Informe de Identificación de la Red de Transmisión ... · A continuación se muestra un resumen de las cantidades de las instalaciones que resultaron de la ejecución de comparación

ENTE OPERADOR REGIONAL

San Salvador, 6 de Diciembre 2011

IDENTIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN REGIONALEl presente documento muestr

metodología establecida en el Reglamento del

Regional para identificar los elementos que conforman la RTR para el

año 2012.


San Salvador, 6 de Diciembre 2011

IDENTIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL

Para el año

2012

to muestra los resultados de la aplicación de la

metodología establecida en el Reglamento del Mercado Eléctrico

Regional para identificar los elementos que conforman la RTR para el


Para el año

2012 Informe

Final



CONTENIDO 1. RESUMEN EJECUTIVO

1.1 Generalidades ................................

1.2 Red de Transmisión Regional para el año 2012

2. MARCO REGULATORIO

2.1 Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central

2.2 Segundo Protocolo al Tratado Marco

2.3 Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

3. CONSIDERACIONES

3.1 Programas de simulación y bases de datos

3.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC) ................................

3.3 Enlace Extraregional con México

4. ELEMENTOS DE LA

4.1 Primer Paso. RTR Básica

4.2 Segundo Paso. Nodos de Control

4.3 Tercer Paso. RTR Preliminar

4.4 Cuarto Paso. Líneas que complementan la RTR Preliminar

4.5 Quinto Paso. Verificación por el EOR y OS/OM

5. ANEXO 1. LÍNEAS IMPEDANCIA CERO ................................

6. ANEXO 2. DIAGRAMASLA RTR 2012 ................................



EJECUTIVO ................................................................

................................................................................................

Red de Transmisión Regional para el año 2012 ................................

REGULATORIO ................................................................

Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central ........................

Segundo Protocolo al Tratado Marco ............................................................

Reglamento del Mercado Eléctrico Regional ................................

CONSIDERACIONES GENERALES ................................................................

Programas de simulación y bases de datos ................................

Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central ................................................................................................

Enlace Extraregional con México ................................................................

LA RTR PARA EL AÑO 2012 ................................

Primer Paso. RTR Básica ................................................................

Segundo Paso. Nodos de Control ................................................................

Tercer Paso. RTR Preliminar ................................................................

Cuarto Paso. Líneas que complementan la RTR Preliminar

Quinto Paso. Verificación por el EOR y OS/OM ................................

DE TRANSMISIÓN MODELADA CON ................................................................................................

DIAGRAMAS UNIFILARES DETALLADOS POR................................................................................................

IDENTIFICACIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2012

Página 2

..................................................... 3

................................... 3

............................................ 4

................................................... 8

........................ 8

............................ 8

................................................ 8

................................ 9

.................................................... 9

Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central ................................................... 10

................................. 10

.......................................... 10

.............................................. 10

.................................. 13

....................................... 23

Cuarto Paso. Líneas que complementan la RTR Preliminar .................... 55

........................................ 63

................................ 65

POR PASO DE ................................................ 66



1. RESUMEN EJECUTIVO 1.1 Generalidades

El presente resumen ejecutivo incorpora los resultados de la aplicación de los cinco pasos de la metodología establecida en el Anexo A del Libro III del RMER para la identificación de las instalaciones que conforman laaplicable para el año 2012 Los pasos que contempla la metodología son los siguientes:

a) Definición de la RTR básicaextra-regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la línea SIEPAC cuando ésta entre en servicio;

b) Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

c) La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio de líneas u otros elementos de transmisión;

d) Identificación de otras líneas que,determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

e) El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los para cumplir con los CCSD.



EJECUTIVO

El presente resumen ejecutivo incorpora los resultados de la aplicación de los pasos de la metodología establecida en el Anexo A del Libro III del

RMER para la identificación de las instalaciones que conforman laaplicable para el año 2012.

Los pasos que contempla la metodología son los siguientes:

Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la

línea SIEPAC cuando ésta entre en servicio; Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio de líneas u otros elementos de transmisión; Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los pasos “a-d” cuando estos se muestren necesarios para cumplir con los CCSD.


Página 3

El presente resumen ejecutivo incorpora los resultados de la aplicación de los pasos de la metodología establecida en el Anexo A del Libro III del

RMER para la identificación de las instalaciones que conforman la RTR,

a partir de las interconexiones regionales y regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la

Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará y a través de los cuales se establecerá la

interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales; La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio

por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR; El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los

d” cuando estos se muestren necesarios



1.2 Red de Transmisión Regional para el año 2012 A continuación se muestra un resumen de las cantidades de las instalaciones que resultaron de la ejecución de comparación con las contenidas en las bases de datos utilizaño 2012.

Línea de interconexión

Los Brillantes – Frontera Guatemala/México1

Moyuta – Ahuachapán15 de Septiembre – Agua

Caliente circuito 1 Prados – León I Amayo – Liberia

Río Claro – Progreso Cahuita – Changuinola

Tramo Línea SIEPAC

Aguacapa – AhuachapánGuatemala Norte – PanaluyaPanaluya – San Buenaventura

Ahuachapán – Nejapa circuito 15 de Septiembre – Nejapa

circuito 02 15 de Septiembre - Agua Caliente

circuito 02 Cajón – San Buenaventura

Amarateca – San BuenaventuraAgua Caliente – Sandino

Sandino – TicuantepeTicuantepe – Cañas

Cañas – Parrita Parrita - Palmar

Río Claro – Palmar Río Claro – Veladero

1 El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala Nombre en la BDD del PSS/E son 14forma parte de la RTR 2 Comprende el tramo: Torre “T” 3 Comprende el tramo: Torre “T” 4 De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta Sandino 5 De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta Sandino



Red de Transmisión Regional para el año 2012

A continuación se muestra un resumen de las cantidades de las instalaciones que resultaron de la ejecución de la metodología, para cada país de la región, en comparación con las contenidas en las bases de datos utilizadas, aplicable para el

Línea de interconexión Voltaje (kV) Países

Frontera 400

Guatemala hasta la México

Ahuachapán 230 Guatemala Agua

230 El Salvador

230 Honduras 230 Nicaragua

230 Costa Rica Changuinola 230 Costa Rica

Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países

Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala Panaluya 230 Guatemala

San Buenaventura 230 Interconexión Guatemala Nejapa circuito 02 230 El Salvador

Nejapa 230 El Salvador

Agua Caliente 230 Interconexión Honduras

San Buenaventura2 230 HondurasSan Buenaventura3 230 Honduras

Sandino4 230 Interconexión Honduras Ticuantepe5 230 Nicaragua

230 Interconexión Nicaragua 230 Costa Rica230 Costa Rica

230 Costa RicaVeladero 230 Interconexión Costa Rica

El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula, cuyos No. de Bus y

del PSS/E son 14319 y MX 400 respectivamente. El tramo en México de la línea no

Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 1. Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 2.

informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta

De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta


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A continuación se muestra un resumen de las cantidades de las instalaciones que la metodología, para cada país de la región, en

adas, aplicable para el

Países

Guatemala hasta la frontera con México

Guatemala – El Salvador

El Salvador - Honduras

Honduras - Nicaragua Nicaragua – Costa Rica

Costa Rica - Panamá Costa Rica - Panamá

Países

Interconexión Guatemala –El Salvador Guatemala

Interconexión Guatemala - Honduras El Salvador

El Salvador

Interconexión Honduras – El Salvador

Honduras Honduras

Interconexión Honduras - Nicaragua Nicaragua

Interconexión Nicaragua – Costa Rica Costa Rica Costa Rica Costa Rica

Interconexión Costa Rica - Panamá

México es Tapachula, cuyos No. de Bus y 319 y MX 400 respectivamente. El tramo en México de la línea no

informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta




El tramo de las líneas de interconexión en cada país debe considerarse como elementos adicionales a los presentados en las

Elemento de Transmisión

Nodos

Líneas de Transmisión

Transformadores de dos

devanados

Transformadores de tres

devanados


Nodos


Transformadores de tres devanados



El tramo de las líneas de interconexión en cada país debe considerarse como elementos adicionales a los presentados en las siguientes tablas resumen.

Guatemala Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2012

Nodos

400 1 1

230 22 16

138 16 0

69 170 0

Total 209 17


400 1 1

230 26 21

138 16 0

69 206 0

Total 249 22


devanados

400/230 1 1

230/138 1 0

230/69 5 0

138/69 3 0

Total 10 1


devanados

230/69/13.8 7 0

230/138/13.8 2 0

230/69/13.2 1 0

Total 10 0

El Salvador Elemento de Transmisión

Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2012

Nodos 230 3 3

115 28 14

Total 31 18


115 39 14

230 4 4

Total 43 18

Transformadores de tres devanados 230/115/46 6 6

Total 6 6


Página 5

El tramo de las líneas de interconexión en cada país debe considerarse como elementos

RTR Año




Nodos



devanados


devanados


Nodos



devanados


devanados



Honduras Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2012

Nodos

230 13 9

138 35 14

69 27 0

Total 75 23


230 24 17

138 41 19

69 24 0

Total 89 36


devanados

230/138 4 3

138/69 7 0

Total 11 3


devanados 230/138/13.8 2 2

Total 2 2

Nicaragua Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2012

Nodos

230 12 6

138 48 23

69 47 0

Total 107 29


230 12 11

138 49 24

69 38 0

Total 99 35


devanados 138/69 6 0

Total 6 0


devanados

230/138/13.8 9 7

138/69/13.8 3 0

138/69/14.4 1 0

Total 13 7


Página 6




Nodos


Autotransformadores


Nodos



devanados


devanados



Costa Rica Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total

BDD RTR Año

2012

Nodos 230 34 23

138 34 16

Total 68 39


230 46 36

138 40 19

Total 86 55

Autotransformadores 230/138/13.8 15 13

230/69/13.8 1 0

Total 16 13

Panamá Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año

2012

Nodos 230 23 20

115 41 15

Total 65 35


230 37 37

115 44 18

Total 81 55


devanados 230/115 1 1

Total 1 1


devanados

230/115/34.5 12 3

230/115/13.8 5 3

Total 17 6


Página 7

RTR Año



2. MARCO REGULATORIO 2.1 Tratado Marco del Mercado El

Articulo 12. Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán de libre acceso a los agentes del Mercado. Los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales serán aprobados por la CRIE, y los cargos por el uso y disponibilidad de las redes nacional, y no serán discriminatorios para su uso en función regional.

2.2 Segundo Protocolo al Tratado Marco

Artículo 4. Reformaadicionando un segu “Los sistemas interconectados nacionales de la región, que conjuntamente con las líneas de interconexión existentes y futuras entre los países miembros posibilitan las transferencias de energía y las transacciones en el MeEléctrico Regional, integran la red de transmisión regional”.

2.3 Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

Libro III Numeral 2. 2.1 Instalaciones que conforman la RTR 2.1.1 El EOR será el responsable de la

definición de la RTR, por medio del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional (SPTR). Con tal propósito realizará anualmente las tareas conducentes a identificar los componentes actuales y futuros de la RTR.

2.1.2 La RTR incluirá como mínimo las líneas de transmisión que vinculan a los

Países Miembros, los tramos en América Central de las interconexiones con países no miembros, las ampliaciones planificadas incluyendo las instalaciones de la línea SIEPAC y lasque resulten esenciales para cumplir con los objetivos que se establecen en el siguiente artículo.

2.1.3 La definición de la RTR es utilizada para:

a) Especificar los nodos desde los que se pueden presentar ofertas para transacciones de oportunidad en el MER o entre aquellos en los cuales se pueden declarar contratos regionales;

b) Identificar los nodos entre los cuales se pueden asignar DT y verificar la calidad de servicio;

c) Definir el conjunto mínimo de instalaciones obserEOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM;

d) Establecer y calcular los CURTR y los CVT.



REGULATORIO

Tratado Marco del Mercado Eléctrico de América Central

Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán de libre acceso a los agentes del Mercado. Los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales serán aprobados por la CRIE, y los cargos por el uso y disponibilidad de las redes nacionales serán aprobados por el ente regulador nacional, y no serán discriminatorios para su uso en función regional.

