas fuentes de financiamiento para la ejecución del Plan.

86

Tabla 32

Presupuesto proyectos en marcha (miles USD)

ITEM DESCRIPCION TOTAL

Miles USD

1 S/E Ambato, 138/69 kV, ampliación. 2,216.00

2 S/E Mulaló, 138/69 kV, ampliación. 3,559.00

3 Sistema de transmisión Santa Rosa - Pomasqui II, 230 kV 17,130.41

4 S/E El Inga, 230/138 kV, 300 MVA 11,546.15

5 Sistema de transmisión Nororiente, 138 kV. 8,778.03

6 S/E Santo Domingo, 230/138 kV, ampliación capacidad transformación. 4,590.00

7 Sistema de transmisión Quevedo - Portoviejo (San Gregorio) 10,283.46

8 S/E Santo Domingo, 138/69 kV, ampliación. 5,664.97

9 S/E Chone, 138/69 kV, ampliación. 72.00

10 Subestación Quinindé, 138/69 kV, 60 MVA 6,764.43

11 S/E Babahoyo, 138/69 kV, ampliación capacidad transformación 10,641.42

12 S/E Cuenca 69 kV, ampliación. 438.00

13 Sistema de transmisión Cuenca - Loja, 138 kV. 5,469.24

14 Sistema de transmisión Loja - Cumbaratza, 138 kV. 13,059.70

15 Sistema de transmisión Milagro - Machala, 230 kV. 23,372.00

16 Sistema de Transmisión Plan de Milagro-Macas, 138 kV 4,852.00

17 Sistema de transmisión Lago Chongón - S. Elena, 138 kV. 17,724.70

18 Modernización S/E Pascuales 2,194.00

19 Compensación Capacitiva 1,684.00

20 Sistema de transmisión Milagro - Las Esclusas, 230 kV 30,512.26

21 Subestación móvil 138/69 kV 4,144.00

22 Bahías de emergencia y/o reserva 230/138/69 kV 3,842.00

188,537.77


PROYECTOS EN MARCHA / Ingreso en operación a partir de 2012

TOTAL

87

Tabla 33

Presupuesto nuevos proyectos (miles USD)

