Estudios Eléctricos, de coordinación de protecciones y plantación

ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA

ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE:

1. COMPENSACIÓN REACTIVA Y PERFILES DE TENSIÓN

2. CORTOCIRCUITO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES

3. ESTABILIDAD Y RELEVO DE CARGA

4. PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SENI

INFORME EJECUTIVO

DOCUMENTO No. 8614 - 16

REVISIÓN 0

Itagüí (Colombia), noviembre de 2002

ORGANISMO COORDINADOR–REP. DOMINICANA Estudios Eléctricos

Documento No. 8614 - 16

Informe Ejecutivo Fecha: 02-11-27 Revisión: 0

Mejía Villegas S.A. 2 Archivo: 86142430.doc

ESTUDIOS ELÉCTRICOS PARA REPÚBLICA DOMINICANA

INFORME EJECUTIVO

DOCUMENTO No. 8614 - 16

REVISIÓN No. 0

Revisión Modificaciones Fecha

0 Edición original 02-11-27

REVISIÓN – APROBACIÓN

Revisión No. 0 1 2 3 4

Nombre MJP

Elaborado por Firma

Fecha

Nombre MAS

Revisado por Firma

Fecha

Nombre EBE

Calidad por Firma

Fecha





PRESENTACIÓN

Mejía Villegas S.A. (MVSA) fue contratada por el Organismo Coordinador (OC) para efectuar cuatro estudios eléctricos del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de República Dominicana, con el fin de obtener las mejores condiciones eléctricas operativas y una óptima expansión de la red de transporte.

Durante el período de ejecución de los estudios, se presentaron informes parciales que fueron sustentados ante el OC y los agentes del sector. Las observaciones hechas a estos informes fueron tenidas en cuenta por MVSA e incorporadas a las versiones revisadas de los mismos que fueron aprobadas por el OC.

Los cuatro estudios efectuados son los siguientes:

1. COMPENSACIÓN REACTIVA Y PERFILES DE TENSIÓN

Documento No. 8614-10

2. CORTOCIRCUITO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES


3. ESTABILIDAD Y RELEVO DE CARGA


4. PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SENI


El presente Informe Ejecutivo que se entrega al OC, es un resumen de las versiones definitivas de los informes presentados y su objetivo es proporcionar al OC un documento sumario de tipo gerencial, en el cual se destaquen el objetivo, alcance, metodología general, principales resultados y conclusiones de los cuatro estudios elaborados.





CONTENIDO

1. ESTUDIO COMPENSACIÓN REACTIVA Y PERFILES DE TENSIÓN ..............5

1.1 ALCANCE DEL ESTUDIO .............................................................................6

1.2 METODOLOGÍA.............................................................................................6

1.3 CONCLUSIONES...........................................................................................8

2. ESTUDIO CORTOCIRCUITO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES.......13

2.1 ALCANCE DEL ESTUDIO ...........................................................................14

2.2 ANÁLISIS Y RESUMEN DE RESULTADOS................................................17

2.3 PLAN DE ACCIÓN RECOMENDADO..........................................................17

2.4 RESULTADOS ESPERADOS......................................................................18

3. ESTUDIO DE ESTABILIDAD Y RELEVO DE CARGA....................................19


3.2 METODOLOGÍA PARA LOS ESTUDIOS DE ESTABILIDAD.......................20

3.3 MEODOLOGÍA PARA LA REGULACIÓN PRIMARIA Y BOTES DE CARGA ........................................................................................................21

3.4 CONCLUSIONES.........................................................................................22

4. ESTUDIO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SENI....................31


4.2 CRITERIOS BÁSICOS PARA EL PLANEAMIENTO ....................................32

4.3 METODOLOGÍA PARA EL ESTUDIO DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN ............................................................................................33

4.4 PROYECCIÓN DE DEMANDA.....................................................................36

4.5 PREVISIÓN DE GENERACIÓN PARA CUBRIR LA DEMANDA 2002 - 2012.............................................................................................................36

4.6 RESULTADOS PARA LA EXPANSIÓN DE LA RED ...................................39

4.7 PRESUPUESTO DE LAS OBRAS DE EXPANSIÓN ...................................48

4.8 CONCLUSIONES.........................................................................................48





1. ESTUDIO COMPENSACIÓN REACTIVA Y PERFILES DE TENSIÓN





1.1 ALCANCE DEL ESTUDIO

El alcance de los estudios de perfiles de tensión y de compensación de reactivos comprende cálculos eléctricos de estado estacionario, resultados y soluciones que permitan diagnosticar el estado operativo del Sistema Dominicano y determinar el tipo de compensadores en tamaño, sitio de ubicación y modalidad operativa para lograr una operación eficiente del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) en la República Dominicana.

En particular este estudio tiene entre sus alcances:

• Establecer el comportamiento estacionario del sistema, utilizando el despacho económico de potencia de generación proporcionado por el OC y valores de demanda según la proyección que se tiene para el 2003, obteniendo resultados de flujos de activos y reactivos en los componentes de transmisión y de tensiones en todas las subestaciones del sistema, contemplando situaciones operativas realistas de caso normal y de contingencias.

• Determinar la calidad operativa estacionaria del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

• Definir la implementación de las políticas y estrategias de compensación de reactivos, que se plasmen en la definición de bancos de condensadores adecuados en tamaño y sitio para garantizar una alta calidad de tensiones en la red, según las normas que para este efecto se tienen en el sistema eléctrico dominicano.

1.2 METODOLOGÍA

Los estudios de flujo de cargas del sistema eléctrico de República Dominicana, se efectúan mediante el módulo de flujo de cargas del programa DIgSILENT, con el cual se determinan tanto el perfil de tensiones en las subestaciones de 138 kV y 69 kV, así como el transporte de potencia activa y reactiva por todos los cables, líneas y transformadores de la red. El modelo permite efectuar una propuesta optimizada de compensación capacitiva para mejorar de tensiones.

La implementación de un esquema de compensación busca:

⋅ El mejoramiento del perfil de tensión en las diferentes subestaciones con la consecuente mejora en la operación del sistema.

⋅ El alivio de la capacidad instalada de transformadores y líneas.





⋅ Reducción del transporte de potencia reactiva desde los centros de generación hasta las cargas con la concebida reducción en las pérdidas del sistema.

La utilización del modelo SVC del programa DIgSILENT permite determinar las barras del sistema donde la aplicación de compensación reactiva tiene un efecto más importante sobre la zona del sistema donde se conecta.

La evaluación de la potencia reactiva que este elemento inyecta al sistema en varios escenarios de demanda - generación y ante contingencias de generadores principales, permite determinar la capacidad máxima de la compensación necesaria y los pasos en los que se puede distribuir.

El tamaño de los pasos de compensación lo determina principalmente la variación de la tensión en la subestación donde se conectan la compensación por la conexión o desconexión de un paso, la cual debe permanecer dentro de los límites operativos permitidos.

Los escenarios que se tuvieron en cuenta para el estudio de regulación de tensión y compensación reactiva fueron los siguientes:

Escenarios de estudio en el Año 2002:

− Demanda Máxima Restringida, caso base red actual

Escenarios de estudio en el Año 2003:

− Demanda Máxima – Sistema sin compensación

− Demanda Máxima - Sistema compensado

− Demanda Máxima - Sin Smith Enron

− Demanda Máxima Restringido

− Demanda Máxima Restringido - Sin Smith Enron

− Demanda Mínima

Con los escenarios planteados se busca determinar el perfil de tensión del sistema sin compensación en el 2002 y en el 2003 para definir las subestaciones o puntos de la red que necesitan inyección de reactivos. No se plantean escenarios de estudio con compensación en el 2002 ya que la implementación de dicha compensación sólo se haría en el 2003.

En el Anexo, se muestra un plano donde se presenta el diagnóstico del perfil de tensiones en el 2002.





1.3 CONCLUSIONES

• Con base en los flujos de cargas que se calcularon para los diferentes escenarios, se obtuvo un volumen suficiente de resultados que permitió evaluar el comportamiento del sistema y con ello las características de la compensación requerida. Se recomienda implementar el esquema de compensación capacitiva según se muestra a continuación:

Subestación Tensión

(kV) Bancos

Potencia por banco

(Mvar)

Total por Subestación

(Mvar)

ZONA NORTE

Z.F. SANTIAGO 138 6 28 168

CANABACOA 69 2 10 20

LA VEGA 69 1 10 10

SANTO DOMINGO

PALAMARA 138 3 38 114

HAINA 69 2 20 40

ARROYO HONDO 69 2 20 40

KM 10 ½ 69 1 10 10

LA 40 69 2 5 10

TOTAL 412

• El esquema tiene un total de 412 Mvar para demanda máxima, el cual garantiza la operación del SENI atendiendo la demanda total del país, aún bajo la contingencia de centrales importantes como Smith Enron, Haina, La Vega y todas las de la zona Este.

(1) La subestación Zona Franca Santiago a 138 kV mostró ser la que mejor regulación de tensión puede ofrecer para la zona norte del sistema. Esta subestación requiere de tres bancos de 28 Mvar para el caso de demanda máxima y de demanda máxima restringida. En el caso de la contingencia de la Central Smith Enron se requiere de tres bancos adicionales para demanda máxima y uno en el caso de demanda máxima restringida.