Segundo Protocolo al Tratado Marco

eformar el artículo 12 del Tratado del Mercado Eléctrico Regional, adicionando un segundo párrafo el que se leerá así:

“Los sistemas interconectados nacionales de la región, que conjuntamente con las líneas de interconexión existentes y futuras entre los países miembros posibilitan las transferencias de energía y las transacciones en el MeEléctrico Regional, integran la red de transmisión regional”.

Reglamento del Mercado Eléctrico Regional

2. “La Red de Transmisión Regional”

2.1 Instalaciones que conforman la RTR

El EOR será el responsable de la identificación y actualización de la definición de la RTR, por medio del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional (SPTR). Con tal propósito realizará anualmente las tareas conducentes a identificar los componentes actuales y futuros de la

La RTR incluirá como mínimo las líneas de transmisión que vinculan a los Países Miembros, los tramos en América Central de las interconexiones con países no miembros, las ampliaciones planificadas incluyendo las instalaciones de la línea SIEPAC y las instalaciones propias de cada país que resulten esenciales para cumplir con los objetivos que se establecen en el siguiente artículo.

2.1.3 La definición de la RTR es utilizada para: Especificar los nodos desde los que se pueden presentar ofertas para transacciones de oportunidad en el MER o entre aquellos en los cuales se pueden declarar contratos regionales; Identificar los nodos entre los cuales se pueden asignar DT y verificar la calidad de servicio; Definir el conjunto mínimo de instalaciones observables en las cuales el EOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM;Establecer y calcular los CURTR y los CVT.


Página 8

de América Central

Las redes de transmisión, tanto regionales como nacionales, serán de libre acceso a los agentes del Mercado. Los cargos por el uso y disponibilidad de las redes regionales serán aprobados por la CRIE, y los cargos por el uso y

nacionales serán aprobados por el ente regulador nacional, y no serán discriminatorios para su uso en función regional.

l artículo 12 del Tratado del Mercado Eléctrico Regional,

“Los sistemas interconectados nacionales de la región, que conjuntamente con las líneas de interconexión existentes y futuras entre los países miembros posibilitan las transferencias de energía y las transacciones en el Mercado

identificación y actualización de la definición de la RTR, por medio del Sistema de Planificación de la Transmisión Regional (SPTR). Con tal propósito realizará anualmente las tareas conducentes a identificar los componentes actuales y futuros de la

La RTR incluirá como mínimo las líneas de transmisión que vinculan a los Países Miembros, los tramos en América Central de las interconexiones con países no miembros, las ampliaciones planificadas incluyendo las

instalaciones propias de cada país que resulten esenciales para cumplir con los objetivos que se establecen

Especificar los nodos desde los que se pueden presentar ofertas para transacciones de oportunidad en el MER o entre aquellos en los cuales se

Identificar los nodos entre los cuales se pueden asignar DT y verificar la

vables en las cuales el EOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM;



2.2 Método de Identificación de las Instalaciones de la RTR 2.2.1 El método de identificación de la RTR contempla cinco (5) p

serán realizados por el EOR, en coordinación con los OS/OM, tal como se describe en el Anexo A:

a) Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones

regionales y extraincluyéndose la línea S

b) Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales;

c) La unión topológicamedio de líneas u otros elementos de transmisión;

d) Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

e) El EOR en coordinación coestudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los pasos “anecesarios para cumplir con los CCSD.

3. CONSIDERACIONES

Las consideraciones tomadas en cuenta en la aplicación de la metodología de identificación de la RTR para el año 2012 son las siguientes:

3.1 Programas de simulación y bases de datos

La numeración y los nombres para los elementos de la RTR, que se muestran en este documento, han sido tomados de la base de datos regional aplicables para el escenario generación y demanda hasta Es importante mencionar que en la base de datos del PSS/E hay líneas que se modelan con el criterio de "Impedancia Cero", estos elementos no son líneas de transmisión, sino que son dispositivos que sirven para unir dos buses en un mismo nivel de voltaje en una misma subestación, por lo que no deben considerarse como líneas de transmisión, ya que son elementos ficticios para propósitos de modelación de esquemas de barras. En el anexo I, se detallan estos elementos. La metodología para lque se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las simulaciones. Para la identificación de la RTR psiguiente:

a) El modelo de planeamiento ope



2.2 Método de Identificación de las Instalaciones de la RTR

2.2.1 El método de identificación de la RTR contempla cinco (5) pserán realizados por el EOR, en coordinación con los OS/OM, tal como se describe en el Anexo A:

Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y extra-regionales y de las Ampliaciones Planificadas, incluyéndose la línea SIEPAC cuando ésta entre en servicio;Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos Nacionales; La unión topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio de líneas u otros elementos de transmisión; Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos a los ya identificados en los pasos “a-d” cuando estos se muestren necesarios para cumplir con los CCSD.

CONSIDERACIONES GENERALES

tomadas en cuenta en la aplicación de la metodología de identificación de la RTR para el año 2012 son las siguientes:

Programas de simulación y bases de datos

La numeración y los nombres para los elementos de la RTR, que se muestran en este documento, han sido tomados de la base de datos regional

escenario de invierno del año 2012 con las actualizaciones de generación y demanda hasta diciembre de 2012.

Es importante mencionar que en la base de datos del PSS/E hay líneas que se modelan con el criterio de "Impedancia Cero", estos elementos no son líneas de transmisión, sino que son dispositivos que sirven para unir dos buses en un

nivel de voltaje en una misma subestación, por lo que no deben considerarse como líneas de transmisión, ya que son elementos ficticios para propósitos de modelación de esquemas de barras. En el anexo I, se detallan estos

La metodología para la identificación de la RTR, en su cuarto paso, establece que se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las simulaciones. Para la identificación de la RTR para el año 2012

El modelo de planeamiento operativo utilizado es el SDDP


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2.2.1 El método de identificación de la RTR contempla cinco (5) pasos, que serán realizados por el EOR, en coordinación con los OS/OM, tal como se

Definición de la RTR básica a partir de las interconexiones regionales y de las Ampliaciones Planificadas,

IEPAC cuando ésta entre en servicio; Identificación de los nodos de control, en los que cada OS/OM informará las transacciones al MER y a través de los cuales se establecerá la interfaz entre el MER y los Mercados Eléctricos

de los elementos identificados en (a) y (b) por

Identificación de otras líneas que, por los criterios de utilización determinados en el Anexo A, deban también incluirse en la RTR;

n los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrá añadir elementos

d” cuando estos se muestren

tomadas en cuenta en la aplicación de la metodología de

La numeración y los nombres para los elementos de la RTR, que se muestran en este documento, han sido tomados de la base de datos regional en PSS/E

con las actualizaciones de

Es importante mencionar que en la base de datos del PSS/E hay líneas que se modelan con el criterio de "Impedancia Cero", estos elementos no son líneas de transmisión, sino que son dispositivos que sirven para unir dos buses en un

nivel de voltaje en una misma subestación, por lo que no deben considerarse como líneas de transmisión, ya que son elementos ficticios para propósitos de modelación de esquemas de barras. En el anexo I, se detallan estos

a identificación de la RTR, en su cuarto paso, establece que se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las

ara el año 2012, se consideró lo

rativo utilizado es el SDDP



b) La base de datos regional del SDDP utilizada en la metodología, corresponde a la resultante del proceso drealizada por el Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO).

c) La Base de Datos en

las redes de transmisión nacionales y los datos de generación y demanda informadas por los OS/OM.

d) Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los

resultantes del Estudio Anual Indicativo Seguactualmente vigentes.

3.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

(SIEPAC)

En la identificación debases de datos los tramos y subestaciones de la línea cronograma disponible de puesta en servicio, informado oficialmente por la Empresa Propietaria de la Red (EPR

3.3 Enlace Extraregional con México

Se ha considerado la Interconexión extray México por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma parte de la RTR básica para el año 2012

4. ELEMENTOS DE

4.1 Primer Paso. RTR Básica

Los nodos a incluir en la RTR básica son los nodos y líneas que forman parte dlas interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV y los tramos de la línea SIEPAC que se encuentran en servicio y losoperación para el transmisión que formannacional de la región. Tabla 1. Nodos pertenecientes a la RTR Básica

País

Guatemala

6 Se aclara que físicamente existe un único nodo que corresppor motivos de modelación en la base de datos se han creado tres nodos 1126 (MOY231), y el 1129 (MOY-232).



La base de datos regional del SDDP utilizada en la metodología, corresponde a la resultante del proceso de actualización para el año 2012realizada por el Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO).

La Base de Datos en SDDP mencionada, contiene el detalle completo de las redes de transmisión nacionales y los datos de generación y demanda informadas por los OS/OM.

Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los resultantes del Estudio Anual Indicativo Segundo Semestre 2010, actualmente vigentes.

Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

En la identificación de la RTR para el año 2012, se incluyeron en los análisis y bases de datos los tramos y subestaciones de la línea SIEPAC, en base al último cronograma disponible de puesta en servicio, informado oficialmente por la Empresa Propietaria de la Red (EPR).

regional con México

Se ha considerado la Interconexión extra-regional entre los países de Guatemala México por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma

e la RTR básica para el año 2012.

DE LA RTR PARA EL AÑO 2012

. RTR Básica

os nodos a incluir en la RTR básica son los nodos y líneas que forman parte dlas interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV y los

de la línea SIEPAC que se encuentran en servicio y los año 2012. A continuación se listan los elementos

transmisión que forman parte de la RTR básica, para cada sistema eléctrico nacional de la región.

Tabla 1. Nodos pertenecientes a la RTR Básica

Nodo Voltaje

(kV) No. Bus (PSS/E)

Los Brillantes 400 9113 Moyuta6 230 1125 Aguacapa 230 1101

Guatemala Norte 230 1108

Panaluya 230 1710

Se aclara que físicamente existe un único nodo que corresponde a la Subestación Moyuta; sin embargo por motivos de modelación en la base de datos se han creado tres nodos 1126 (MOY


Página 10

La base de datos regional del SDDP utilizada en la metodología, e actualización para el año 2012,

realizada por el Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO).

SDDP mencionada, contiene el detalle completo de las redes de transmisión nacionales y los datos de generación y demanda

Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los ndo Semestre 2010,

Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central

, se incluyeron en los análisis y SIEPAC, en base al último

cronograma disponible de puesta en servicio, informado oficialmente por la

regional entre los países de Guatemala México por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma

os nodos a incluir en la RTR básica son los nodos y líneas que forman parte de las interconexiones existentes a niveles de tensión mayores de 115 kV y los

que entrarán en . A continuación se listan los elementos de

e la RTR básica, para cada sistema eléctrico

Nombre (PSS/E) LBR-400 MOY-231 AGU-230 GNO-231

PAN-230

onde a la Subestación Moyuta; sin embargo -230), 1125 (MOY-



País

El Salvador

Honduras

San Buenaventura

Nicaragua

Costa Rica

Panamá

7 La línea SIEPAC parte a la línea Cajón 8 La línea SIEPAC parte a la línea Cajón 9 En la Base de Datos del PSS/E para un nodo ficticio que representa la fronte10 En la Base de Datos del PSS/E para un nodo ficticio que representa la fronte11 De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta Sandino 12 De acuerdo a lo informado por el OS/OM de CRI el nombre de la subestación es Norte 13 En la Base de Datos del PSS/E para PAN, el nes un nodo ficticio que representa la fronte14 En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6500 (FRONTVELpero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es considerado. 15 En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6400 (FRONTCHA); pero este es un nodo ficticio que repconsiderado.



Nodo Voltaje


Ahuachapán 230 28161 15 de Septiembre 230 28181

Nejapa 230 28371

Agua Caliente 230 3301 Prados 230 3310

Amarateca7 230 3429 Cajón8 230 3032

San Buenaventura 230 3300

León I9 230 4403 Amayo10 230 4750 Sandino11 230 4402 Ticuantepe 230 4406

Liberia 230 50000

Río Claro 230 56050 56052

Cahuita 230 58350

Cañas 230 50050 50052

Parrita 230 54000

Palmar12 230 56100 56102

Progreso13 230 6014 Veladero14 230 6182

Changuinola15 230 6260

La línea SIEPAC parte a la línea Cajón – Amarateca circuito 2 a la altura de la Torre “TLa línea SIEPAC parte a la línea Cajón – Amarateca circuito 2 a la altura de la Torre “T”

/E para NIC, el nodo de interconexión es el 4407 (FNHun nodo ficticio que representa la frontera física entre HON y NIC, razón por la cual no es considerado.