ITEM DESCRIPCION TOTAL

Miles USD

1 S/E Pomasqui, 230/138 kV, ampliación. 3,829.00

2 S/E Santa Rosa, 138 kV, ampliación. 1,988.12

3 S/E Totoras, 230/138 kV, ampliación. 4,496.81

4 S/E Tabacundo 230/138 kV, 167 MVA 12,353.48

5 S/E Tabacundo, 230/69 kV, 100 MVA, ampliación 4,652.16

6 Sistema de transmisión Sucumbíos - Fco. Orellana, 138 kV. 14,693.09

7 Sistema de transmisión CCSinclair - Sucumbíos, 230kV. 24,850.50

8 S/E San Gregorio (Portoviejo), 230/69 kV, ampliación. 5,349.31

9 Sistema de transmisión Quevedo - San Gregorio, 230 kV II etapa. 3,382.00

10 Sistema de transmisión S. Gregorio - San Juan de Manta, 230 kV. 17,200.21

11 Sistema de transmisión Daule Peripa - Severino, 138 kV 4,088.27

12 S/E Yanacocha, 138/69 kV, ampliación. 4,440.00

13 Subestación La Troncal, 230/69 kV, 167 MVA 7,804.04

14 Sistema Milagro - Babahoyo, 138 kV. 11,518.00

15 Sistema Milagro - Machala, 230 kV II Etapa. 9,110.00

16 Modernización S/E Molino 8,623.00

17 S/E Las Esclusas, 230/69 kV, ampliación. 6,721.31

18 S/E Posorja, 138/69 kV, ampliación. 3,150.68

19 S/E San Idelfonso, ampliación 230/138 kV 4,234.00

20 Subestación Nueva Salitral 230/69 kV. 10,074.71

21 Sistema transmisión Pascuales - Las Orquideas, 230 kV. 11,443.97

22 Subestación Durán 230/69 kV. 11,498.00

23 Sistema Daule - Lago de Chongón, 230 kV. 12,820.00

25 Sistema Lago de Chongón - Posorja 138 kV. 12,410.00

26 S/E Nueva Prosperina, 230/69 kV, ampliación. 5,486.56

27 S/E El Inga, 230/138 kV, ampliación. 4,962.05

28 Subestaciones móviles 8,024.79

30 Bahías de emergencia y/o reserva, 138/ 69 KV 1,647.00

31 Compensación capacitiva. 7,046.85

32 Sistema de transmisión S/E Central - Quevedo, 230 kV. 30,140.00

34 Sistema de transmisión Esmeraldas - Sto.Domingo, 230 kV. 43,379.44

35 Sistema de transmisión Sopladora - Taday - Milagro, 230 kV. 50,147.00

36 Sistema de transmisión CC Sinclair - El Inga - Daule 288,142.19

649,706.53

PLAN DE EQUIPAMIENTO FUTURO

TOTAL


88

Tabla 34

Presupuesto Anual (miles USD)

AñoProyectos en

marcha

Nuevas obras

del SNT

sin ST de 500 kV

ST de 500 kV

Total Plan de

Obras de

Transmisión

2012 99,879.89 10,454.12 - 110,334.01

2013 87,350.61 66,786.49 - 154,137.10

2014 - 176,244.71 115,546.00 291,790.71

2015 - 14,794.56 172,596.19 187,390.75

2016 1,307.28 34,964.40 - 36,271.68

2017 - 29,001.80 - 29,001.80

2018 - 29,318.27 - 29,318.27

2019 - - - -

2020 - - - -

2021 - - - -

TOTAL 188,537.77 361,564.34 288,142.19 838,244.30


PRESUPUESTO (miles USD)

Sobre esta base, CELEC EP - TRANSELECTRIC conjuntamente con el Ministerio de

Electricidad y el Ministerio de Finanzas, desde el mes de julio del año 2009, está

desarrollando las actividades necesarias a fin de concretar el financiamiento de las obras

que se señalan a continuación, por un monto de 52.99 millones de dólares, con el Banco

Interamericano de Desarrollo, contando al momento con la autorización del préstamo por

parte del Comité del Banco, estando pendiente la suscripción del Contrato de Préstamo por

parte del Ministerio de Finanzas:

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

MVA.

- Línea de transmisión Lago de Chongón – Santa Elena, 230 kV (energizada a 138

kV), 81 km, doble circuito, montaje inicial de uno.

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

- Subestación Quinindé, 138/69 kV, 100 MVA

- Sistema de transmisión Cuenca – Loja de 138 kV.

- Sistema de transmisión Loja – Cumbaratza de 138 kV.

La no ejecución de los proyectos en los términos contenidos en este Plan, genera

situaciones de riesgo para el Sistema Nacional de Transmisión, que podrían afectar la

calidad y la seguridad en el suministro, siendo observables sus efectos a mediano plazo.

89

15. ASPECTOS COMPLEMENTARIOS

CELEC EP - TRANSELECTRIC contempla en su plan de expansión la ejecución de

varios proyectos cuyas características permitirían obtener beneficios ambientales (locales y

globales) y socioeconómicos.

En particular, ciertos proyectos identificados en este plan se justifican por el beneficio

adicional de reducir emisiones de dióxido de carbono (CO2) derivadas de la generación

termoeléctrica que sirve al SNI y por ende, contribuir a los esfuerzos del país en relación a

la mitigación del calentamiento global.

Los proyectos que por sus características, fomentarán una reducción de emisiones de CO2

y que con el incentivo complementario de los certificados de carbono podrían asegurar su

implementación son, entre otros:

- Línea de transmisión Santa Rosa-Pomasqui de 230 kV.

- Línea de transmisión Cuenca-Loja de 138 kV.

- Línea de transmisión Milagro-Machala de 230 kV.

- Línea de transmisión Milagro-Las Esclusas de 230 kV.

- Línea de transmisión Central-Quevedo de 230 kV.

- Línea de transmisión El Inga-Daule de 500 kV.

16. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

Con la finalidad de cumplir con las fechas de entrada en operación de los proyectos referidos en el presente Plan de Expansión, para garantizar el abastecimiento del

crecimiento de la demanda de energía eléctrica y la incorporación de generación al SNI,

más aún si se considera el presupuesto correspondiente al sistema de transmisión de 500

kV ‘Coca Codo Sinclair-El Inga-Daule’, es indispensable que a CELEC EP –

TRANSELECTRIC se le asignen, de manera oportuna los recursos económicos

necesarios para la ejecución de las obras, de acuerdo con el presupuesto establecido en

este plan.