(2) La compensación de 2 x 10 Mvar en la subestación Canabacoa 69 kV, regula la tensión en el sistema norte a 69 kV, mejora el factor de potencia de la transformación en la misma subestación y cubre la contingencia de la central Tavera.

(3) La compensación de 1 x 10 Mvar en la subestación La Vega 69 kV, regula la tensión en las subestaciones a 69 kV del sistema central del país. Cubre la contingencia de la central La Vega.

(4) El control de la tensión en la subestación Palamara 138 kV, por ser el “corazón” del sistema eléctrico Dominicano resulta fundamental; Se plantea la necesidad de tres bancos de 38 Mvar que operen con un buen control de tensión porque tener baja tensión en Palamara implica un bajo perfil en todo el sistema y tener altas tensiones implica un perfil elevado especialmente en la zona Este. Por esto, no debe descartarse la idea de la instalación de un SVC (Static Var Compensator) que haga un control preciso y rápido de la tensión en 1,0 p.u. Esta compensación cubre la contingencia de las centrales de la zona Este.

(5) La compensación de la subestación Haina, resulta fundamental para el mejoramiento de la tensión en esa zona a 69 kV de Santo Domingo. Esta compensación cubre la contingencia de la central Haina.

(6) La compensación en la subestación Arroyo Hondo es también clave para el mejoramiento de las tensiones en el sistema a 69 kV y para el suministro de potencia reactiva en la zona. Esta compensación debe ser complementada con la unión de las barras a 69 kV, que se plantea en el numeral anterior.

(7) La compensación de la subestación KM 10 ½ mantiene el nivel de tensión dentro del rango permitido ayudando a atender el gran consumo de potencia reactiva que se tiene en esta subestación, principalmente durante los períodos de alta demanda.

(8) La compensación de la subestación La 40 mantiene el nivel de tensión dentro del rango permitido ayudando a atender el gran consumo de potencia reactiva que se tiene en esta subestación, principalmente durante los períodos de alta demanda.

• La subestación Zona Franca Santiago a 138 kV mostró ser la que mejor regulación de tensión puede ofrecer para la Zona Norte del sistema, siendo capaz de controlar la contingencia de la Central Smith Enron por medio de compensación capacitiva adicional.

• La compensación de la subestación Canabacoa 69 kV, se encarga de regular la tensión en el sistema norte a 69 kV





• El control de la tensión en la subestación Palamara 138 kV, por ser el “corazón” del sistema eléctrico dominicano resulta fundamental; Se plantea la necesidad de tres bancos de 38 Mvar que operen con un buen control de tensión porque tener baja tensión en Palamara implica un bajo perfil en todo el sistema y tener altas tensiones implica un perfil elevado especialmente en la zona Este. Por esto, es conveniente la instalación de un SVC (Static Var Compensator) que haga un control justo y rápido de la tensión en 1,0 p.u.

• La compensación de la subestaciones Haina y Arroyo Hondo, resultan fundamentales para el mejoramiento de la tensión en el sistema a 69 kV de Santo Domingo. Estas compesaciones sumadas a las de KM 10 ½ y La 40, conforman un paquete de 100 Mvar que requiere el sistema interno del Distrito Nacional a 69 kV.

• No es necesaria la compensación en la zona Este debido a las expansiones del sistema a 138 kV en esa zona y a la cantidad de generación que se concentra allí.

• No se ha contemplado compensación en la zona sur porque la expansión de la red de 138 kV y la puesta en operación de la central Monte Río mejorarán substancialmente la calidad operativa de la zona, la cual se verá apoyada directamente por la compensación en Palamara 138 kV.

• Se encontró en los estudios que las expansiones que se realizan actualmente en el SENI, especialmente las que tienen que ver con el sistema a 138 kV, contribuyen al mejoramiento de los perfiles de tensión en algunas zonas donde se veían deprimidos para el año 2002. Se observa la tendencia de construir subestaciones a 138 kV muy cerca de subestaciones existentes a 69 kV pero instalando solo transformadores 138/12,5 kV o transformadores 138/69 kV a barrajes independientes para trasladar cargas. Esta tendencia permitiría aliviar el sistema a 69 kV existente por el traslado de cargas, pero no mejoraría la confiabilidad del mismo. Por esto, como obras adicionales a la compensación, se plantean las siguientes adiciones, las cuales logran reforzar el sistema existente a 69 kV en puntos claves, creando unos enlaces fuertes con el sistema a 138 kV:

⋅ Instalación de un transformador 138/69 kV de 30 MVA en Navarrete.

⋅ Instalación de un transformador 138/69 kV de 30 MVA en Nagua.

⋅ Instalación de un transformador 138/69 kV de 30 MVA en CNP.

⋅ Instalación de un transformador 138/69 kV de 30 MVA en Higuey.

⋅ Unión de las barras a 69 kV Vega I y Vega II





⋅ Unión de las barras a 69 kV Arroyo Hondo I y Arroyo Hondo II

• Si no se instalan los enlaces 138/69 kV se presentarían los siguientes problemas:

⋅ No se da soporte operativo la red existente

⋅ Solo se descarga el sistema a 69 kV

⋅ No hay aumento de la confiabilidad

⋅ No se aprovecha la infraestructura existente

⋅ No hay independencia entre negocios transmisión – distribución

⋅ Se requiere una mayor compensación capacitiva

• El esquema de compensación que se presenta en este documento requiere de un apoyo eficiente de los generadores principalmente en la zona Norte y Sur en donde estos últimos deberán operar suministrando una cantidad suficiente de reactivos para mantener el control de tensión en la zona respectiva, sin superar el 90% de su capacidad técnica, tal como lo exige el Reglamento de la Ley General de Electricidad.

• Se logró determinar la posición más adecuada para todos los transformadores del sistema de manera que, en conjunto con el esquema de compensación planteado se obtenga una operación optima del SENI.

• El proyecto de compensación, incluyendo los enlaces 138/69 kV, es necesario para las buenas condiciones operativas y reducción de pérdidas. En efecto la evaluación económica, basada en la reducción en las pérdidas (12,25 MW en demanda máxima) y la inversión inicial en equipos (del orden de $11 MUS), muestra una TIR del 29,44%, lo que representa una rentabilidad alta para el proyecto de compensación, haciéndolo también atractivo desde el punto de vista económico.

• El proyecto de compensación sin los enlaces 138/69 kV requiere una compensación adicional del orden de 42 Mvar, la reducción de pérdidas es menor en 2,2 MW y se presentan sobrecostos operativos por racionamiento. Con una indisponibilidad estimada del 1% y una inversión inicial en equipos del orden de $10 MUS, la evaluación económica muestra una TIR del 15,80%, que ya no es tan atractiva desde el punto de vista económico.

• Por otra parte, es bastante conveniente la implementación de un compensador estático de reactivos (SVC) en la subestación Palamara 138 kV. Este equipo





con unos límites de ±150 Mvar permitiría tener un control continuo sobre la tensión en dicha barra y por ende, sobre buena parte del sistema interconectado. Aunque este equipo, incrementa el valor de la inversión inicial, la evaluación de la rentabilidad muestra que el proyecto de compensación sigue siendo atractivo (TIR = 19,1%) evaluando solamente el beneficio de la reducción de pérdidas.





2. ESTUDIO CORTOCIRCUITO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES






Este estudio comprende cuatro grandes aspectos, a saber:

• Criterios de ajuste

• Diagnóstico del sistema de protecciones

• Ajuste de las protecciones

• Cálculo de cortocircuitos

El alcance de cada uno de estos aspectos es el siguiente:

2.1.1 Criterios de ajuste

• Establecer los criterios de ajuste para las protecciones de las líneas de transmisión, de los generadores y de los transformadores del Sistema Eléctrico de República Dominicana para posteriormente realizar el diagnóstico y la coordinación de protecciones.

• Precisar la información adicional requerida para hacer el estudio de cortocircuito y la coordinación de protecciones.

Se presentaron criterios de ajuste para:

Líneas de transmisión

• Relé de distancia (21)

• Relé de sobrecorriente direccional (67/67N)

Transformadores

• Relé de sobrecorriente en cada devanado (51/51N)

Generadores

• Relé de sobrecorriente (51V) y/o distancia (21) respaldo fallas en el sistema





2.1.2 Diagnóstico del sistema de protecciones

• Establecer los ajustes existentes de las protecciones de las líneas de transmisión, de los generadores y transformadores del Sistema Eléctrico de República Dominicana

• Diagnosticar el esquema y operación actual del sistema de protecciones a partir de la información suministrada por el OC.

• Establecer los niveles de cortocircuito en todas las barras del sistema de tal forma que se puedan verificar la soportabilidad de los equipos (interruptores y transformadores). Estos niveles de corto son la base del estudio de coordinación de protecciones.

Metodología

• Se analizó la operación actual del sistema de protecciones de acuerdo con los criterios de ajuste.

• Se verificó la capacidad de apertura de los interruptores ante máximas fallas obtenidas mediante simulaciones con el programa DIgSILENT.

• Se presentó metodología para la verificación de no saturación de los transformadores de corriente ante condiciones máximas de falla.