/E para NIC, el nodo de interconexión es el 4408 (FNCun nodo ficticio que representa la frontera física entre NIC y CRI, razón por la cual no es considerado.


De acuerdo a lo informado por el OS/OM de CRI el nombre de la subestación es Palmar y no Palmar

E para PAN, el nodo de interconexión es el 6000 (FRONTER); pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es considerado.

En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6500 (FRONTVELpero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es

En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6400 (FRONTCHA); pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es


Página 11

Nombre (PSS/E)

AHUA-230 15SE-230 NEJA-230

AGC B624 PRD B618 AMT B605 CJN B601 SBV-230

LNI-230 AMY-230 SND-230 TCP-230

LIB230A RCL230A RCL230B CAH230

CAS230A CAS230B PAR230

PAL230A PAL230B

PRO230 VEL230 CHA230

Amarateca circuito 2 a la altura de la Torre “T” Amarateca circuito 2 a la altura de la Torre “T”

NH-230); pero este es HON y NIC, razón por la cual no es considerado.

NC-230); pero este es ra física entre NIC y CRI, razón por la cual no es considerado.


Palmar y no Palmar

odo de interconexión es el 6000 (FRONTER); pero este ra física entre CRI y PAN, razón por la cual no es considerado.

En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6500 (FRONTVEL); pero este es un nodo ficticio que representa la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es

En la base de datos del PSS/E para PAN, el nodo el nodo de interconexión es el 6400 (FRONTCHA); resenta la frontera física entre CRI y PAN, razón por la cual no es



Tabla 2. Líneas de interconexión pertenecientes a la RTR Básica.

Línea de interconexión

Los Brillantes – Frontera Guatemala/México16

Moyuta – Ahuachapán15 de Septiembre – Agua

Caliente circuito 1 Prados – León I Amayo – Liberia

Río Claro – Progreso Cahuita – Changuinola

Tabla 3. Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica

Tramo Línea SIEPAC

Aguacapa – AhuachapánGuatemala Norte – PanaluyaPanaluya – San Buenaventura

Ahuachapán – Nejapa circuito 15 de Septiembre – Nejapa

circuito 02 15 de Septiembre - Agua Caliente

circuito 02 Cajón – San Buenaventura

Amarateca – San BuenaventuraAgua Caliente – Sandino

Sandino – TicuantepeTicuantepe – Cañas

Cañas – Parrita Parrita - Palmar

Río Claro – Palmar Río Claro – Veladero

16 El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala Nombre en la BDD del PSS/E son 14forma parte de la RTR 17 Comprende el tramo: Torre “T” 18 Comprende el tramo: Torre “T” 19 De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta Sandino 20 De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta Sandino



Tabla 2. Líneas de interconexión pertenecientes a la RTR Básica.

Línea de interconexión Voltaje (kV) Países

Frontera 400


Ahuachapán 230 Guatemala Agua

230 El Salvador

230 Honduras 230 Nicaragua

230 Costa Rica Changuinola 230 Costa Rica

Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica.

Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países

Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala Panaluya 230 Guatemala

Buenaventura 230 Interconexión Guatemala Nejapa circuito 02 230 El Salvador

Nejapa 230 El Salvador

Agua Caliente 230 Interconexión Honduras

Buenaventura17 230 HondurasSan Buenaventura18 230 Honduras

Sandino19 230 Interconexión Honduras Ticuantepe20 230 Nicaragua

230 Interconexión Nicaragua 230 Costa Rica230 Costa Rica

230 Costa RicaVeladero 230 Interconexión Costa Rica

El nodo en México de la línea de Interconexión Guatemala – México es Tapachula, cuyos No. de Bus y

Nombre en la BDD del PSS/E son 14319 y MX 400 respectivamente. El tramo en México de la línea no

Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 1. Comprende el tramo: Torre “T” – San Buenaventura. Circuito 2. De acuerdo a lo informado por el OS/OM de NIC el nombre de la subestación es Sandino y no Planta



Página 12

Países


Guatemala – El Salvador

El Salvador - Honduras

Honduras - Nicaragua Nicaragua – Costa Rica

Costa Rica - Panamá Costa Rica - Panamá

Países

Interconexión Guatemala –El Salvador Guatemala

Interconexión Guatemala - Honduras El Salvador

El Salvador

Interconexión Honduras – El Salvador

Honduras Honduras

Interconexión Honduras - Nicaragua Nicaragua

Interconexión Nicaragua – Costa Rica Costa Rica Costa Rica Costa Rica

Interconexión Costa Rica - Panamá

México es Tapachula, cuyos No. de Bus y México de la línea no





4.2 Segundo Paso. Nodos de Control

El paso 2 de la metodología “Identificación de los nodos de control”, “Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la inyección/retiro de energía en forma independiente de otros nodos. Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial al sistema mallado. Cuando existan grandes comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al sistema mallado se pueden también incorporar a esta definición. Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más altos en cada país (ejemplo: 230 y 138kV, ó 230 y 115kV). La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de ene A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema eléctrico nacional de la región.



. Nodos de Control

El paso 2 de la metodología “Identificación de los nodos de control”, “Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la

o de energía en forma independiente de otros nodos.

Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial al sistema mallado. Cuando existan grandes usuarios con una capacidad comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al sistema mallado se pueden también incorporar a esta definición.

Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más altos en (ejemplo: 230 y 138kV, ó 230 y 115kV).

La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de ene

A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema eléctrico nacional de la región.


Página 13

El paso 2 de la metodología “Identificación de los nodos de control”, establece: “Los Nodos de Control en cada sistema eléctrico nacional son los nodos más cercanos eléctricamente al nodo terminal de una interconexión (sin incluirlo) donde los Agentes pueden hacer ofertas al MER, y el OS/OM puede controlar la

o de energía en forma independiente de otros nodos.

Estos nodos corresponden a los nodos donde un generador o un área del sistema compuesta por un conjunto de generadores y cargas, se conectan de forma radial

usuarios con una capacidad comprobada de controlar su demanda, los nodos donde estos se conecten al

Los Nodos de Control estarán limitados a los dos niveles de tensión más altos en

La identificación de los Nodos de Control será realizada examinando la topología de la ubicación de los generadores y puntos donde los Agentes puedan hacer ofertas al MER y puedan controlar la inyección/retiro de energía”.

A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema


Tabla 4. Nodos de control del sistema eléctrico de Guatemala

País Nombre

Voltaje (kV)

GUA Alborada 230

GUA Escuintla 230

GUA La

Esperanza 230

GUA San

Joaquín 230

GUA Siquinalá 230

GUA Tac Tic 230


Tabla 4. Nodos de control del sistema eléctrico de Guatemala

Nodo Observaciones Voltaje

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

1102 ALB-230 Recibe generación de forma radial de las plantas Enron, Sidegua, San José y Tampa.

1106 ESC-231

Es el nodo de control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión Moyuta 230 kV y Panaluya 230kV y recibe generación de radial de las plantas Escuintla y La Palma

1119 ESP-230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de Xacbal

1120 SJQ-230

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Aguacapa 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Arizona

1132 SIQ-230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de Magdalena 230 kV

1444 TIC-231 Recibe generación de forma radial de la planta

Chixoy 1448 TIC-232


Página 14

Recibe generación de forma radial de las plantas Enron, Sidegua, San José y Tampa. Es el nodo de control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión Moyuta 230 kV y Panaluya 230kV y recibe generación de forma radial de las plantas Escuintla y La Palma Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de

eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Aguacapa 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la generación de

Recibe generación de forma radial de la planta


Tabla 5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador

País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

SAL 5 de

Noviembre 115 27101

SAL Acajutla 115 2713127132

SAL Ahuachapán 115 27161

SAL Cerrón Grande

115 27171

SAL 15 de

Septiembre 115 27181

SAL Berlín 115 27211

SAL Soyapango 115 27301

SAL Santa Ana 115 27351

SAL Nejapa 115 27371

SAL Sonsonate 115 27411SAL Talnique 115 27481


Tabla 5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador

ObservacionesNo. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

27101 5NOV-115 Recibe generación en forma radial de la planta 5 de Noviembre

27131 ACAJ-115 Recibe generación en forma radial de la planta Duketambién se alimenta demanda desde este nodo.27132 DUKE-115

27161 AHUA-115

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán; también se alimenta demanda de este nodo

27171 CGRA-115 Recibe Generación de la planta Cerrón Grande, también se alimenta demanda desde este nodo.

27181 15SE-115

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión 15 de septiembre 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta 15 de septiembre, también se alimenta demanda desde este nodo.

27211 BERL-115 Recibe generación de la planta Berlín

27301 SOYA-115 Nodo que tiene demanda asociada y recibe Soyapango

27351 SANA-115 Recibe generación en forma radial de la planta Guajoyo y Planta HOLCIM. También se alimenta demanda desde este nodo

27371 NEJA-115 Recibe generación de las plantas NejapaTambién se alimenta demanda en este nodo

27411 SONS-115 Recibe generación de la planta CASSA, y tiene demanda asociada27481 TALN-115 Recibe generación de la planta Talnique


Página 15

Observaciones

Recibe generación en forma radial de la planta 5 de Noviembre

Recibe generación en forma radial de la planta Duke-Acajutla, también se alimenta demanda desde este nodo. Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán; también se alimenta demanda de este

Recibe Generación de la planta Cerrón Grande, también se alimenta

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión 15 generación de forma radial de la

planta 15 de septiembre, también se alimenta demanda desde este

Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la planta

Recibe generación en forma radial de la planta Guajoyo y Planta . También se alimenta demanda desde este nodo

Nejapa y Central El Ángel. También se alimenta demanda en este nodo. Recibe generación de la planta CASSA, y tiene demanda asociada Recibe generación de la planta Talnique


Tabla 6. Nodos de control del sistema eléctrico de Honduras

País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

HON Pavana 230 3034

HON LUFUSSA 230 3355

HON Cerro de

Hula 230 3544

HON Cañaveral 138 3029

HON Progreso 138 3038

HON Choloma 138 3049

HON Comayagua 138 3060

HON La Puerta 138 3078

HON Masca 138 3082


control del sistema eléctrico de Honduras


Nombre (PSS/E)

3034 PAV B620 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Prados, 230 kV y recibe de las plantas LUFUSSA Valle y LUFUSSA San Lorenzo

3355 LUT B622 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Agua Caliente, 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta LUFUSSA 3

3544 CDH B629 Nodo que tiene asociado generación y retiro, se conecta radialmente la planta Cerro de Hula

3029 CRL B501 Nodo que tiene asociado generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación Níspero, AMPAC y Río Blanco.

3038 PGR B509

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación de las plantas Ceiba Térmica, NACIONAL DE INGENIEROS, ECOPALSA, Las Cuyagualo, CAHSA, Coyoles Central.