Ante la falta de recursos para poder ejecutar los proyectos previstos en el Plan de

Expansión, ha sido necesario buscar financiamiento externo, para lo cual CELEC EP –

TRANSELECTRIC, en coordinación con el Ministerio de Electricidad y Energía

Renovable, gestionó ante el Banco Interamericano de Desarrollo–BID, la obtención de

recursos. Sin embargo, es importante señalar que los tiempos de análisis y de

preparación de la documentación para la obtención del crédito por parte del BID es de

dos años aproximadamente, situación que debe ser considerada al momento de definir

un portafolio de inversiones para la expansión del SNT.

Con la finalidad viabilizar la conexión al Sistema Nacional de Transmisión de los proyectos de generación definidos en el Plan de Expansión de Generación, es

importante que dentro del financiamiento de dichos proyectos, se incluya el presupuesto

necesario para la construcción de sus sistemas de transmisión asociados.

90

El plan de generación incluye proyectos hidroeléctricos de gran capacidad (Coca Codo

Sinclair, Sopladora, Toachi Pilatón, Delsitanisagua, etc.) que determinan cambios

estructurales en el Sistema Nacional de Transmisión e involucran altas inversiones..

La configuración del sistema de transmisión de 500 kV ‘Coca Codo Sinclair-El Inga-Central-Daule’, fue determinada mediante estudios de detalle realizados por el

Consorcio ECU500KV conformada por las empresas CESI de Italia y EFFICACITAS

de Ecuador, para lo cual CELEC EP - TRANSELECTRIC suscribió el contrato el 9 de

noviembre de 2010, y para su financiamiento parcial se cuenta con una Cooperación

Técnica No Reembolsable del BID.

El sistema de transmisión de 500 kV propuesto, se lo debe realizar en dos etapas; en la primera etapa iniciaría su operación energizado temporalmente a 230 kV entre El Inga,

S/E Central y Daule; y, la segunda etapa de este sistema energizado a 500 kV entre El

Inga y Coca Codo Sinclair, sujeto al ingreso del proyecto hidroeléctrico Coca Codo

Sinclair.

La presencia del sistema de transmisión de 500 kV, demandará que los diferentes organismos del sector eléctrico, como el CONELEC, CENACE y CELEC EP -

TRANSELECTRIC, analicen las modificaciones que deberán realizarse y/o crear una

nueva normativa correspondiente, regulaciones, procedimientos operativos, entre otros

aspectos, relacionados con el diseño y operación de instalaciones de transmisión con

este nivel de tensión..

Los nuevos proyectos hidroeléctricos desplazarán la operación de generación térmica

del país, que básicamente se encuentra ubicada en la cuidad de Guayaquil, lo que obliga

a un importante equipamiento de capacitores en diversas subestaciones del SNT; y, se

crea la necesidad de definir las políticas de despacho de generación de seguridad de

área. Además del equipamiento de compensación (Daule, Pascuales y Las Esclusas),

para evitar el riesgo de inestabilidad de voltaje en la zona de Guayaquil, se requiere la

operación de 130 MW de generación termoeléctrica, distribuida en dos unidades de

generación, como la Central Trinitaria y una unidad de la Central Gonzalo Zevallos.

El desarrollo de los grandes proyectos de generación hidroeléctrica, traerá como consecuencia la disminución de la tarifa eléctrica, lo que se reflejará en un mayor

consumo de energía, fundamentalmente por la disminución o traslado del uso de gas

domiciliario (cocinas, calefones, etc.) hacia el uso de electricidad. Este potencial

crecimiento de la demanda, deberá ser revisado en la proyección de la demanda

entregada por el CONELEC, de acuerdo con el cambio de la matriz energética que

impulsa el Gobierno Nacional.

En el presente PET, se ha previsto que la operación del sistema de transmisión de 230 kV hacia Sucumbíos, el cual inicialmente utilizaría las dos líneas de 500 kV entre El

Inga y Coca Codo Sinclair energizadas a 230 kV, ingrese en operación para fines del

año 2014, con lo cual se mejorarán las condiciones de suministro de energía eléctrica a

la zona nororiental del país y, se podrá abastecer la demanda del sector petrolero estatal.

Una nueva alternativa para atender la demanda del sector nororiental del país, que se está analizando en el seno de la Comisión de Vecindad e Integración entre Ecuador y

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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

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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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PLAN DE EXPANSION 2013-2022_21 03 2012

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