2.1.3 Ajuste de las protecciones

• Presentar los ajustes básicos recomendados para el sistema de protecciones del SENI, a partir de los criterios definidos y validados por el OC y de los estudios de cortocircuito y flujos de carga realizados para el sistema de 138 kV y 69 kV.

• Recomendar los ajustes que permitan la adecuada protección de los equipos (líneas, transformadores, generadores) contra eventuales fallas buscando siempre la selectividad de operación y adecuado suministro del servicio.

Los ajustes recomendados son:

Protecciones de Línea

Ajuste protección de distancia:

• Tres zonas hacia adelante (no detección de fallas en otro nivel de tensión)

• Una zona reversa





Ajuste protección sobrecorriente direccional:

• Operación ante falla local (0,4 s) y respaldo a falla en la subestación remota (1,0 s).

Protecciones de Transformador

Se coordinó la operación de los relés de sobrecorriente ante fallas máximas en los diferentes niveles de tensión.

• Relé de fase (51): Mayor aporte ante falla 3Φ ó falla 1Φ.

• Relé de tierra (51N): Corriente residual ante falla 1Φ.

Protecciones Generador-Transformador

Se ajustaron las protecciones que operan como respaldo a fallas en el sistema:

• Sobrecorriente (51): Protecciones con tiempos de operación mayores que las protecciones de sistema ante fallas en 138 kV y 69 kV.

• Distancia (21): Zona 1 (fallas generador) y zona 2 (fallas líneas adyacentes).

2.1.4 Cálculo de Cortocircuitos

• Conocer el comportamiento del estado transitorio del sistema, mediante el cálculo de fallas simétricas y asimétricas, efectuado con simulaciones de cortocircuito.

• Calcular los niveles de cortocircuito trifásico y monofásico en los sistemas de 138 kV y 69 kV necesarios para la coordinación de protecciones y verificación de la soportabilidad de los equipos.

Para el cálculo del nivel de cortocircuito se utilizaron modelos eléctricos fundamentales, flujo de cargas y cortocircuito, los cuales se simularon mediante los respectivos módulos del programa DIgSILENT, (DIgital SImuLator and Electric NeTwork).

Se calculan los niveles de cortocircuito en cada una de las barras del SENI ante las diferentes condiciones operativas de escenarios de demanda máxima y demanda mínima, correspondientes al año 2002. Los resultados relevantes se muestran a continuación:





Escenario

Demanda Máxima

Escenario

Demanda Mínima

Cortocircuito 138 kV 69 kV 138 kV 69 kV

Trifásico Palamara10,70 kA

Palamara12.01 kA

Palamara10,08 kA

Palamara11,67 kA

Bifásico Palamara12,37 kA

Palamara12,61 kA

Palamara11,53 kA

Palamara12,28 kA

Monofásico Itabo14,78 kA

Haina18,94 kA

SPM II14,35 kA

Haina17,87 kA

2.2 ANÁLISIS Y RESUMEN DE RESULTADOS

• Se realizó la comparación de los ajustes existentes con los recomendados de acuerdo con los criterios definidos, estableciéndose las modificaciones necesarias para mejorar la confiabilidad del sistema de protecciones.

• Con los ajustes de las protecciones de distancia se garantiza una adecuada operación para fallas en las líneas y respaldo para fallas en los equipos remotos.

• En la coordinación de protecciones de sobrecorriente se emplean las características inversas, ya que permiten elevados tiempos de operación para sobrecargas y tiempos más bajos para cortocircuitos.

• De los estudios de cortocircuito realizados para el año 2002 se encontró que los niveles máximos de cortocircuito son monofásicos, presentándose los valores mayores en las subestaciones Itabo a 69 kV y Haina.a 138 kV. Los valores de cortocircuitos trifásicos y bifásicos son máximos en la subestaciones Palamara a 138 kV y 69 kV.

2.3 PLAN DE ACCIÓN RECOMENDADO

Con base en el análisis del sistema actual de protecciones y los ajustes recomendados, se plantean a continuación acciones correctivas a corto y mediano plazo para mejorar la operación del sistema de protecciones.

− Acciones a corto plazo

Estas acciones son las que se pueden ejecutar prontamente con un mínimo de recursos y están orientadas a la implementación de los ajustes propuestos en este estudio.





Para la adecuada aplicabilidad de la coordinación de protecciones se recomienda que los agentes realicen pruebas que garanticen la adecuada operación de toda la cadena involucrada en el despeje de una falla (Transformadores de corriente y tensión, interruptores y relés de protección) y, si es necesario, tomar correctivos.

− Acciones a mediano plazo

Se consideran acciones a mediano plazo las que requieren de mayor tiempo para su ejecución.

Este estudio es el principio para estructurar bases de datos del sistema de protecciones, de manera que el Organismo Coordinador pueda establecer las causas de la operación de los relés ante las diferentes fallas y condiciones operativas del SENI.

Se recomienda la utilización de relés numéricos en los esquemas de protección, ya que presentan ventajas en relación con el registro y análisis de eventos y posibilidad de redes de gestión a centros de despacho remotos.

2.4 RESULTADOS ESPERADOS

Si se realizan las acciones recomendadas para el Sistema Eléctrico de República Dominicana se espera mejorar la confiabilidad del servicio suministrado y con los criterios de selectividad, tener un conocimiento claro de las causas de disparos en el sistema y poder realizar un análisis más certero de eventos.





3. ESTUDIO DE ESTABILIDAD Y RELEVO DE CARGA






Este estudio tiene entre sus alcances:

• Establecer el comportamiento dinámico y transitorio de la estabilidad del sistema, obteniendo resultados del penduleo de generadores, variación de frecuencia y de tensiones, ante perturbaciones severas de generación, de transmisión, de transformación y de cortocircuitos repentinamente acaecidas en vecindad de las principales plantas alimentadoras del sistema, con el fin de determinar la capacidad de mantener el sincronismo en el Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI).

• Seguir las políticas de regulación de frecuencia tanto a nivel generación como de relevo de carga, destinadas a preservar la operatividad del sistema luego de un disturbio y mantener el nivel de la frecuencia dentro de los rangos establecidos según las normas que rigen el mercado eléctrico dominicano.

• Determinar el límite de transporte máximo en algunas líneas principales del sistema y definidas por el OC, en el 2002 y en el 2003, sin que se pierda la estabilidad (límite de estabilidad dinámico).

3.2 METODOLOGÍA PARA LOS ESTUDIOS DE ESTABILIDAD

La metodología general fue desarrollada en las cuatro fases siguientes:

Fase 1: Análisis de la información suministrada por el O.C. y Modelamiento de la red:

• Definición de criterios y metodología

• Modelamiento del sistema de potencia utilizando el programa DIgSILENT

• Modelamiento de generadores y de sus controles de frecuencia y tensión. Se siguen modelos normalizados IEEE con datos disponibles en el Sistema Dominicano y otros de MVSA.

Fase 2: Definición de las condiciones estables anteriores a la perturbación:

• Definición de los escenarios generales de demanda, generación y otras condiciones y premisas.

• Determinación del estado de prefalla.

Fase 3: Simulación de las principales perturbaciones y definición del límite de estabilidad:

• Realización de simulaciones ante cortocircuitos 3Φ en muchas subestaciones, con duración de 120 ms a 150 ms. Se supone que la falla desaparece por acción del equipo de protección.





• Simulaciones ante pérdida de elementos de la red: generadores (Smith Enron, Los Mina V, Itabo I, Tavera I, Tavera II, Sultana de Este, AES Andrés, CSP I, II, III), cargas, líneas de transmisión, transformadores.

• Obtención del límite de estabilidad transitoria en las principales líneas de transmisión del sistema interconectado, tales como:

Palamara - Hainamosa

Hainamosa - Villa Duarte

Hainamosa . Boca Chica

Palamara - Bonao II

Palamara - Valdesia

Palamara - Itabo

Bonao – Canabacoa

Fase 4: Estudio de la controlabilidad mediante reguladores de frecuencia y botes de carga:

• Simulaciones con el plan de botes de carga programado por el OC, ante pérdida de generación, sin regulación primaria.

• Simulaciones para establecer una política adecuada de regulación primaria sobre generadores y un AFRC adecuado. El AFRC (o β del sistema) es un parámetro que indica la potencia (MW) de generación que debe perder el sistema para producir una caída de frecuencia de 1 Hz

β = Dcarga + 1/Requiv (MW/Hz)

• Simulaciones de rechazo de carga, como plan de emergencia ante pérdida de generación, teniendo en cuenta la regulación primaria.

3.3 MEODOLOGÍA PARA LA REGULACIÓN PRIMARIA Y BOTES DE CARGA

El adecuado balance generación – demanda ante los permanentes requerimientos del consumo se logra mediante el turbinado controlado en cada central por la acción del gobernador y la turbina respectivos. Esta acción es lo que se ha denominado el efecto de la regulación primaria de frecuencia. En este estudio se propone una estrategia general de aplicación de la regulación primaria efectiva en





diversos generadores del sistema dominicano, a fin de tener una respuesta oportuna ante variaciones de demanda.