3049 CHM B539 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta EMCE CHOLOMA

3060 CYG B536 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta La Esperanza y

3078 LPT B503 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas La Puerta, FORMOSA y Chumbagua

3082 MAS B544 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas Cuyamel, Cortesito y San Carlos


Página 16

Observaciones

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Prados, 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas LUFUSSA Valle y LUFUSSA San Lorenzo

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Agua Caliente, 230 kV y recibe generación de forma radial de la

Nodo que tiene asociado generación y retiro, se conecta radialmente

Nodo que tiene asociado generación y retiro. A este nodo se de las plantas Cañaveral,

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación de las plantas Ceiba Térmica, NACIONAL DE INGENIEROS, ECOPALSA, Las Glorias,

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta EMCE CHOLOMA Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente la planta La Esperanza y El Coyolar Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas La Puerta, PARK DALE, ENVASA

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas Cuyamel, Cortesito y San Carlos


País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

HON Río Lindo 138 3098

HON Santa Fe 138 3101

HON Térmica Sulzer

138 3122

HON Villa Nueva 138 3123

HON Agua Prieta 138 3204

Tabla 7. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua

País Nodo

Nombre Voltaje


NIC Planta

Nicaragua 230 4405

NIC San Martín 230 4410

NIC Planta

Sandino 230 4415

NIC Acahualinca 138 4300



Nombre (PSS/E)

3098 RLN B521 Recibe generación en forma radial de la planta Río Lindo

3101 SFE B505 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente las plantas Santa Fe

3122 TSZ B526 Nodo que tiene asociados generación y conecta radialmente la generación de Térmica Sulzer y Elcosa

3123 VNU B520 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de IHSA

3204 AGP B556 Recibe generación en forma radial de la planta Enersa

Tabla 7. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua


Nombre (PSS/E)

4405 PNI-230 Es el nodo de control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión León I 230 kV y Subestación Sandino, 230 kV y recibe generación de forma radial de Planta Nicaragua y

4410 SMARTIN-

230

Es el nodo de control eléctricamente más Interconexión Amayo 230 kV y recibe generación de forma radial de la Planta San Martín

4415 PSN-230 Recibe generación de forma radial de la Planta Sandino

4300 ACH-138 Recibe generación de la planta Las Brisas y Hugo Chávez I. También se alimenta demanda desde este nodo.


Página 17

Observaciones

radial de la planta Río Lindo Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se

Santa Fe y Tres Valles Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de Térmica Sulzer y Elcosa Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de IHSA Recibe generación en forma radial de la planta Enersa

Observaciones

control eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión León I 230 kV y Subestación Sandino, 230 kV y

Planta Nicaragua y AMFELS Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de Interconexión Amayo 230 kV y recibe generación de forma radial

Recibe generación de forma radial de la Planta Sandino

planta Las Brisas y Hugo Chávez I. También se alimenta demanda desde este nodo.


País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

NIC Benjamín Zeledón

138 4306

NIC Los Brasiles 138 4315

NIC León I 138 4316

NIC Managua 138 4317

NIC Masaya 138 4319

NIC Planta Santa

Bárbara 138 4329

NIC Sébaco 138 4331

NIC Tipitapa 138 4336

NIC San Jacinto

Tizate 138 4341



Nombre (PSS/E)

4306 BZN-138 Recibe generación de la planta Benjamín Zeledón. También se alimenta demanda desde este nodo.

4315 LBS-138 Recibe generación de las plantas Momotombo, Hugo Chávez II y Che Guevara ubicación Nagarote

4316 LNI-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente generación de la Planta Energética Corinto, Planta Moubicación León I

4317 MGA-138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente la generación deChe Guevara ubicación Managua

4319 MSY-138

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Amayo, 230 kV, recibe generación de forma radial de las plantas Che Guevara ubicación Masaya y de Generadora Central GESARSA

4329 PSB-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente de la planta Santa Bárbara

4331 SEB-138 Nodo que tiene demanda y recibe generación en forma radial de Planta Centroamérica, Planta La Reynaga y Pantasma

4336 TPT-138 Recibe generación en forma radial de la Planta Che Guevara ubicación Tipitapa

4341 SJT-138 Recibe generación en forma radial de la planta San Jacinto Power


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Observaciones

Recibe generación de la planta Benjamín Zeledón. También se

generación de las plantas Momotombo, Hugo Chávez II y

Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente generación de la Planta Energética Corinto, Planta Monterrosa y Che Guevara

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se Planta Managua y Planta

cercano al nodo de interconexión Amayo, 230 kV, recibe generación de forma radial de las plantas Che Guevara ubicación Masaya y de Generadora Central

Nodo que tiene demanda asociada y recibe radialmente generación

Nodo que tiene demanda y recibe generación en forma radial de Planta Centroamérica, Planta La Reynaga y Pantasma

Recibe generación en forma radial de la Planta Tipitapa Power y

Recibe generación en forma radial de la planta San Jacinto Power


Tabla 8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica

País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

CRI Cañas 138 50054

CRI Corobicí 230 50100

CRI Arenal 230

50200

CRI 50202CRI

Miravalle 230 50250

CRI 50252CRI 50253

CRI Mogote 230 50300

CRI Barranca 230 50350

CRI Ciudad

Quezada 230 50650

CRI Toro 230 50700

CRI Peñas

Blancas 230 50800

CRI Garabito 230 50900

CRI Cariblanco 230 5095050952


Tabla 8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica


Nombre (PSS/E)

50054 CAS138 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Cañas, 230 kV y recibe generación de forma radialEl Viejo; también tiene asociado retiro

50100 COR230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de JM Dengo y el Sandillal

50200 ARE230A Recibe generación de las plantas Arenal, Tejona, PESA y Aeroenergía 50202 ARE230B

50250 MIR230A Recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los Negros y Canalete 50252 MIR230B

50253 MI3230

50300 MOG230 Recibe generación de forma radial de las planta

50350 BAR230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de la Planta Barranca

50650 CQU230 Nodo que tiene asociados generación y retiro

50700 TOR230 Recibe generación de la planta Toro, también tiene asociado retiro.

50800 PBL230 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de la Planta Peñas Blancas

50900 GAB230 Recibe generación de forma radial de la planta Garabito

50950 CAR230A Recibe generación de la planta Cariblanco

50952 CAR230B


Página 19

Observaciones

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Cañas, 230 kV y recibe generación de forma radial de

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de JM Dengo y el Sandillal

Recibe generación de las plantas Arenal, Tejona, PESA y

Recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los

Recibe generación de forma radial de las planta Mogote

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de la Planta Barranca

Nodo que tiene asociados generación y retiro

Recibe generación de la planta Toro, también tiene asociado retiro.

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Este nodo recibe generación de forma radial de la Planta Peñas Blancas

Recibe generación de forma radial de la planta Garabito

Recibe generación de la planta Cariblanco


País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

CRI Pailas 230 51150

CRI La Caja 230

53000

CRI 53002

CRI Pirrís 230 54250

CRI Lindora 230

53050

CRI 53052

CRI Venecia 230 50750

CRI La Caja 138

53004

CRI 53006

CRI Colima 138 53654

CRI Concavas 138 53754

CRI Río Macho 138 53854



Nombre (PSS/E)

51150 PAI230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe radialmente generación de la planta Pailas. También tiene asociada carga.

53000 CAJ230A Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta radialmente algunas unidades de la planta San Antonio

53002 CAJ230B

54250 PIR230 Nodo que tiene asociados generación. Se conecta radialmente la generación de la planta Pirrís

53050 LIN230A Nodo que tiene asociada generación y carga

53052 LIN230B

50750 VEN230 Recibe generación de la planta Toro 3.

53004 CAJ138A Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se conectan radialmente Garita, Naranjo, Coco, Poa y

53006 CAJ138B

53654 COL138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta radialmente la generación de la planta Colima

53754 COV138 Nodo que tiene asociados generación y retiro.

53854 RMA138 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Río Claro, 230 kV, recibe generación de forma radial de la planta Río Macho y tiene demanda asociada


Página 20

Observaciones

Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe radialmente generación de la planta Pailas.

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta radialmente algunas unidades de la planta San Antonio

Nodo que tiene asociados generación. Se conecta radialmente la

generación y carga

Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se conectan radialmente Garita, Naranjo, Coco, Poa y San Antonio

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta radialmente la generación de la planta Colima

Nodo que tiene asociados generación y retiro.

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Río Claro, 230 kV, recibe generación de forma radial de la planta Río Macho y tiene demanda asociada


País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

CRI Cachí 138 58004

58006

CRI Angostura 138 5810458106

CRI Trapiche 138 58154

CRI Moín 138 583045830558306

Tabla 9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.

País Nodo

Nombre Voltaje


PAN Panamá II 230 6003

PAN Chorrera 230 6005

PAN Mata de Nance

230 6011



Nombre (PSS/E)

58004 CAC138A Recibe generación de las plantas Cachí y La Joya

58006 CAC138B 58104 ANG138A

Recibe generación de forma radial de las planta Angostura58106 ANG138B

58154 TRA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente Leesville y El General

58304 MOI138A Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se radialmente la planta Moín. 58305 MOI138B

58306 MOI138C

Tabla 9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.


Nombre (PSS/E)

6003 PANII230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación de las plantas Bayano, COPESA y Pacora

6005 CHO230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la planta Pan-am

6011 MDN230 Nodo que tiene asociados centros de demanda y generación. Recibe generación de las plantas La Estrella, Los Valles, Mendre, Algarrobos, Paso Ancho, Cochea y Concepción.


Página 21

Observaciones

plantas Cachí y La Joya

Recibe generación de forma radial de las planta Angostura

Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se radialmente Leesville y El General

Nodo que tiene asociados generación y retiro. Se conecta

Observaciones

Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación de las plantas Bayano, COPESA y Pacora

asociados generación y demanda. A este nodo se

Nodo que tiene asociados centros de demanda y generación. Recibe generación de las plantas La Estrella, Los Valles, Mendre,

Paso Ancho, Cochea y Concepción.


País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

PAN La

Esperanza 230 6263

PAN Baitún 230 6330

PAN Boquerón III 230 6380

PAN Fortuna 230 6096

PAN Guasquitas 230 6179

PAN Panamá 115 6002

PAN Las Minas 1 115 6059

PAN Las Minas 2 115 6060

PAN Cemento Panamá

115 6170

PAN Cativá 115 6270

PAN Cativá II 115 6290



Nombre (PSS/E)

6263 ESP230 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Changuinola 230 KV y tiene asociados centros de demanda y generación. Recibe generación de la planta Changuinola.

6330 BAI230 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y recibe radialmente generación de la planta Baitún y Bajo de Mina

6380 BOQIII230 Recibe radialmente generación de las plantas Pedregalito y Macano.

6096 FOR230 Recibe radialmente generación de la planta Fortuna

6179 GUA230 Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Veladero 230 kV; recibe radialmentelas plantas Estí, Gualaca, Prudencia y Lorena.

6002 PAN115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de Planta Panamá

6059 LM1115 Recibe radialmente generación de la planta Las Minas 1

6060 LM2115 Recibe radialmente generación de la planta Las Minas 2

6170 CPA115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación de la planta El Giral

6270 CAT 115 Recibe radialmente generación de la planta Cativ

6290 CAT II 11 Recibe radialmente generación de la planta Termo Colón


Página 22

Observaciones

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Changuinola 230 KV y tiene asociados centros de

Recibe generación de la planta Changuinola.

Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y recibe radialmente generación de

las plantas Pedregalito y Macano.

Recibe radialmente generación de la planta Fortuna Es el nodo de control eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Veladero 230 kV; recibe radialmente generación de las plantas Estí, Gualaca, Prudencia y Lorena. Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente la generación de Planta Panamá

generación de la planta Las Minas 1

Recibe radialmente generación de la planta Las Minas 2

Nodo que tiene asociados generación y demanda. Recibe generación

Recibe radialmente generación de la planta Cativá

Recibe radialmente generación de la planta Termo Colón



4.3 Tercer Paso. RTR Preliminar

La RTR preliminar es el conjunto formado por los nodos y líneas de los pasos anteriores y las líneas y nodos intermedios que los unen mediante el camino eléctrico más corto (menor impedancia) en cada nivel de tensión. La preliminar debe ser continua desde Panamá hasta Guatemala. En este paso, para conectar los nodos de control a la red básica se escoge un nodo de control a la vez, en cada oportunidad el más cercano a la red básica. Al comienzo, los nodos de la intermedida que se agregan conexiones de los nodos de control a ellos, la red básica se va internando en los sistemas eléctricos nacionales. Para obtener el camino eléctrico más corto se realizaron corridas de se colocó una carga en los nodos de la RTR básica y un generador en el nodo de control en evaluación, se escogió el escenario de menor pérdida y se siguió la ruta por la que se desplaza el mayor porcentaje de flujo de potencia. Los elementos de transmisión que se encontraron en esta ruta, son los que se consideran como parte de la RTR preliminar. Luego se revisó que la RTR fuese continua, si no era el caso se procedió a unirla por el camino eléctrico más corto, de la siguiente forma:

a) Se colocó una carga en el nodo de control en análisis y un generador en otro nodo de control

b) Luego se intercambió la carga y el generador entre los nodos de control en análisis

c) De los escenarios anteriores, se seleccionó el escenario que presenta la menor pérdida de potencia

d) Si existen más nodos de control a los cuales puede conectarse el nodo de control en análisis, se repitieron los pasos indicados en los literales del (a) al (c), para cada una de las posibles opciones

e) Se seleccionaron los elementos de tranmenores pérdidas de todas las identificadas hasta el literal (d) anterior.