Sin embargo, la acción de la regulación primaria deja errores residuales de frecuencia negativa, los cuales son corregidos con sobrecontroles PID o por la acción de un bien programado AGC (Automatic Generation Control) en el centro de despacho operativo, el cual ordena un sobreturbinado en alguna de las centrales hasta anular todo error residual de frecuencia y garantizar así el mantenimiento de este parámetro en su valor nominal de 60 Hz.

La acción de los botes de carga ante caídas severas y prolongadas de frecuencia debe planificarse e implementarse como un complemento a los controles primario y secundario de frecuencia y aplicables sólo como medida de respaldo en emergencia, que actúa en deficiencias severas de generación, que tienen como consecuencia una caída de frecuencia no controlable desde la regulación primaria y secundaria fundamental.

3.4 CONCLUSIONES

3.4.1 Conclusiones sobre estabilidad

• El sistema modelado, el cual considera reguladores primarios de frecuencia en las máquinas sincrónicas, soporta ampliamente fallas con duración entre 120 ms y 150 ms. para un despacho económico de generación, cuando todas las unidades están en servicio.

• Se observa que en general el sistema modelado, con el despacho económico para sus plantas de generación, y considerando regulación primaria de frecuencia aplicado y calibrado en las principales unidades de generación, soporta en todos los casos sin pérdida de estabilidad, fallas entre 120 ms y 150 ms. Para fallas más prolongadas la estabilidad queda comprometida en mayor o menor grado, dependiendo del sitio específico de esta.

• En un caso especial estudiado, alargando el tiempo de duración de la falla, se observa la salida de sincronismo de la planta Smith Enron al norte del país. Para este caso se simularon fallas en la barra 2551 Smith Enron, con duración de 150 ms y 190 ms respectivamente. Si bien en el caso de 150 ms hay rápidas variaciones del ángulo par y cambios de frecuencia, el sistema tiende a la estabilización definitiva luego de que se aclara la falla. Con el caso de una falla de 190 ms de duración, el sistema colapsa completamente, perdiendo el sincronismo. Este caso se ilustra en las siguientes gráficas.





5.99264.77413.55562.33701.1185-0.1000 [s]

185.44

146.31

107.19

68.059

28.932

-10.195

MONTECRISTI: Rotor angle with reference to reference machine angle in degSENR: Rotor angle with reference to reference machine angle in degPTO. PTA. I: Rotor angle with reference to reference machine angle in degCEPP I: Rotor angle with reference to reference machine angle in degFALCÓN I: Rotor angle with reference to reference machine angle in degFALCÓN III: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

5.99264.77413.55562.33701.1185-0.1000 [s]

0.745

0.519

0.294

0.068

-0.1572

-0.3827

MONTECRISTI: Speed Deviation in HzSENR: Speed Deviation in HzPTO. PTA II: Speed Deviation in HzCEPP I: Speed Deviation in HzFALCÓN I: Speed Deviation in HzFALCÓN III: Speed Deviation in Hz

5.99264.77413.55562.33701.1185-0.1000 [s]

1.1118

0.938

0.765

0.591

0.418

0.245

MONTECRISTI: Voltage, Magnitude in p.u.SENR: Voltage, Magnitude in p.u.PTO. PTA II: Voltage, Magnitude in p.u.CEPP I: Voltage, Magnitude in p.u.FALCÓN I: Voltage, Magnitude in p.u.FALCÓN III: Voltage, Magnitude in p.u.

ORGANISMO COORDINADOR - RD Norte-Oeste

ESTUDIO DE ESTABILIDAD FALLA TRIFÁSICA: SMITH-ENRON (150 ms)

Date: 9/12/2002

Annex: F.03.X.01 /1

DIg

SIL

EN

T





5.99264.77413.55562.33701.1185-0.1000 [s]

197.74

118.66

39.583

-39.495

-118.57

-197.65

MONTECRISTI: Rotor angle with reference to reference machine angle in degSENR: Rotor angle with reference to reference machine angle in degPTO. PTA. I: Rotor angle with reference to reference machine angle in degCEPP I: Rotor angle with reference to reference machine angle in degFALCÓN I: Rotor angle with reference to reference machine angle in degFALCÓN III: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

5.99264.77413.55562.33701.1185-0.1000 [s]

15.634

12.252

8.8691

5.4866

2.1041

-1.2785

MONTECRISTI: Speed Deviation in HzSENR: Speed Deviation in HzPTO. PTA II: Speed Deviation in HzCEPP I: Speed Deviation in HzFALCÓN I: Speed Deviation in HzFALCÓN III: Speed Deviation in Hz

5.99264.77413.55562.33701.1185-0.1000 [s]

1.1336

0.899

0.664

0.429

0.195

-0.0400

MONTECRISTI: Voltage, Magnitude in p.u.SENR: Voltage, Magnitude in p.u.PTO. PTA II: Voltage, Magnitude in p.u.CEPP I: Voltage, Magnitude in p.u.FALCÓN I: Voltage, Magnitude in p.u.FALCÓN III: Voltage, Magnitude in p.u.

ORGANISMO COORDINADOR - RD Norte-Oeste

ESTUDIO DE ESTABILIDAD FALLA TRIFÁSICA: SMITH-ENRON (190 ms)

Date: 9/12/2002

Annex: F.03.X.02 /1

DIg

SIL

EN

T





• Con la ampliación programada de generación y de transmisión para el 2003 en el sistema eléctrico dominicano y con una adecuada regulación primaria de la frecuencia, el sistema adquiere un buen margen de estabilidad para el despacho económico seguido.

• Para la pérdida total de generación en las centrales Smith Enron y AES Andrés, se tienen valores máximos de caídas de frecuencia, menores de 2.2 Hz, lo cual se considera como un comportamiento crítico, pero controlable mediante el uso de la estrategia de botes de carga apropiados.

• Para los casos de pérdida de generación de Los Minas, Tavera e Itabo los cambios son mucho menores en frecuencia y ángulo par.

• Se observa que en general, la salida abrupta de las máquinas generadoras consideradas, teniendo implementada la regulación primaria de frecuencia en las principales unidades de generación, a pesar de que provoca severas oscilaciones en las zonas inmediatas o vecinas a los generadores por fuera de servicio, no alcanza a producir en términos generales una condición realmente desestabilizadora del sistema.

• Cuando se presenta la salida simultánea de las centrales CESP con aproximadamente 300 MW de generación, el sistema se vuelve inestable aun con la regulación primaria. La salida simultánea de las centrales Sultana del Este con aproximadamente 150 MW de generación produce fuertes oscilaciones de algo más de 2 Hz, pero no desestabiliza el sistema.

• Ante salida de transformadores y considerando implementada la regulación primaria de frecuencia en las principales unidades de generación, no hay problema de pérdida de sincronismo.

• Sólo se producen serias perturbaciones con la salida del transformador de AES Andrés que tiene como consecuencia la salida de la planta de AES Andrés asociada (180 MVA) y en las plantas vecinas la frecuencia cae a valores cercanos a -2.3 Hz, pidiendo la acción de botes de carga. En los demás casos estudiados no se observa ningún problema para la estabilidad del sistema.

• Ante salidas de algunas líneas consideradas y considerando implementada la regulación primaria de frecuencia en las principales unidades de generación, se observa un alto impacto sobre el sistema cuando se abren los dos circuitos de las líneas Palamara-Bonao II y Bonao II-Canabacoa, casos en los cuales se secciona el sistema de transmisión en bloques independientes, produciendo grandes variaciones de frecuencia.

• En la simulación del caso de salida de uno de los circuitos de la línea Palamara – Bonao II, la disminución de la frecuencia en la parte norte del sistema no es significativa y en el caso de salida de los dos circuitos simultáneamente, el sistema de transmisión se divide en dos partes y la caída de frecuencia alcanza valores inadmisibles, haciéndose necesario un bote de carga, pues se pone en





riesgo la estabilidad del sistema Norte, el cual deja de recibir alrededor de 160 MW.

• En el caso de salida de la línea AES Andrés entre las barras 1750 y 1752, la cual es la única vía de evacuación de la generación de esta central, también se presentan caídas de frecuencia inaceptables en la operación del sistema de transmisión, aun en el caso de tener regulación primaria. Este caso es sumamente crítico y puede considerarse como inestabilidad del sistema, por lo que requiere bote de carga o aumentar la seguridad en la evacuación de potencia con dos circuitos en vez de uno solo.

• Para los casos de salidas de líneas en el área de Santo Domingo, el mayor enmallamiento produce un efecto de variaciones de estabilidad siempre amortiguado sin consecuencias graves.

• Las obras de infraestructuras propuestas para el año 2005 aliviarían esta situación dado que conducen a un mayor enmallamiento de transmisión en las zonas Centro - NW, que permiten eliminar esa desconexión del sistema.

• Ante la salida repentina de carga en la Zona Norte del país y en la Zona Haina se produce un aumento de tensión y un efecto acelerante inmediato en las tres zonas del país, con crecimiento de la frecuencia del sistema, pero sin poner en riesgo la estabilidad del mismo.

• En general para estas contingencias y para la topología implementada para el 2003, no se pone en riesgo la estabilidad global del sistema pero si puede producir traumatismos en la prestación del servicio.

• Los resultados obtenidos para el 2003 mostraron que debido a los nuevos enmallamientos de transmisión a 138 kV y al incremento de generación en las vecindades de Santo Domingo, salvo en algunas excepciones, se obtiene un límite de estabilidad igual o mayor que el límite de transporte efectivo, sin embargo para el 2002 en las líneas Palamara - Bonao II, Bonao II – Canabacoa, Palamara – Hainamosa, Hainamosa – AES Andrés y Hainamosa – Juan Dolio, aparece un límite de estabilidad restrictivo entre 80 MW y 100 MW.

3.4.2 Conclusiones sobre regulación primaria de frecuencia y bote de carga

• Se debe establecer un droop(%) promedio = 3,3% obteniéndose un efecto general de regulación de Requiv = 14,05% (Requiv de 0,0041 Hz/MW, o de 8,43 Hz/puMW) y un AFRC o β = 262 MW/Hz, β = 12,8 % MW/Hz).

• La acción de los botes de carga ante caídas severas y prolongadas de frecuencia debe planificarse e implementarse como un complemento a los controles primario y secundario de frecuencia y aplicables sólo como medida de respaldo en emergencia, que actúa en deficiencias severas de generación, que tienen como consecuencia una caída de frecuencia no controlable desde la regulación primaria y secundaria fundamental.





• Se deben programar las etapas de bote de carga definidas por el OC, las cuales son altamente efectivas en el caso de no tener instalada la regulación primaria programada.

• Se debe adoptar un plan de emergencia de botes de carga de menos pasos, los cuales resultan efectivos en la medida que se efectúa la estrategia de regulación primaria por ajuste del droop de los diferentes reguladores de frecuencia.

• Se deben repartir los botes de carga en zonas clasificadas según su prioridad de servicio, es decir perder primero cargas menos importantes y en etapas posteriores las que impliquen servicios prioritarios como los de salud, seguridad ciudadana, banca, etc.

• Sin embargo como la acción de la regulación primaria deja errores residuales de frecuencia negativa, se debe programar el estudio de implementar regulación secundaria activada con sobrecontroles PID o por la acción de un bien programado AGC (Automatic Generation Control) en el centro de despacho operativo. Este control secundario ordena un sobreturbinado en alguna de las centrales hasta anular todo error residual de frecuencia y garantizar así el mantenimiento de la frecuencia nominal del sistema (60 Hz).

Con propósitos ilustrativos sobre la variación de la frecuencia, se presentan las siguientes gráficas:





239.99191.97143.9695.93747.919-0.1000 [s]

0.872

-2.9660

-6.8043

-10.643

-14.481

-18.319

ITABO I: Speed Deviation in HzG Monte Rio A: Speed Deviation in HzJIGUEY II: Speed Deviation in HzVALDESIA I: Speed Deviation in HzPalamara: Speed Deviation in HzMONTECRISTI: Speed Deviation in HzPTO. PTA II: Speed Deviation in HzCEPP I: Speed Deviation in HzFALCÓN I: Speed Deviation in HzBARAHONA VAPOR: Speed Deviation in HzAES Andrés I: Speed Deviation in HzCSP 1: Speed Deviation in HzSUL 1: Speed Deviation in HzLOS MINA VI: Speed Deviation in Hz

ORGANISMO COORDINADOR - RD 86140800.dz

ESTUDIO DE ESTABILIDAD VARIACIÓN DE FRECUENCIA SIN REG. PRIMARIA - CON/SIN BOTE DE CARGA

Date: 9/24/2002

Annex: B.03.X.01 /1

DIg

SIL

EN

T

Variación de la Frecuencia con Bote de Carga

POTENCIA DE GENERACIÓN PERDIDA: 230 MW

Variación de la Frecuencia sin Bote de Carga





200.00159.98119.9679.93939.920-0.1000 [s]

0.109

-0.3719

-0.8532

-1.3346

-1.8159

-2.2972

ITABO I: Speed Deviation in HzG Monte Rio A: Speed Deviation in HzJIGUEY II: Speed Deviation in HzVALDESIA I: Speed Deviation in HzPalamara: Speed Deviation in HzMONTECRISTI: Speed Deviation in HzPTO. PTA II: Speed Deviation in HzCEPP I: Speed Deviation in HzFALCÓN I: Speed Deviation in HzBARAHONA VAPOR: Speed Deviation in HzAES Andrés I: Speed Deviation in HzCSP 1: Speed Deviation in HzSUL 1: Speed Deviation in HzLOS MINA VI: Speed Deviation in Hz


ESTUDIO DE ESTABILIDAD VARIACIÓN DE FRECUENCIA CON AUMENTO DE CARGA - SIN REG. PRIMARIA

Date: 9/24/2002

Annex: B.03.X.03 /1

DIg

SIL

EN

T

∆Pc = 40 MW

∆Hz = -2.3 Hz

Dc = 19.05 MW/Hz





24.99319.97414.9569.93704.9185-0.1000 [s]

0.044

-0.1496

-0.3432

-0.5369

-0.7305

-0.9241

ITABO I: Speed Deviation in HzG Monte Rio A: Speed Deviation in HzJIGUEY II: Speed Deviation in HzVALDESIA I: Speed Deviation in HzPalamara: Speed Deviation in HzMONTECRISTI: Speed Deviation in HzPTO. PTA II: Speed Deviation in HzCEPP I: Speed Deviation in HzFALCÓN I: Speed Deviation in HzAES Andrés I: Speed Deviation in HzCSP 1: Speed Deviation in HzSUL 1: Speed Deviation in Hz


ESTUDIO DE ESTABILIDAD VARIACIÓN DE FRECUENCIA CON REG. PRIMARIA CON\SIN BOTE DE CARGA

Date: 9/25/2002

Annex: B.03.X.05 /1

DIg

SIL

EN

T

RDcMW

HzPg 1

877.0230 +==

∆∆

Variación de frecuencia con Regulación Primaria y Bote de Carga. Con Regulación

Primaria, sin Bote de Carga ∆f = -0,877

Paso 1: 18 - 22 MW

Paso 2: 18 - 22 MW

Paso 3: 35 - 40 MW





4. ESTUDIO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SENI






En este estudio, se efectúa el planeamiento para la expansión del sistema de transmisión a 345 kV, a 138 kV y a 69 kV de República Dominicana siguiendo el enfoque y criterios suministrados por el OC y otros criterios nacionales o internacionales derivados de la experiencia que en este campo posee Mejía Villegas S.A, para obtener resultados correspondientes a la mejor alternativa técnica en cada año dentro de horizontes de corto, de mediano y de largo plazo desde el 2002 hasta el 2012, con el fin de determinar las obras que sean necesarias para que se genere, se transporte y se abastezca eficientemente la demanda del país y se preste un servicio con calidad, confiabilidad y estabilidad.

4.2 CRITERIOS BÁSICOS PARA EL PLANEAMIENTO

• Es criterio fundamental del ejercicio de planeamiento el de transportar la potencia generada y de abastecer los centros de demanda con los más altos índices de calidad, confiabilidad y estabilidad desde el año de inicio de los estudios, 2002, hasta un año en horizonte del largo plazo, propuesto para el 2012.

• La pauta general del planeamiento, trazada por criterios seguidos en muchos países y que se han ido acogiendo internacionalmente, se puede sintetizar como la consigna de que la planeación de la expansión de la transmisión se realice a corto, mediano y largo plazo mediante planes de expansión flexibles que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales, cumpliendo con los requerimientos de calidad, confiabilidad y estabilidad exigidos para una red moderna. Los proyectos propuestos en estos planes deberán ser técnica, ambiental y económicamente factibles y la demanda deberá ser atendida cumpliendo con criterios de uso eficiente de los recursos energéticos de República Dominicana.

• Los criterios que se aplicarán en la formulación de la estrategia de expansión de la transmisión en República Dominicana, se fundamentan en general en los criterios propios de la práctica internacional para estos casos. En particular se mantiene un equilibrio considerando que criterios de planeamiento muy flexibles y poco exigentes, resultan en un sistema posiblemente de menor costo y de más fácil financiamiento pero cuya calidad para el servicio puede resultar deficiente. Por otra parte, criterios de planeamiento muy estrictos resultarán en altos costos de expansión, pocas posibilidades de financiamiento oportuno y en sobreequipamiento del sistema. Entre estos dos extremos se situarán los criterios geográficos, de evaluación de la generación y la demanda, de expansión técnica y de financiamiento, que permitan proveer una estrategia que lleve a soluciones realizables y sostenibles para la expansión óptima de las redes de transmisión de República Dominicana.





• El criterio fundamental para una estrategia técnico-económica de planeamiento de transmisión debe contemplar simultáneamente elementos tales como los siguientes: (a) cubrimiento geográfico y demográfico lo más universal y equilibrado posible (b) estudio de las posibilidades reales de abastecimiento dentro de los escenarios de generación contemplados (c) previsión lo más exacta posible de la demanda de potencia y de su crecimiento (d) estrategia y modelo técnico financiero que proporcione redes con ausencia total de sobrecargas bajo cualquier circunstancia operativa (e) confiabilidad del suministro de energía para todas las regiones de República Dominicana, aún para las más alejadas (f) adecuada calidad del servicio con buenos niveles de tensión y de frecuencia y (g) posibilidades de financiamiento oportuno que permita implantar, sostener y desarrollar la expansión propuesta.