Adicionalmente, en los casos donde existen elementos en paralelo, se consideró que el conjunto de tales elementos conforma la ruta de menor tramo. A continuación se listan los elementos de transmisión que se consideran parte de la RTR preliminar, para cada sistema eléctrico nacional de la región.



Tercer Paso. RTR Preliminar

La RTR preliminar es el conjunto formado por los nodos y líneas de los pasos anteriores y las líneas y nodos intermedios que los unen mediante el camino eléctrico más corto (menor impedancia) en cada nivel de tensión. La preliminar debe ser continua desde Panamá hasta Guatemala.

En este paso, para conectar los nodos de control a la red básica se escoge un nodo de control a la vez, en cada oportunidad el más cercano a la red básica. Al comienzo, los nodos de la interconexión son los límites de la red básica, pero a medida que se agregan conexiones de los nodos de control a ellos, la red básica se va internando en los sistemas eléctricos nacionales.

Para obtener el camino eléctrico más corto se realizaron corridas de se colocó una carga en los nodos de la RTR básica y un generador en el nodo de control en evaluación, se escogió el escenario de menor pérdida y se siguió la ruta por la que se desplaza el mayor porcentaje de flujo de potencia. Los

e transmisión que se encontraron en esta ruta, son los que se consideran como parte de la RTR preliminar.

Luego se revisó que la RTR fuese continua, si no era el caso se procedió a unirla por el camino eléctrico más corto, de la siguiente forma:

colocó una carga en el nodo de control en análisis y un generador en otro nodo de control Luego se intercambió la carga y el generador entre los nodos de control

De los escenarios anteriores, se seleccionó el escenario que presenta la rdida de potencia

Si existen más nodos de control a los cuales puede conectarse el nodo de control en análisis, se repitieron los pasos indicados en los literales del (a) al (c), para cada una de las posibles opciones Se seleccionaron los elementos de transmisión de la ruta que presentó las menores pérdidas de todas las identificadas hasta el literal (d) anterior.

Adicionalmente, en los casos donde existen elementos en paralelo, se consideró que el conjunto de tales elementos conforma la ruta de menor tramo. A continuación se listan los elementos de transmisión que se consideran parte de la RTR preliminar, para cada sistema eléctrico nacional de la región.


Página 23

La RTR preliminar es el conjunto formado por los nodos y líneas de los pasos anteriores y las líneas y nodos intermedios que los unen mediante el camino eléctrico más corto (menor impedancia) en cada nivel de tensión. La RTR

En este paso, para conectar los nodos de control a la red básica se escoge un nodo de control a la vez, en cada oportunidad el más cercano a la red básica. Al

conexión son los límites de la red básica, pero a medida que se agregan conexiones de los nodos de control a ellos, la red básica

Para obtener el camino eléctrico más corto se realizaron corridas de flujo en DC, se colocó una carga en los nodos de la RTR básica y un generador en el nodo de control en evaluación, se escogió el escenario de menor pérdida y se siguió la ruta por la que se desplaza el mayor porcentaje de flujo de potencia. Los

e transmisión que se encontraron en esta ruta, son los que se

Luego se revisó que la RTR fuese continua, si no era el caso se procedió a unirla

colocó una carga en el nodo de control en análisis y un generador en

Luego se intercambió la carga y el generador entre los nodos de control

De los escenarios anteriores, se seleccionó el escenario que presenta la

Si existen más nodos de control a los cuales puede conectarse el nodo de control en análisis, se repitieron los pasos indicados en los literales del

smisión de la ruta que presentó las menores pérdidas de todas las identificadas hasta el literal (d) anterior.

Adicionalmente, en los casos donde existen elementos en paralelo, se consideró que el conjunto de tales elementos conforma la ruta de menor impedancia del tramo. A continuación se listan los elementos de transmisión que se consideran parte de la RTR preliminar, para cada sistema eléctrico nacional de la región.


Tabla 10. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala

País Nodo

Nombre Voltaje


GUA Los Brillantes 230 1110

GUA

Guatemala Sur 230 1109

Guatemala Este 230 1107

Moyuta 230 1126 Moyuta 230 1129

Tabla 11. Líneas de transmisión que forman parte de la

País Nodo desde

Nombre No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA San Joaquín 1120 SJQ-230

GUA Alborada 1102 ALB-230


Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala

Observaciones Nombre (PSS/E)

LBR-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el de control Esperanza 230 kV (1119) al nodo de RTR básica Los Brillantes 400 kV (1128)

GSU-231

Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR conectar los nodos Moyuta 230 KV (1125) y Escuintla 230 KV(1106)

GES-231

MOY-230 MOY-232

Tabla 11. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala. Línea de Transmisión

Nodo hacia Voltaje

(kV) Id Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Aguacapa 1101 AGU-230 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control San Joaquín 230 kV (1102) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).

San Joaquín 1120 SJQ-230 230 1

Tramo que forma parte de menor impedancia que conecta el nodo de control Alborada 230 kV (1102) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).


Página 24

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo (1119) al nodo de RTR básica Los Brillantes

Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para conectar los nodos Moyuta 230 KV (1125) y Escuintla 230 KV(1106)

Comentario

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control San Joaquín 230 kV (1102) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101). Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Alborada 230 kV (1102) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

GUA Escuintla

1106 ESC-231

1106 ESC-231

GUA Siquinalá 1132 SIQ-230

GUA Esperanza 1119 ESP-230

GUA

Tac Tic 1444 TIC-231

Tac Tic 1448 TIC-232

GUA Siquinalá 1132 SIQ-230

GUA Escuintla 1106 ESC-231


Línea de Transmisión Nodo hacia

Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus

(PSS/E) Nombre (PSS/E)

Alborada

1102 ALB-230 230 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Escuintla 230 kV (1106) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).

1102 ALB-230 230 2

Escuintla 1106 ESC-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Siquinalá 230 kV (1132) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101).

Los Brillantes

1110 LBR-231 230 1

Tramo que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Esperanza 230 kv (1119) al nodo de RTR básica Los Brillantes 400 kV (1128)

Guatemala Norte

1108 GNO-231 230 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Tac Tic 230 kV (1444 y 1448) al nodo de la RTR básica Guatemala Norte (1108)

Guatemala Norte

1108 GNO-231 230 1

Los Brillantes

1110 LBR-231 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

Guatemala Sur

1109 GSU-231 230 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para


Página 25

Comentario

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Escuintla 230 kV (1106) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101). Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el

de control Siquinalá 230 kV (1132) al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV (1101). Tramo que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Esperanza 230 kv (1119)

nodo de RTR básica Los Brillantes 400 kV (1128) Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Tac Tic 230 kV (1444 y 1448) al nodo de la RTR

Guatemala Norte (1108) Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

Escuintla 1106 ESC-231

Guatemala Sur

1109 GSU-231

Guatemala Este

1107 GES-231

Moyuta 1129 MOY-232

Moyuta 1126 MOY-230

GUA Guatemala

Este 1107 GES-231

Tabla 12. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

País Subestación

Nodo desde No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

GUA Los

Brillantes21 1128 LBR-400

21 En los Brillantes se encuentran instalados 3 Autotransformadores de 3 devanados 400/230/13.8 kV monofásicos de 75 MVA cada uno. Actualmente se encuentra modelado en la base de datos regional según la Tabla 12.



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus


Guatemala Sur

1109 GSU-231 230 2 conectar los nodos Moyuta 230 KV (1125) y Escuintla 230 KV(1106)

Guatemala Este

1107 GES-231 230 1

Moyuta 1129 MOY-232 230 1

Moyuta 1126 MOY-230 230 2

Moyuta 1125 MOY-231 230 1

Guatemala Norte

1108 GNO-231 230 1 Tramos de la para hacer la RTR continua

12. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.Transformador de tres devanados

Nodo hacia Voltaje

(kV) Nombre ComentarioNo. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

1110 LBR-231

400/230 LBR-T42

Transformador que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Esperanza 230 kv (1119) al nodo de RTR básica Los Brillantes 400 kV (1128)

s 3 Autotransformadores de 3 devanados 400/230/13.8 kV monofásicos de 75 MVA cada uno. Actualmente se encuentra modelado


Página 26

Comentario

conectar los nodos Moyuta 230 KV (1125) y Escuintla 230 KV(1106)

Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

12. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.

Comentario

Transformador que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control

kv (1119) al nodo de RTR básica Los Brillantes 400 kV (1128)

s 3 Autotransformadores de 3 devanados 400/230/13.8 kV monofásicos de 75 MVA cada uno. Actualmente se encuentra modelado


Tabla 13. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

País Nodo

Nombre Voltaje


SAL San

Antonio Abad

115 27361 SANT

Tabla 14. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de

País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

SAL Cerrón Grande

27171 CGRA-115

27171 CGRA-115

SAL 5 de

Noviembre 27101 5NOV-115


Tabla 13. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.


SANT - 115 Nodo necesario para conectar el nodo de control Talnique 115. kV (27481) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

14. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador. Línea de Transmisión Nodo hacia

Voltaje (kV)

Id Nombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Nejapa

27371 NEJA-115 115 1 Tramo que forma parte de menor impedancia que conecta el nodo de control Cerrón Grande 115 kV (27171) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

27371 NEJA-115 115 2

Cerrón Grande

27171 CGRA-

115 115 1

Tramo de menor impedancia que conecta el nodo de control 5 de Noviembre 115 kV (27101) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).


Página 27

Nodo necesario para conectar el nodo de control Talnique 115. kV (27481) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

Comentario

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Cerrón Grande 115 kV (27171) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371). Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control 5 de Noviembre 115 kV (27101) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

SAL Soyapango 27301 SOYA-115

SAL

Talnique 27481 TALN-115

San Antonio Abad

27361 SANT-115

SAL Sonsonate 27411 SONS-115

SAL Acajutla

27131 ACAJ-115

27131 ACAJ-115



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus


Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor el nodo de control Soyapango 115 kV (27301) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

San Antonio 27361 SANT-

115 115 1

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de Talnique 115 kV (27481) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

Nejapa 27371 NEJA-115 115 1

Ahuachapán 27161 AHUA-

115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor el nodo de control Sonsonate 115 kV (27411) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV (28161)

Sonsonate

27411 SONS-115 115 1 Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo Acajutla 115 kV (27131) y DUKE 115 kV (27132) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV (28161)

27411 SONS-115 115 2


Página 28

Comentario

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Soyapango 115 kV (27301) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).

Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Talnique 115 kV (27481) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371). Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Sonsonate 115 kV (27411) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV (28161) Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Acajutla 115 kV (27131) y DUKE 115 kV (27132) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV (28161)


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

SAL Santa Ana 27351 SANA-115

SAL Berlín 27211 BERL-115

Tabla 15. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

País Subestación

Nodo desde

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

SAL Nejapa 28371 NEJA-230 27371

28371 NEJA-230 27371



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus


Ahuachapán 27161 AHUA-

115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor el nodo de control Santa Ana 115 kV (27351) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV (28161)

15 de Septiembre

27181 15SE-115 115 1

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo (27211) al nodo de la RTR básica 15 de Septiembre 230 kV (28181)

15. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.Transformador de tres devanados

Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) Voltaje (kV)


Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

27371 NEJA-115 24371 NEJA-46 230/115

/46 NEJA_TR

27371 NEJA-115 24371 NEJA-46 230/115

/46 NEJA_TR


Página 29

Comentario

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Santa Ana 115 kV (27351) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kV (28161)

Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Berlín 115 kV (27211) al nodo de la RTR básica 15 de Septiembre 230 kV (28181)

15. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.

Comentario

Conecta el Nodo de Control Nejapa 115 kV (27371) al nodo de la RTR básica Nejapa 230 kV (28371).


País Subestación

Nodo desde

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

SAL 15 de

Septiembre

27181 15SE-115 28181

27181 15SE-115 28181

SAL Ahuachapán 28161 AHUA-230 27161

28161 AHUA-230 27161

Tabla 16. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema

País

Nodo

Nombre Voltaje (Kv)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON Progreso 230 3095 PGR B603

HON Suyapa 230 3033

SUY B612

138 3030 SUY B515


Transformador de tres devanados

Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) Voltaje (kV)


Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

28181 15SE-230 24182 15SE-46 230/115

/46 INTER 3

28181 15SE-230 24182 15SE-46 230/115

/46 INTER 4

27161 AHUA-115 24161 AHUA-

46 230/115

/46 INTER 1

27161 AHUA-115 24161 AHUA-

46 230/115

/46 INTER 2

Tabla 16. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.


PGR B603

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PROGRESO 138 kV (3038) al nodo de la RTR(3032)

SUY B612 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de

control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV (3429) SUY

B515


Página 30

Comentario

Conecta el Nodo de Control 15 de Septiembre (27181) al Nodo de la RTR básica 15 de Septiembre 230 kV (28181)

Conecta el Nodo de Control Ahuachapán 115 kV (27161) al nodo de la RTR básica Ahuachapán 230 kv (28161)

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PROGRESO 138 kV (3038) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV


País

Nodo

Nombre Voltaje (Kv)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

HON

San Pedro Sula Sur

138 3203 SPS B558

Santa Marta

138 3108 SMT B534

HON Toncontín 230 3155 TON B610

Tabla 17. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.

País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

HON Pavana 3034 PAV B620

HON Agua

Caliente 3301

AGC B624

LUFUSSA



SPS B558 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de

control Agua Prieta 138 kV (3204) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032)SMT B534 TON B610

Nodo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

17. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras. Línea de Transmisión

Nodo hacia Voltaje

(kV) Id


Nombre (PSS/E)

Agua Caliente

3301 AGC B624

230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Pavana 230 kV (3034) al nodo de la RTR básica Agua Caliente 230 kV (3301).

LUFUSSA 3355 LUT B622 230

1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir LUFFUSSA (3355) al nodo de la RTR básica Agua Caliente 230 kV (3301).

2


Página 31

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Agua Prieta 138 kV (3204) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032)

ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

Comentario

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Pavana 230 kV (3034) al nodo de la RTR básica Agua Caliente 230 kV (3301). Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir LUFFUSSA (3355) al nodo de la RTR básica Agua Caliente 230 kV (3301).


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

HON Cerro de

Hula 3544

CDH B629

HON

Santa Fe 3101 SFE B505

Suyapa 3033 SUY B612

Amarateca

HON Comayagua 3060 CYG B536

HON Río Lindo 3098 RLN B521

HON Cañaveral 3029 CRL B501 Río



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus



230 1

Tramos de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Cerro de Hula 230 kV (3544) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV (3429)


138 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV (3429).

Amarateca 3429 AMTB605 230 1

2

Santa Fe 3060 SFE B505 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Comayagua 138 kV (3060) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

Progreso 3038 PGR B509 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Río Lindo 138 kV (3098) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

Río Lindo 3098 RLN B521

138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cañaveral 138 kV (3029) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).


Página 32

Comentario

Tramos de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Cerro de Hula 230 kV (3544) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV (3429) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV (3429). Tramo de la ruta eléctrica más

para unir el nodo de control Comayagua 138 kV (3060) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032). Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Río Lindo 138 kV (3098) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032). Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cañaveral 138 kV (3029) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

HON La Puerta 3078 LPT B503 San Pedro

HON Villa Nueva 3123 VNU B520

San Pedro

HON

Agua Prieta 3204 AGP B556

San Pedro

San Pedro Sula

3203 SPS B558

Santa Marta 3108 SMT B534

HON Choloma 3049 CHM B539

Agua Prieta

HON Masca 3082 MAS B544



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus


San Pedro Sula

3203 SPS B558 138

1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control La Puerta 138 kV (3078) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

2

San Pedro Sula

3203 SPS B558 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Villa Nueva 138 kV (3123) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

San Pedro Sula

3203 SPS B558 138 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para Agua Prieta 138 kV (3204) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

3203 SPS B558 138 2 Santa Marta

3108 SMT B534

138 1

Progreso 3038 PGR B509 138 1

Agua Prieta 3204 AGP B556

138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Choloma 138 kV (3049) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

Choloma 3049 CHM B539

138 1

Tramos de la corta para unir el nodo de control Masca 138 kV (3082) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).


Página 33

Comentario

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control La Puerta 138 kV (3078) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032). Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Villa Nueva 138 kV (3123) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Agua Prieta 138 kV (3204) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Choloma 138 kV (3049) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032). Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Masca 138 kV (3082) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

HON Térmica Sultzer

3122 TSZ B526

HON Pavana 3034 PAV B620

HON

Agua Caliente

3301 AGC B624

Toncontín

Toncontín 3155 TON B610

Amarateca

HON Cajón 3032 CJN B601



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus


Masca 3082 MAS B544

138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Térmicanodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032).

Prados 3310 PRD B618 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para unir los nodos Pavana 230 kV (3034), con Prados 230 KV (B3310)

Toncontín 3155 TON B610

230 1


2

Amarateca 3429 AMTB605 230 1 2

Progreso 3095 PGR B603 230

1 Tramo eléctrica más corta que une el nodo de control Progreso 138 kV (3038) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032)

2


Página 34

Comentario

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Térmica Sultzer 138 kV (3122) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032). Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para unir los nodos Pavana 230 kV (3034), con Prados 230 KV (B3310)


mo que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Progreso 138 kV (3038) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032)


Tabla 18. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar

País Subestación


Nombre (PSS/E)

HON Progreso 3038 PGR B509

HON Suyapa 3030 SUY B515

Tabla 19. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el

País Subestación


Nombre (PSS/E)

HON Suyapa 3033 SUY B612


Tabla 18. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.Transformador de dos devanados

Nodo hacia Voltaje

(kV) Nombre No. Bus


3095 PGR B603

230/138

PGRT603 Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Progreso 138 kV (3038) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032)PGRT604

3033 SUY B612

230/138 SUY T611

Transformador que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV (3429).

s devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.Transformador de tres devanados

Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) Voltaje

(kV) NombreNo. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

3030 SUY B515

3131 SUY R212

230/138/13.8

SUY T612


Página 35

en el sistema eléctrico de Honduras.

Comentario

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Progreso 138 kV (3038) al nodo de la RTR básica Cajón 230 kV (3032)

Transformador que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV (3429).

sistema eléctrico de Honduras.

Nombre Comentario

SUY T612

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control


3033 SUY B612

Tabla 20. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

País

Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

NIC Los

Brasiles 230 4401 LBS-230

NIC Masaya 230 4404 MSY230

NIC Punta

Huete22 138 4327 PHT-138

Tabla 21. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

NIC Planta 4405 PNI-230

22 Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación Manag


3030 SUY B515

3132 SUY R213

230/138/13.8

SUY T613

. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.


230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406).

MSY-

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406).

138 Nodo que forma parte de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Planta Santa Bárbara 138 kV (4329) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua. Línea de Transmisión

Nodo hacia Voltaje

(kV) Id


Nombre (PSS/E)

Sandino 4402 SND- 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más

Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación Managua en 138 kV, la subestación Punta Huete se conecta en “T” a esta línea.


Página 36

SUY T613

Santa Fe 138 kV (3101) al nodo de la RTR básica Amarateca 230 kV (3429).

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406).

impedancia que conecta el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406).

de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control kV (4329) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV

Comentario

Tramo de la ruta eléctrica más

ua en 138 kV, la subestación Punta Huete se conecta en “T” a esta línea.


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

Nicaragua

NIC Planta

Sandino 4415 PSN-230

NIC San Martín 4410 SMARTI

N-230

NIC San Jacinto

Tizate 4341 SJT-138

NIC Planta Santa

Bárbara 4329 PSB-138

23 Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación Managua en 138 kV, la subestación Punta Huete



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus


230

2

corta para unir el nodo de control Planta Nicaragua 230 kV (4405) al nodo de la RTR básica230 kV (4402).

Sandino 4402 SND-230

230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Planta sandino 230 kV (4415) al nodo de la RTR básica Sandino 230 kV (4402).

Amayo 4750 AMY-

230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control San Martín (4410) al nodo de la RTR básica Amayo (4750) 230 KV

León I 4316 LNI-138 138 1

Tramo de la corta para unir el nodo de control San Jacinto Tizate 138 kV (4341) al nodo de la RTR básica León I 230 kV (4403)

Punta Huete23

4327 PHT-138 138 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control

Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación Managua en 138 kV, la subestación Punta Huete se conecta en “T” a esta línea.


Página 37

Comentario

corta para unir el nodo de control Planta Nicaragua 230 kV (4405) al nodo de la RTR básica Sandino 230 kV (4402). Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Planta sandino 230 kV (4415) al nodo de la RTR básica Sandino 230 kV (4402). Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control San Martín (4410) al nodo de la RTR básica Amayo (4750) 230

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control San Jacinto Tizate 138 kV (4341) al nodo de la RTR básica León I 230 kV (4403)

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control

se conecta en “T” a esta línea.


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

Punta Huete24

4327 PHT-138

NIC Sébaco 4331 SEB-138 Planta Santa

NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 Ticuantepe

NIC Acahualinca 4300 ACH-138 Los Brasiles

NIC Managua 4317 MGA-

138 Acahualinca

24 Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación Managua en 138 kV, la subestación Punta Huete se conecta en “T” a



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus


Managua 4317 MGA-

138 138 1

Planta Santa Bárbara 138 kV (4329) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

Planta Santa Bárbara

4329 PSB-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Sébaco 138 kV (4331) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

Ticuantepe 4406 TCP-230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control de Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

Los Brasiles 4315 LBS-138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Acahualinca 138 kV nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

Acahualinca 4300 ACH-138

138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Managua 138 kV (4317) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación Managua en 138 kV, la subestación Punta Huete se conecta en “T” a


Página 38

Comentario

Planta Santa Bárbara 138 kV (4329) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Sébaco 138 kV (4331) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV

Tramo de la ruta eléctrica más para unir el nodo de control

de Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Acahualinca 138 kV (4300) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Managua 138 kV (4317) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación Managua en 138 kV, la subestación Punta Huete se conecta en “T” a esta línea.


País Nodo desde


Nombre (PSS/E)

NIC Masaya 4404 MSY-230 Ticuantepe

NIC Tipitapa 4336 TPT-138

NIC Benjamín Zeledón

4306 BZN-138

NIC Masaya 4404 MSY-230 San Martín

NIC Sandino 4402 SND-230

Tabla 22. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

País Subestación

Nodo desde Nodo

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)



Voltaje (kV)

Id Nombre No. Bus


Ticuantepe 4406 TCP-230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230kV (4406)

Masaya 4319 MSY-138

138 1

Tramo de la rutacorta para unir el nodo de control Tipitapa 138 kV (4336) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230kV (4406)

Masaya 4319 MSY-138

138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Benjamín Zeledón 138 kV (4306) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230kV (4406)

San Martín 4410 SMARTI

N-230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

León I 4403 LNI-230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

22. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.Transformador de tres devanados


(kV) Nombre No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


Página 39

Comentario

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230kV

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Tipitapa 138 kV (4336) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230kV (4406) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Benjamín Zeledón 138 kV (4306) al nodo de la RTR básica Ticuantepe 230kV (4406) Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua

22. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.