4.3 METODOLOGÍA PARA EL ESTUDIO DE EXPANSIÓN DE LA TRANSMISIÓN

El proceso general de planeamiento se ha separado en siguientes cuatro etapas o fases:

4.3.1 Proceso de evaluaciones fundamentales

Antes de iniciar el proceso de planeación propiamente dicho se requiere efectuar un paquete de cálculos fundamentales que constituyen los insumos básicos para todo el proceso, tales como:

− Información de redes actuales y proyectadas de Transmisión

− Despacho Económico de Generación

− Proyección de la Demanda

− Estado de la normatividad relacionada con expansión de la transmisión

− Evaluación de escenarios para la expansión de la generación

− Horizontes de planeación contemplados

4.3.2 Plan de Largo Plazo

Se considera un período de largo plazo que va desde el 2008 hasta el 2012, período en el que se siguen criterios de expansión exclusivamente estratégicos y de previsión general para horizontes lejanos.

En esta fase del planeamiento a largo plazo, el espacio observado es la red de todo el SENI, y la variable tiempo cubre todo el horizonte de planeación, llegando hasta la fecha más lejana del largo plazo en el año 2012.

Se efectúa un avance del estudio de largo plazo, con incrementos de tiempo (∆t) de 3 a 4 años.





Los modelos utilizados consisten en analizadores eficientes de flujos para una composición topológica primitiva, en la que cada mercado se modela con equivalentes lo más simplificados posibles, con equivalentes generación demanda en donde se puedan ir incorporando las principales conexiones troncales y los principales transformadores; de todas maneras no se puede perder el detalle y la forma general de la topología que cubre el país. La idea general es hacer una pasada de cálculos globalizantes en espacio y tiempo, de tipo nodal y con finalidades meramente estratégicas. El ejercicio propone refuerzos de transmisión convenientes en tamaño y fecha de entrada en operación hasta que toda la potencia generada llegue sin contratiempos hasta la demanda creciente.

La principal tarea de este ejercicio es verificar si el mercado de la demanda de República Dominicana cuenta en todo el tiempo de este horizonte de planeamiento, con ofertas suficientes de generación que siempre garanticen su abastecimiento sin sobrecarga y con confiabilidad de corte nacional. El segundo propósito de este ejercicio de largo plazo es el de formular las primeras estrategias técnico económicas del plan, definiendo la estrategia general de crecimiento de las redes a 138 kV y a 345 kV.

4.3.3 Plan de Mediano Plazo

Se considera un período de mediano plazo que va hasta desde el 2005 hasta el 2008, período en el que se siguen criterios de expansión detallados pero estratégicos y de previsión general de obras requeridas en transmisión.

En esta fase del planeamiento a mediano plazo, el espacio observado es cada región geográfica o zonas claramente diferenciables en República Dominicana.

Se efectúa un avance del estudio de mediano plazo, con incrementos de tiempo (∆t) de 2 años.

Los modelos utilizados consisten en analizadores detallados de flujos, de cortocircuito y de estabilidad para el suministro energético seguro desde los puntos de generación hasta las subestaciones donde se ubique la demanda proyectada.

El objetivo de estos estudios es el de tener una comprensión panorámica local de cada zona y global para todo el país a fin de determinar puntos de nuevas inyecciones de energía, nuevas subestaciones abastecedoras principales, componentes de transmisión y de transformación troncales regionales requeridos, junto con las fechas precisas para su correspondiente implementación. La red de República Dominicana se simula en su globalidad de componentes a 138 kV. Se destacan con alto énfasis puntos de abastecimiento, cargas alejadas y servidas por líneas radiales largas, consumos desagregados hasta un buen nivel de detalle, refuerzos especiales de transmisión, subestaciones importantes, etc. El planeamiento de esta etapa pretende buscar soluciones generales de tipo regional a intervalos de tiempo espaciados para cada dos años y garantizar un macroabastecimieto de calidad y de confiabilidad dentro de los criterios anteriormente especificados.





Los resultados obtenidos deben cumplir los principios estratégicos obtenidos en los estudios del largo plazo y se apoyan en ellos como su marco de referencia.

4.3.4 Plan de Corto Plazo

En este estudio se considera un período de corto plazo que va desde el 2002 hasta el 2005, período en el que se siguen criterios de expansión muy precisos y detallados.

En esta fase del planeamiento a corto plazo, el espacio observado es el correspondiente a cada sitio, ciudad o subestación específica de generación o de demanda de la energía en toda la República Dominicana. El mercado correspondiente debe ser altamente desagregado en sus componentes para realizar la gestión del abastecimiento desde fuentes primarias y la alimentación apropiada de su demanda. La región servida por el mercado bajo estudio se modela al máximo detalle.

Se efectúa un avance del estudio de corto plazo, con incrementos de tiempo (∆t) de 1 año.

Los modelos utilizados consisten en analizadores detallados de flujos, de estabilidad, de cortocircuito y de ingeniería económica.

El objetivo de estos estudios es el de recomendar las obras a implementar, escogidas como las mejores de entre distintas alternativas resultantes. Comprenden líneas para conexiones locales dentro de cada zona o para conexiones interregionales entre distintas zonas, refuerzos, nuevas subestaciones, nuevos transformadores, compensadores capacitivos, etc. La solución debe satisfacer todos los criterios fundamentales y complementarios: alivio de las sobrecargas, confiabilidad global y regional, buena regulación de tensiones, garantía de estabilidad, niveles aceptables de cortocircuito, aceptable relación Beneficio/Costo, definición de la funcionalidad y de la prioridad de los componentes, propuesta preliminar de un esquema adecuado de protecciones.

Los resultados obtenidos deben cumplir los principios estratégicos obtenidos en los estudios del largo y del mediano plazo que les sirven de marco de referencia técnico.

De estos resultados se debe deducir, después de una evaluación económica realista y actualizada, la alternativa más atractiva de expansión para República Dominicana, así como cronogramas de las obras y políticas de financiamiento e inversión que se deben adelantar con mayor urgencia; es la base para iniciar los diseños más inmediatos y así satisfacer efectivamente las necesidades del mercado de la energía eléctrica de todo el país. En síntesis, la Planificación de Corto Plazo propone las decisiones de refuerzos de la red de transmisión para un número restringido de soluciones y determina las fechas óptimas en que deben efectuarse dichos refuerzos, a fin de obtener una red técnicamente segura y más económica que cualquier otra.





4.4 PROYECCIÓN DE DEMANDA

La demanda proyectada por MVSA y utilizada en este estudio es la siguiente:

Potencia(MW)

2002 19192003 20492004 21922005 23392006 24862007 26432008 28092009 29862010 31752011 33372012 35072013 36862014 38742015 4071

Proyección MVSADemanda de potencia 2002-2015

AÑO

Tabla 1

4.5 PREVISIÓN DE GENERACIÓN PARA CUBRIR LA DEMANDA 2002 - 2012

Si a la generación actual con potencia disponible garantizada del orden de 1900 MW se le aumenta el valor correspondiente a la repotenciación de las centrales de Itabo, Haina y Los Mina por un total de 100 MW y se le suma la potencia de la nueva Central de Monte Río de 100 MW adicionales, se tendrá una generación al final de este año de 2100 MW, valor suficiente para abastecer con alguna holgura (5,6 %) la demanda neta proyectada del 2002 (1989 MW).

Para cubrir la demanda neta esperada para el 2012 (3616 MW) con una holgura aproximada al 9%, la capacidad instalada total en dicho año debe ser de 3940 MW, requiriéndose por lo tanto, una expansión adicional de generación en el período 2003 –2012 del orden de 1840 MW.

Para cumplir con esta expectativa ya se tienen los siguientes planes de generación:





Según información obtenida de los agentes, para este período se tiene definida la instalación de 600 MW, así: Para el 2003, se tiene prevista la instalación de la Central AES Andrés de 300 MW y Unión Fenosa ha reportado la intencionalidad de instalar en el 2007 una planta en Nigua cerca de Haina con un valor de 300 MW. De lo anterior se desprende que se requiere un nuevo programa de instalación de plantas con valor del orden de 1240 MW.

Ni el total de demanda ni el total de generación citados, incluyen la generación y demanda propia de Falconbridge, pero si incluyen el consumo propio de generación.

Para satisfacer este requerimiento adicional de generación de 1240 MW se efectuó una detallada evaluación de escenarios posibles para la expansión de la generación en República Dominicana en el seno del OC y posteriormente con asesoría de los agentes de generación. En esta evaluación se exploraron posibilidades de ampliaciones turísticas, industriales, de desarrollo urbano y rural, de desarrollo de la vialidad en el país y se ha llegado a configurar un mapa con posibilidades de ampliación de generación.

De esta evaluación se deduce que el potencial explorable de la generación se concentra en las regiones de Manzanillo (NO), Luperón (N), Arroyo Barril (NE), Punta Caucedo (SE), Isabela (Centro), Pizarrete (S), Azua (SO) y Barahona (SO). El potencial de generación, de tipo térmico a gas, a vapor o a base de plantas Diesel, explorable en 10 años, llega a valores del orden de 2000 MW.

En las ampliaciones en los horizontes de corto plazo (2005) y mediano plazo (2008) se han contemplado las siguientes tres posibilidades:

Generación 1: Instalación de 180 MW en Luperón, Zona Norte.

Generación 2: Instalación de 180 MW en Azua, Zona Sur

Generación 3: Instalación de 180 MW en Isabela, Zona Centro

Implantando estos tres proyectos de generación, se tiene un total adicional de 540 MW.

En las ampliaciones en el horizonte de largo plazo (2012) se han contemplado las siguientes tres posibilidades:

Generación 4: Central Manzanillo (350 MW), Zona Norte

Generación 5: Central Barahona sur (350 MW), Zona Sur

Generación 6: Central Arroyo Barril (350 MW), Zona Norte

Implantando dos de estos tres proyectos de generación, se tiene un total adicional de 700 MW, los cuales sumados a los 480 MW anteriores, dan el total requerido adicional de 1240 MW.

La expansión de generación descrita y propuesta tiene un carácter indicativo o de referencia y su propósito no es otro que enviar señales a los inversionistas en este





negocio, para que evalúen en detalle su viabilidad y oportunidad de acuerdo con la evolución real de la demanda y su atención en forma confiable.

En el Anexo se muestra un mapa donde aparecen ubicadas geográficamente las posibilidades de generación tenidas en cuenta en el estudio de expansión.

A continuación se muestra la curva generación – demanda para el horizonte del estudio.

Curva Generación - Demanda

1500

1700

1900

2100

2300

2500

2700

2900

3100

3300

3500

3700

3900

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Año

Dem

and

a (M

W)

Demanda bruta

Expansión Generación

Demanda neta





4.6 RESULTADOS PARA LA EXPANSIÓN DE LA RED

Año 2002

En la Tabla siguiente, se muestran las obras resultantes para el 2002.

Tensión Alta Delta Potencia Potencia Total

kV MW MWSanto Domingo Repotenciación Haina IV 138 14 64Santo Domingo Repotenciación Itabo II 138 48 73Santo Domingo Repotenciación Los Mina V 69 13 73Santo Domingo Repotenciación Los Mina VI 138 13 114Santo Domingo Repotenciación Itabo I 138 8 73

Sur Monte Río 138 100 100

Tensión Número DistanciakV Circuitos km

Este SPM – Romana 138 1 40.03Norte Smith Enron II 138 kV – Zona Franca Santiago 138 1 53.9

Santo Domingo Los Mina 6 – Timbeque 138 1 3.3Santo Domingo Villa Duarte – Timbeque 138 1 3.5

Sur Monte Río – Cruce San Juan 138 1 15

Tensión Delta Potencia Potencia Total

kV Mvar MvarNorte Zona Franca Santiago 138 50 50Norte Bonao 138 50 50

Santo Domingo Palamara 138 100 100

Zona Capacitor

Líneas de Transmisión

Zona Línea

Compensación Capacitiva

Tabla 2Proyectos para el plan de expansión

Corto Plazo - Año 2002

Zona Generador

Generación





Año 2003

En la Tabla siguiente, se muestran las obras propuestas para el 2003:


kV MW MWEste AES Andrés 138 300 300


EsteHainamosa – San Pedro de Macorís entrando a

AES Andrés 138 2 7

Este AES Andrés 138 kV – Central AES Andrés 138 1 13Santo Domingo Itabo - Haina 138 1 2.5

Sur Barahona Pueblo - Barahona 69 kV 69 1 0.5


kV MVA MVAEste AES Andrés 138/13,8 2x220 440Sur Barahona Carbón 138/69 45 90


kV Mvar MvarNorte Zona Franca Santiago 138 90 140Norte Canabacoa 69 30 30

Santo Domingo Palamara 138 50 150Santo Domingo Arroyo Hondo 69 2x20 40Santo Domingo Haina 69 2x20 40


Zona Capacitor



Zona Generador

Generación

Zona Transformador


Zona Línea

Transformación





Año 2004

En la Tabla siguiente, se muestran las obras resultantres para el 2004:


kV MW MWNorte Alternativa 1: Luperón 138 180 180


Sur San Juan - Dajabón 138 1 100Norte Luperón – Zona Franca Santiago 138 2 40Este Hainamosa - AES Andrés 138 1 25

Santo Domingo Embajador - Matadero 138 1 2.3


kV MVA MVANorte Luperón 138/13,8 220 220

Zona Transformador


Zona Línea

Transformación



Zona Generador

Generación





Año 2005

En la Tabla siguiente se muestran las obras resultantes para el 2005:


kV MW MWSur Alternativa 2: Azua 138 180 180


Sur Azua – Cruce San Juan 138 2 10


kV MVA MVASur Azua 138/13,8 220 220


kV Mvar MvarSanto Domingo Palamara 138 50 200


Zona Capacitor



Zona Generador

Generación

Zona Transformador


Zona Línea

Transformación





Año 2006



kV MW MWSanto Domingo Alternativa 3: Isabela 138 180 180


Santo Domingo Villa Mella - Isabela 138 1 3Santo Domingo Isabela - Arroyo Hondo 138 1 3Santo Domingo Julio Sauri - Palamara 138 2 13

Norte Gurabo – Julio Sauri 345 1 150


kV MVA MVASanto Domingo Isabela 138/13,8 220 220Santo Domingo Julio Sauri 345/138 300 300Santo Domingo Dajao 138/69/12.5 60 120Santo Domingo Haina 138/69/1 140 280

Norte Gurabo 345/138 300 300


Mediano Plazo - Año 2006

Zona Generador

Generación

Transformador


Zona Línea

Transformación

Zona





Año 2007



kV MW MWSanto Domingo Nigua 138 300 300


Norte Puerto Plata A – Puerto Plata B 69 1 1


kV MVA MVASanto Domingo Nigua 138/13,8 3x150 450

Sur Pizarrete 138/69 100 200Santo Domingo Palamara 138/69/1 140 280

Transformador


Zona Línea

Transformación

Zona



Zona Generador

Generación

Año 2008



Este San Pedro de Macorís II - San Pedro deMacorís 138 kV

138 1 6.13


kV Mvar MvarSanto Domingo Villa Duarte 138 20 20



Zona Capacitor



Zona Línea





Año 2012 – Alternativa 1

En la Tabla siguiente se muestran las obras resultantes para el 2012, según la Alternativa 1:


kV MW MWNorte Manzanillo 138 350 350Norte Arroyo Barril 138 350 350


Norte Gurabo - Monte Cristi 345 1 130Norte Arroyo Barril - Julio Sauri 345 1 115Norte Manzanillo - Monte Cristi 138 2 10Norte Arroyo Barril - Central Arroyo Barril 138 2 5

Santo Domingo Dajao - Hainamosa 138 1 7.5Santo Domingo Embajador - Matadero 138 1 2.3


kV MVA MVANorte Autotransformador Monte Cristi 345/138 300 300Norte Manzanillo 138/13,8 2x220 440Norte Autotransformador Arroyo Barril 345/138 300 300Norte Arroyo Barril 138/13,8 2x220 440Norte Zona Franca Santiago 138/69/1 140 280

Santo Domingo Bayaguana 138/69 14 14Santo Domingo CNP 138/69 80 160Santo Domingo Timbeque 138/69 125 250

Sur Cruce San Juan 138/69 90 180Sur Barahona Carbón 138/69 45 90


kV Mvar MvarSanto Domingo Palamara 69 200 200Santo Domingo Palamara 138 100 300Santo Domingo Villa Duarte 138 20 40


Zona Línea

Transformación


Zona Capacitor

TransformadorZona


Largo Plazo - Año 2012

Zona Generador

Generación

Alternativa 1: Arroyo Barril - Manzanillo








kV MW MWNorte Manzanillo 138 350 350Sur Barahona Sur 138 350 350


Norte Gurabo - Monte Cristi 345 1 130Norte Manzanillo - Monte Cristi 138 2 10

Santo Domingo Dajao - Hainamosa 138 1 7,5Santo Domingo Embajador - Matadero 138 1 2,3

Sur Barahona Sur - Cruce San Juan 138 2 20Sur Julio Sauri - Cruce San Juan 345 1 135Sur Cruce San Juan Barahona - Pizarrete 138 1 70


kV MVA MVANorte Autotransformador Monte Cristi 345/138 300 300Norte Manzanillo 138/13,8 2x220 440Norte Zona Franca Santiago 138/69/1 140 280


Sur Autotransformador Cruce San Juan Azua 345/138 300 300Sur Azua 138/13,8 2x220 440Sur Cruce San Juan 138/69 90 180Sur Barahona Carbón 138/69 45 90



Norte Zona Franca Santiago 138 140 280



Zona Generador

Generación

Alternativa 2: Manzanillo - Barahona Sur


Zona Capacitor

TransformadorZona


Zona Línea

Transformación








kV MW MWNorte Arroyo Barril 138 350 350Sur Barahona Sur 138 350 350


Norte Julio Sauri - Arroyo Barril 345 1 115Norte Arroyo Barril - Central Arroyo Barril 138 2 5

Santo Domingo Dajao - Hainamosa 138 1 7.5Santo Domingo Embajador - Matadero 138 1 2.3

Sur Barahona Sur - Cruce San Juan 138 2 20Sur Julio Sauri - Cruce San Juan 345 1 135Sur Cruce San Juan Barahona - Pizarrete 138 1 70


kV MVA MVANorte Autotransformador Monte Cristi 345/138 300 300Norte Manzanillo 138/13,8 2x220 440Norte Autotransformador Arroyo Barril 345/138 300 300Norte Arroyo Barril 138/13,8 2x220 440Norte Zona Franca Santiago 138/69/1 140 280


Sur Cruce San Juan 138/69 90 180Sur Barahona Carbón 138/69 45 90



Norte Zona Franca Santiago 138 140 280


Zona Línea

Transformación


Zona Capacitor

TransformadorZona



Zona Generador

Generación

Alternativa 3: Arroyo Barril - Barahona Sur





En el Anexo se presenta un plano con la red de transmisión propuesta para 2012.