Comentario


País Subestación

Nodo desde Nodo

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

NIC León I

4403 LNI-230 4316

4403 LNI-230 4316

NIC Los Brasiles

4401 LBS-230

4315

4401 LBS-230

4315

NIC Masaya

4404 MSY-230

4319

4404 MSY-230

4319

4404 MSY-230

4319

Tabla 23. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.País Nodo





Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

4316 LNI-138 4902 LNI-AT1 230/138

/13.8 LNI-AT1

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control León I 138 kV (4316) al nodo de RTR básica León I 230 kV (4403)4316 LNI-138 4904 LNI-AT2

230/138/13.8

LNI-AT2

4315 LBS-138

4908 LBS-AT1 230/138

/13.8 LBS-AT1

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control de Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

4315 LBS-138

4910 LBS-AT2 230/138

/13.8 LBS-AT2

4319 MSY-138

4916 MSY-AT1

230/138/13.8

MSY-AT1 Transformadores que forman

parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230kV (4406)

4319 MSY-138

4918 MSY-AT2

230/138/13.8

MSY-AT2

4319 MSY-138

4927 MSY-AT3

230/138/13.8

MSY-AT3

Tabla 23. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica. Observaciones


Página 40

Comentario

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control León I 138 kV (4316) al nodo de RTR básica León I 230 kV (4403)

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control de Los Brasiles 138 kV (4315) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230 kV (4406)

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Masaya 138 kV (4319) al nodo de RTR básica Ticuantepe 230kV (4406)


Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

CRI Garita 230 53200 GAR230

CRI San

Miguel 230

53150 SMI230A

53152 SMI230B

CRI San

Miguel 138

53154 SMI138A

53156 SMI138B

CRI Río

Macho 230 53850 RMA230

CRI Tejar 230 54050 TER230

CRI Moín 230

58300 MOI230A

58302 MOI230BSiquírres 138 58254 SIQ138

Tabla 24. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

País

Líneas de Nodo desde


Nombre (PSS/E)

Nombre


Nombre (PSS/E)

GAR230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Lindora 230 kV (53050 y 53052) con el nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

SMI230A Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Cariblanco 230 kV(50950, 50952) con el nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052

SMI230B SMI138A Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de

control Colima 138 kv (53654) con el nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000) SMI138B

RMA230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que control Río Macho 138 kv (53854) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000) TER230

MOI230A Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Moín 138 kV ( 58304, 58305 y 58306) con el nodo de RTR básica Cahuita 230 kV (58350)

MOI230B SIQ138

Tabla 24. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica. Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar

Nodo hacia Voltaje

(kV) Id


Nombre (PSS/E)


Página 41

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Lindora 230 kV (53050 y 53052) con el nodo de la RTR básica Cañas

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Cariblanco 230 kV(50950, 50952) con el nodo de la RTR básica Cañas

parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Colima 138 kv (53654) con el nodo de la RTR básica Parrita 230 kV

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Río Macho 138 kv (53854) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de 58304, 58305 y 58306) con el nodo de RTR básica

Comentario


País



Nombre (PSS/E) Nombre

CRI Corobicí 50100 COR230 Cañas

CRI Arenal 50200 ARE230A Corobicí

CRI Peñas

Blancas 50800 PBL230 Arenal

CRI Ciudad

Quezada 50650 CQU230

Peñas Blancas

CRI Garabito 50900 GAB230 Cañas


Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar Nodo hacia

Voltaje (kV) Id


Nombre (PSS/E)

Cañas 50052 CAS230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Corobicí 230 kV (50100) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Corobicí 50100 COR230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Arenal 230 kv (50200 y 50202)nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Arenal 50202 ARE230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Peñas Blancas 230 kV (50800) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050,

Peñas Blancas

50800 PBL230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Ciudad Quezada 230 kV (50650) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Cañas 50052 CAS230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Garabito 230 kV (50900) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)


Página 42

Comentario


Corobicí 230 kV (50100) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Arenal 230 kv (50200 y 50202) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Peñas Blancas 230 kV (50800) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Ciudad Quezada 230 kV (50650) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Garabito 230 kV (50900) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)


País




CRI Barranca 50350 BAR230 Garabito

CRI

Lindora 53052 LIN230B Garita

Garita 53200 GAR230 Barranca

CRI

Cariblanco 50950 CAR230A Miguel

San Miguel

53152 SMI230B Lindora

San Miguel

53150 SMI230A Lindora

CRI Toro 50700 TOR230 Cariblanco



Voltaje (kV) Id


Nombre (PSS/E)

Garabito 50900 GAB230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Barranca 230 kV (50350) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Garita 53200 GAR230 230 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Lindora 230 kV (53050 y al nodo de la RTR básica Cañás 230 kV (50050, 50052)

Barranca 50350 BAR230 230 1

San Miguel

53150 SMI230A 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cariblanco 230 kv50952) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Lindora 53050 LIN230A 230 1

Lindora 53052 LIN230B 230 2

Cariblanco 50952 CAR230B 230 1

Tramo de la ruta corta para unir el nodo de control Toro 230 kV (50700) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)


Página 43

Comentario


Barranca 230 kV (50350) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052) Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Lindora 230 kV (53050 y 53052) al nodo de la RTR básica Cañás 230 kV (50050, 50052)

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cariblanco 230 kv (50950 y 50952) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Toro 230 kV (50700) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)


País




CRI Venecia 50750 VEN230

CRI Pailas 51150 PAI230 Liberia

CRI Mogote 50300 MOG230 Pailas

CRI Miravalle 50250 MIR230A Mogote

CRI Pirrís 54250 PIR230 Parrita



Voltaje (kV) Id


Nombre (PSS/E)

Toro 50700 TOR230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Venecia 230 kV de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Liberia 50002 LIB230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Pailas 230 kV (50300) al nodo de la RTR básica básica Liberia 230 kV (50000, 50002)

Pailas 51150 PAI230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Mogote 230 kV (50300) al nodo de la RTR básica Liberia 230 kV (50000, 50002)

Mogote 50300 MOG230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Miravalle 230 kV (50250, 50253 y 50253) al nodo de la RTR básica Liberia 230 kV (50000, 50002)

Parrita 54000 PAR230 230 1

Tramo de la ruta eléctrica corta para unir el nodo de control Pirrís 230 kV (54250) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000)


Página 44

Comentario

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Venecia 230 kV (50750) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Pailas 230 kV (50300) al nodo de la RTR básica básica Liberia 230

(50000, 50002) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Mogote 230 kV (50300) al nodo de la RTR básica Liberia 230 kV (50000, 50002) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Miravalle 230 kV (50250, 50253 y 50253) al nodo de la RTR básica Liberia 230 kV (50000, 50002) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Pirrís 230 kV (54250) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV


País




CRI La Caja

53000 CAJ230A

Lindora

53002 CAJ230B

CRI San

Miguel

53154 SMI138A

Colima

53156 SMI138B

CRI

Río Macho

53850 RMA230

Tejar 54050 TER230 Miguel

CRI Cóncavas 53754 COV138 Macho

CRI Cachí 58004 CAC138A Macho



Voltaje (kV) Id


Nombre (PSS/E)

Lindora

53050 LIN230A

230

1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control La Caja 230 kV (53000 y al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000)

53052 LIN230B 2

Colima 53654 COL138 138

1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Colima 138 kv (53654) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000)

2

Tejar 54050 TER230 230 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Río Macho 138 kV (53854) al nodo de la RTR básica básica Parrita 230 kV (54000)

San Miguel

53152 SMI230B 230 1

Río Macho

53854 RMA138 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cóncavas 138 kV (53754)al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000)

Río Macho

53854 RMA138 138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cachí 138 kV (58004 y 58006) al nodo de la RTR básica básica Parrita 230 kV (54000)


Página 45

Comentario

Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control La Caja 230 kV (53000 y 53002) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000) Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Colima 138 kv (53654) al nodo de

básica Parrita 230 kV

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Río Macho 138 kV (53854) al nodo de la RTR básica básica Parrita 230 kV (54000) Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cóncavas 138 kV (53754)al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Cachí 138 kV (58004 y 58006) al nodo de la RTR básica básica Parrita 230 kV (54000)


País




CRI Angostura 58106 ANG138B Cachí

CRI Trapiche 58154 TRA138 Siquirres

Siquirres 58254 SIQ138 Moín

CRI Arenal 50202 ARE230B Miravalle

CRI Trapiche 58154 TRA138 Angostura

CRI Moín 58300 MOI230A Cahuita



Voltaje (kV) Id


Nombre (PSS/E)

Cachí 58006 CAC138B 138 1

Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Angostura 138 kV (58104 y 58106) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000)

Siquirres 58254 SIQ138 138 1 Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo deTrapiche 138 kV (58154) al nodo de la RTR básica Cahuita 230 kV (58350)

Moín 58304 MOI138A 138 1

Miravalle 50252 MIR230B 230 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, conectando Arenal 230 KV (50200, 50202) con Miravalle 230 KV (50250, 50252, 50253)

Angostura 58106 ANG138B 138 1

Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, conectando Trapiche 138 kV (58154) con Angostura (58104, 58106)

Cahuita 58350 CAH230 230 1

Tramo que formaeléctrica más corta que une el nodo de control Moín 138 kV (58304, 58305 y 58306) con el nodo de la RTR básica Cahuita 230 kV (58350)


Página 46

Comentario

de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Angostura 138 kV (58104 y 58106) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000) Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control Trapiche 138 kV (58154) al nodo de la RTR básica Cahuita 230 kV

Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, conectando Arenal 230 KV (50200, 50202) con Miravalle 230 KV (50250, 50252, 50253) Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, conectando Trapiche 138 kV (58154) con Angostura 138 kV (58104, 58106)

mo que forma parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Moín 138 kV (58304, 58305 y 58306) con el nodo de la RTR básica Cahuita 230 kV (58350)


Tabla 25. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

País Subestación

Nodo desde Nodo hacia (1)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

CRI Cañas 50054 CAS138

50050

50052

CRI Moín

58302 MOI230B 58306

58300 MOI230A 58305

CRI La Caja

53000 CAJ230A 53004

53000 CAJ230A 53004

53002 CAJ230B 53006

53002 CAJ230B 53006


25. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.Transformador de tres devanados



Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

50050 CAS230A 50080 CASAT1T 230/138

/13.8 21-83

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Cañas 138 kV ( 50054) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

50052 CAS230B 50081 CASAT2T 230/138

/13.8 AT2_03

-94

58306 MOI138C 58330 MOIAT1T 230/138

/13.8 AT2_XXXX

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica el nodo de control Moín 138 kV (58304, 58305 y 58306) con el nodo de la RTR básica Cahuita 230 kV (58350)

58305 MOI138B 58331 MOIAT2T 230/138

/13.8 AT1_05

-0

53004 CAJ138A 53030 CAJAT1T 230/138

/13.8 AT1_06/08-01

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control La Caja 138 kV (53004 y 53006) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

53004 CAJ138A 53030 CAJAT2T 230/138

/13.8 AT2_11

-77

53006 CAJ138B 53032 CAJAT3T 230/138

/13.8 AT3_10

-77

53006 CAJ138B 53033 CAJAT4T 230/138

/13.8 AT4_12

-81


Página 47

25. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.

Comentario

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Cañas 138 kV ( 50054) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Moín 138 kV (58304, 58305 y 58306) con el nodo de la RTR básica Cahuita 230 kV (58350)

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control La Caja 138 kV (53004 y 53006) al nodo de la RTR básica Cañas 230 kV (50050, 50052)


País Subestación

Nodo desde Nodo hacia (1)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

CRI San Miguel

53150 SMI230A 53154

53152 SMI230B 53156

CRI Río Macho 53850 RMA230 53854

Tabla 26. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

País Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

PAN Llano

Sánchez 230 6008 LSA230





Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

53154 SMI138A 53180 SMIAT1T

230/138/13.8

AT1_10-91

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Colima 138 kv (53654) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000)

53181 SMIAT2T 230/138

/13.8 AT2_12

-77

53156 SMI138B 53182 SMIAT3T 230/138

/13.8 AT3_17/19-77

53854 RMA138

53880 RMAAT1T 230/138

/13.8 AT2_14/16-97

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Río Macho 138 kv (53854) al nodo de la RTR básica Parrita

53881 RMAAT2T 230/138

/13.8 AT1_10

-08

Tabla 26. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.


LSA230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Panamá II 230 kV (6003) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).