4.7 PRESUPUESTO DE LAS OBRAS DE EXPANSIÓN

En la Tabla siguiente se presenta un resumen de las inversiones anuales que deben hacerse para ejecutar el plan de expansión propuesto según las tres alternativas previstas para el largo plazo.

Presupuesto Pérdidas Presupuesto Pérdidas Presupuesto PérdidasUSD MW USD MW USD MW

2002 22,313,641 50.21 22,313,641 50.21 22,313,641 50.21 20022003 15,030,359 62.03 15,030,359 62.03 15,030,359 62.03 20032004 23,782,470 51.71 23,782,470 51.71 23,782,470 51.71 20042005 9,617,742 41.83 9,617,742 41.83 9,617,742 41.83 20052006 54,736,975 42.63 54,736,975 42.63 54,736,975 42.63 20062007 12,632,163 45.01 12,632,163 45.01 12,632,163 45.01 20072008 2,099,293 46.25 2,099,293 46.25 2,099,293 46.25 20082009 58,885,521 61.39 64,226,664 63.99 60,012,245 66.86 20092010 20102011 48,179,062 61.39 52,549,088 63.99 49,100,927 66.86 20112012 2012Total 247,277,227 256,988,396 249,325,816

Corto plazoMediano plazoLargo plazo

Año

Alternativa 2 Alternativa 3

Tabla 12

Año

Alternativa 1

Resumen de presupuestos y pérdidas por año

4.8 CONCLUSIONES

4.8.1 Para el Corto Plazo

Generación

• Para suplir la demanda no atendida y con el objeto de tener una oferta disponible por encima de la creciente demanda, en el corto plazo (2002 – 2005) debe hacerse un significativo esfuerzo para instalar cerca de 860 MW, de los cuales 100 MW obedecen a repotenciaciones y los 760 MW restantes son plantas nuevas distribuídas así: A finales de 2002, deben quedar instalados 100 MW, correspondientes a la central Monte Río. En el 2003, se pone en marcha el proyecto AES Andrés en Punta Caucedo de 300 MW y en el 2004 y 2005 deben entrar en operación dos proyectos nuevos, cada uno de 180 MW.





• Con el fin de contar con generación en el área de influencia de los polos de desarrollo detectados en las zonas Norte, Sur, Este y Santo Domingo, se simularon tres alternativas para instalar nuevas plantas generadoras, así:

Alternativa 1: Instalación de 180 MW en Luperón, Zona Norte.

Alternativa 2: Instalación de 180 MW en Azua, Zona Sur

Alternativa 3: Instalación de 180 MW en Isabela, Zona Santo Domingo.

De las tres alternativas, se consideró que a finales del 2004 debe estar instalada la planta de Luperón, escogida por criterios de oportunidad, conexión, confiabilidad y soporte de tensiones; para el 2005 presenta mejores características la instalación de la opción en Azua.


• Se deben emprender proyectos que sean capaces de evacuar la generación adicional para que sea inyectada a la red interconectada y que refuercen la red de transmisión hacia los polos de desarrollo turístico, superando las restricciones técnicas en el transporte de la energía hacia los principales centros de consumo. Tal es el caso de las líneas a 138 kV San Pedro Macoris – Romana y Puerto Plata – Santiago, que se proponen estar instaladas a finales de 2002. Para atender los requerimientos de infraestructura en Santo Domingo, se contemplan los siguientes refuerzos a 138 kV: Los Minas VI –Timbeque II; Villa Duarte – Timbeque II, las cuales también deben estar en operación finalizando el 2002.

• Con la misma filosofía y teniendo en cuenta la entrada de los proyectos de generación previstos, deben construirse las siguientes interconexiones a 138 kV: entrada de la línea doble circuito Hainamosa – San Pedro de Macorís (existente) a la central AES Andrés y el refuerzo con una línea Hainamosa – AES Andrés, circuito sencillo de dos conductores por fase AES Andrés – Central AES Andrés, Luperón – Zona Franca Santiago, Cruce San Juan – Azua II y San Juan – Dajabón, esta última para cerrar el anillo entre las zonas norte - sur y para brindar estabilidad y confiabilidad al sistema.

• En el 2005 deben instalarse las siguientes líneas a 138 kV para atender la demanda en Santo Domingo: Itabo – Haina, Embajador – Matadero.

Transformación

Se deben instalar 970 MVA en capacidad transformadora, correspondientes a nuevas subestaciones.

Compensación reactiva





• Como se definió en el estudio de Regulación y Compensación Capacitiva, en el cual se indican justificativos, escenarios, sitios y las tamaños de la compensación capacitiva, en el período del 2002 al 2003 se deben instalar 450 Mvar repartidos en las zonas Norte (Canabacoa, La Vega, Zona Franca Santiago) y Santo Domingo (Palamara, Arroyo Hondo, Haina, La 40, km 10 ½).

• En este estudio se ve la necesidad de instalar otros 50 Mvar en la zona de Palamara, en el año 2005.

• En términos generales en el período del corto plazo, se presupuesta instalar 500 Mvar de compensación capacitiva distribuida en las zonas Norte y Santo Domingo.

4.8.2 Para el Mediano Plazo

Generación

• Se tiene prevista la entrada de las plantas generadoras en Isabela y en Nigua o equivalente en vecindades de Haina, cerca de Santo Domingo, para un total de 480 MW.

• Los puntos de generación fueron seleccionados estratégicamente para que inyecten generación a una red enmallada propuesta para este horizonte de planeación.


• Para el mediano plazo, se propone una columna vertebral del sistema de transmisión a 345 kV con la línea Julio Sauri - Gurabo, con la cual se busca garantizar buenas tensiones y menores pérdidas y darle un buen soporte a la red nacional de 138 kV y 69 kV.

• Para atender adecuadamente la demanda y para reforzar la transmisión de potencia en Santo Domingo, se tienen en cuenta las líneas Villa Mella – Isabela, Isabela – Arroyo Hondo y la línea de doble circuito Julio Sauri - Palamara a 138 kV.

Transformación

En este período 2006 – 2008, deben instalarse 1710 MVA en capacidad transformadora, de los cuales 670 MVA son requeridos en las nuevas plantas generadoras, 600 MVA para la entrada de la línea a 345 kV y 440 MVA por ampliación de las subestaciones Pizarrete, Palamara, Dajao y Haina.






Se deben instalar 20 Mvar adicionales a 138 kV, en la zona de Santo Domingo. El total requerido de compensación capacitiva a finales del 2008 llega a 520 Mvar.

4.8.3 Para el Largo Plazo

Generación

Se debe prever la instalación de 700 MW mediante el montaje de 2 plantas con base en las alternativas Norte – Sur o Norte – Este o Sur – Este. Para el estudio se eligió la opción Norte – Este. Este voluminoso paquete de generación de 700 MW exige y utiliza con alta eficiencia la red a 345 kV que cruza el país desde el Este hasta el Centro y hasta el Norte al final del período del largo plazo.


• Se propone seguir con la expansión de la transmisión a 345 kV, con la entrada de dos centrales entre las alternativas Manzanillo - Arroyo Barril, Manzanillo - Barahona Sur, Arroyo Barril – Barahona Sur. Así la red a 345 kV se hace más robusta y permite garantizar de una manera más adecuada, buenas tensiones y menores pérdidas, dando un buen soporte a la red nacional de 138 kV y 69 kV.

• Dado el crecimiento que se presenta para esta época en Santo Domingo, se proponen circuitos adicionales a 138 kV entre Dajao – Hainamosa, Embajador - Matadero.

Transformación

Se contempla la instalación de aproximadamente 1974 MVA necesarios en las subestaciones elevadoras, autotransformadores para reforzar la red de transporte y ampliación de transformación a 138 kV.


En las alternativas consideradas se debe instalar un paquete adicional de compensación capacitiva entre 300 Mvar y 400 Mvar, parte en la zona de Santo Domingo (65%) y parte hacia el Norte del País (35%). El total requerido de compensación capacitiva llega a finales del 2012 a un valor entre 820 Mvar y 920 Mvar.

CONVENCIONES:

OCÉANO ATLÁNTICO

HAIT

I

MAR CARIBE

MANZANILLO

LUPERÓN

BARAHONA

AZUA

HAINA

ISABELA

ARROYO BARRIL

AES ANDRÉS

CONVENCIONES:

SANTO DOMINGO

CONVENCIONES:

PLAN EXPANSIÓN GENERACIÓN

Estudios Eléctricos, de coordinación de protecciones y plantación

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