Página 48

Comentario

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Colima 138 kv (53654) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000)

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Río Macho 138 kv (53854) al nodo de la RTR básica Parrita 230 kV (54000)

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Panamá II 230 kV (6003) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV


País Nodo

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

PAN El Higo 230 6240 EHIG230

PAN Panamá 230 6001 PAN230

PAN Santa Rita

115 6173 STR115

Cáceres 115 6018 CAC115

PAN Chilibre 115 6024 CHI115

PAN Tabla 27. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá

País

Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar

Nodo desde



PAN Panamá II 6003 PANII230 Sánchez



EHIG230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

PAN230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

STR115 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Las Minas 1 115 kV (6059) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182). CAC115

CHI115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Las Minas 2 115 kV (6060) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

Tabla 27. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá. Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar

Nodo hacia Voltaje

(kV) Id ComentarioNombre

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Llano Sánchez

6008 LSA230 230 12 Tramos de la ruta eléctrica más

corta para llegar del nodo de 13


Página 49

impedancia que conecta el nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de la RTR básica Veladero 230 kV

Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Las Minas 1 115 kV (6059) al nodo de la RTR básica Veladero

Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control Las Minas 2 115 kV (6060) al nodo de la RTR básica Veladero 230

Comentario

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de


País


Nodo desde



Llano Sánchez

6008 LSA230 Veladero

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Veladero

PAN Chorrera 6005 CHO230 Sánchez

El Higo

El Higo 6240 EHIG230 Sánchez

PAN Guasquita

s 6179 GUA230 Veladero

PAN Fortuna 6096 FOR230 Guasquitas



Nodo hacia Voltaje


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Veladero 6182 VEL230 230

14 control Panamá II 230 kV (6003) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).15

5A 6A


5B Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Mata de Nance 230 kV (6011) al nodo de Veladero 230 kV (6182).

6B

Llano Sánchez

6008 LSA230 230 3B Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Chorrera 230kV (6005) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

El Higo 6240 EHIG230 230 4B Llano

Sánchez 6008 LSA230 230 4C


16 Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Guasquitas 230 kV (6179) al nodo de la RTR Veladero 230 kV (6182).

17

Guasquitas 6179 GUA230 230 18

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Fortuna 230 kV (6096) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).


Página 50

Comentario

control Panamá II 230 kV (6003) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Mata de Nance 230 kV (6011) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182). Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Chorrera 230kV (6005) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182). Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Guasquitas 230 kV (6179) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182). Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Fortuna 230 kV (6096) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).


País


Nodo desde



PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera

PAN

Las Minas 125

6059 LM1115 Santa Rita

Santa Rita 6173 STR115 Cáceres

Cáceres 6018 CAC115 Panamá

PAN

Las Minas 226

6060 LM2115 Chilibre

Chilibre 6024 CHI115 Panamá

PAN Cemento Panamá

6170 CPA115 Las Minas 2

25 EL CND-ETESA ha aclarado en años anteriores que el nodo LMDIST (6074), en realidad es una derivación a lo interno de una subestaciónLas Minas 1 y Las minas 2, ambas en 115 KV.Por lo anterior, no se ha considerado como ruta se considera la ruta que le sigue en cuanto a menor cantidad de pérdidas.26 Idem.



Nodo hacia Voltaje


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Chorrera 6005 CHO230 230

3A Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)

4A

Santa Rita 6173 STR115 115 2B Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Las Minas 1 115 kV (6059) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)

Cáceres 6018 CAC115 115 &1 &2

Panamá 6002 PAN115 115 37 12

Chilibre 6024 CHI115 115 3B Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Las Minas 2 115 kV (6060) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)

Panamá 6002 PAN115 115 3A

Las Minas 2 6060 LM2115 115 4B

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Cemento Panamá 115 kV (6170) al nodo de la RTR básica

ETESA ha aclarado en años anteriores que el nodo LMDIST (6074), en realidad es una derivación a lo interno de una subestaciónLas Minas 1 y Las minas 2, ambas en 115 KV.Por lo anterior, no se ha considerado como ruta de menor impedancia aquella que incluye el nodo LMDIST; esta se excluye y se considera la ruta que le sigue en cuanto a menor cantidad de pérdidas.


Página 51

Comentario

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Panamá 115 kV (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)

de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Las Minas 1 115 kV (6059) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)

Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Las Minas 2 115 kV (6060) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Cemento Panamá 115 kV (6170) al nodo de la RTR básica

ETESA ha aclarado en años anteriores que el nodo LMDIST (6074), en realidad es una derivación a lo interno de una subestación, la cual une las subestaciones de menor impedancia aquella que incluye el nodo LMDIST; esta se excluye y


País


Nodo desde



PAN Cativá 6270 CAT 115 La Minas 2

PAN Cativá II 6290 CATII115 Las Minas 1

PAN La

Esperanza 6263 ESP230

Changuinol

PAN Baitún

6330 BAI230

Progreso

6330 BAI230



Nodo hacia Voltaje


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Veladero 230 kV (6182).

La Minas 2 6060 LM2115 115 0B

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Cativá (6270) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182).

Las Minas 1 6059 LM1115 115 1C

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar control Cativá II 115 kV (6060) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)

Changuinola

6260 CHA230 230 0B

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control La Esperanza 230 KV (6263) al nodoChanguinola 230 kV (6260)

Progreso

6014 PRO230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Baitún 230 kV (6330) al nodo de la RTR básica Progreso 230 kV (6014).

6014 PRO230 230 2


Página 52

Comentario

Veladero 230 kV (6182).

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Cativá (6270) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Cativá II 115 kV (6060) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182) Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control La Esperanza 230 KV (6263) al nodo de la RTR básica Changuinola 230 kV (6260) Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Baitún 230 kV (6330) al nodo de la RTR básica Progreso 230 kV (6014).


País


Nodo desde



PAN Boquerón

III 6380

BOQIII230

Progreso

PAN Mata de Nance

6011 MDN230 Boquerón

PAN La

Esperanza ESP230 6263 Fortuna



Nodo hacia Voltaje


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Progreso 6014 PRO230 230 9B

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Boquerón III 230 kV (6380) al nodo de la RTR básica Progreso 230 kV (6014).

Boquerón III

6380 BOQIII23

0 230 9A

Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para conectar el nodo Boquerón III (6380) 230 KV con Mata de Nance 230 KV (6011)

Fortuna 6096 FOR230 230 0A

Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para conectar el nodo La Esperanza 230 kVFortuna 230 KV (6


Página 53

Comentario

Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control Boquerón III 230 kV (6380) al nodo de la RTR básica Progreso 230 kV (6014). Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para conectar el nodo Boquerón III (6380) 230 KV con Mata de Nance 230 KV (6011) Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua, para conectar el nodo La Esperanza 230 kV (6263) con

230 KV (6096)


Tabla 28. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR

País Subestación

Nodo desde Nodo hacia (1)No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

PAN Panamá

6002 PAN115 6001

6002 PAN115 6001

6002 PAN115 6001


Tabla 28. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.Transformador de tres devanados



Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115

/13.8 T1

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Panamá 115 kv (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)

6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115

/13.8 T2

6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115

/13.8 T3


Página 54

preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.

Comentario

Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control Panamá 115 kv (6002) al nodo de la RTR básica Veladero 230 kV (6182)



4.4 Cuarto Paso. Líneas que complementan

Para el año 2012 se consideraron simulaciones con el software SDDP para 60 escenarios (5 bloques de carga en cada mes del año 2012) para los escenarios “coordinado en el MER” y “Restricción de transacciones en el MER”. Se comparan los flujos en los elementos de transmisión en las dos situaciones y se decide añadir a la RTR dicho elemento si se cumple con los siguientes criterios:

a) El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos del uno al tres de la metodología.

b) El cambio en el flujo en el elemento en relación al comercio MER es mayor que un umbral U= 15%.

c) La condición "b" ocurre por lo menos en n=13 escenarios del total de los 60 analizados. Es decir, la relación n/60 (probabilidad del evento) es mayor que el valor P=20%.

Los parámetros de simulación utilizados en el SDDP son los siguientes:

Definición del EstudioModelo ARP Estocástico Escenarios Forward: TodasNúmero de series Forward: 45Número de series Backward: 25 Desviación Estandar: 2 Número de Iteraciones: 5 Año Inicial de Hidrología:2008Informe: Normal Los valores anteriores corresponden a los aprobados por el Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO) en la reunión sostenida durante los días 19, 20 y 21 de Octubre de 2011, en la cual se realizaron las simulaciones necesaricumplimiento al paso cuatro de la metodología de identificación de la RTR correspondiente al año 2012.



Líneas que complementan la RTR Preliminar

Para el año 2012 se consideraron simulaciones con el software SDDP para 60 escenarios (5 bloques de carga en cada mes del año 2012) para los escenarios “coordinado en el MER” y “Restricción de transacciones en el MER”. Se comparan los flujos en los elementos de transmisión en las dos situaciones y se decide añadir a la RTR dicho elemento si se cumple con los siguientes criterios:

El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos del uno al tres de la metodología.

en el flujo en el elemento en relación al comercio MER es mayor que un umbral U= 15%. La condición "b" ocurre por lo menos en n=13 escenarios del total de los 60 analizados. Es decir, la relación n/60 (probabilidad del evento) es mayor que el valor P=20%.

Los parámetros de simulación utilizados en el SDDP son los siguientes:

Definición del Estudio ParámetrosEtapa Inicial: 01/2012 Etapa Final: 12/2012

Escenarios Forward: Todas Años Adicionales: 2 Número de series Forward: 45 Etapa Mensual Número de series Backward: 25 5 Bloques de Demanda

Cronograma de Mantenimiento Programado Con Red de Transmisión

Año Inicial de Hidrología:2008 Flujo DC con pérdidas Configuración Dinámica

Los valores anteriores corresponden a los aprobados por el Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO) en la reunión sostenida durante los días 19, 20 y 21 de Octubre de 2011, en la cual se realizaron las simulaciones necesaricumplimiento al paso cuatro de la metodología de identificación de la RTR correspondiente al año 2012.


Página 55

la RTR Preliminar

Para el año 2012 se consideraron simulaciones con el software SDDP para 60 escenarios (5 bloques de carga en cada mes del año 2012) para los escenarios “coordinado en el MER” y “Restricción de transacciones en el MER”. Se comparan los flujos en los elementos de transmisión en las dos situaciones y se decide añadir a la

El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos del uno al tres

en el flujo en el elemento en relación al comercio MER es mayor

La condición "b" ocurre por lo menos en n=13 escenarios del total de los 60 analizados. Es decir, la relación n/60 (probabilidad del evento) es mayor que

Parámetros

Cronograma de Mantenimiento

Los valores anteriores corresponden a los aprobados por el Comité Técnico de Planeamiento Operativo (CTPO) en la reunión sostenida durante los días 19, 20 y 21 de Octubre de 2011, en la cual se realizaron las simulaciones necesarias para dar cumplimiento al paso cuatro de la metodología de identificación de la RTR



Tabla 29. Nodos que se adicionan como parte de la RTR eléctrico de Guatemala

País

GUA

GUA GUA

Tabla 30. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR sistema eléctrico de Guatemala.

País Nodo desde


GUA Alborada 1102

GUA Chixoy 1103

GUA Guatemala

Sur 1109

GUA San

Joaquín 1120

Tabla 31. Nodos que se adicionan como parte de la RTR eléctrico de El Salvador.

País Nombre

SAL SAL

Tabla 32. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR sistema eléctrico de El Salvador

País Nodo desde


SAL Ahuachapán 28161



Nodos que se adicionan como parte de la RTR complementaria

Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Enron 230 1105 ENR-230

Chixoy 230 1103 CHX-231Arizona 230 1121 ARI-230

Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementariasistema eléctrico de Guatemala.



No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

ALB-230 Enron 1105 ENER

CHX-231 Tac Tic 1448 TIC-1444 TIC-

GSU-231 Guatemala

Norte 1108 GNO

SJQ-230 Arizona 1121 ARI-


Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Opico 115 27381 OPIC-115Ateos 115 27441 ATEO-115

. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementariaEl Salvador.

Línea de Transmisión Nodo desde Nodo hacia

No. Bus

Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

AHUA-230 Nejapa 28371 NEJA


Página 56

complementaria en el sistema

Nombre (PSS/E)

230

231 230

complementaria en el

Voltaje (kV) Id Nombre

(PSS/E)

ENER-230 230 1

-232 230

2 -231 1

GNO-231 230 1

-230 230 1


Nombre (PSS/E)

115 115


Voltaje (kV)

Id Nombre (PSS/E)

NEJA-230 230 01



País Nodo desde


SAL Nejapa 28371

SAL Santa Ana 27361

SAL Nejapa 27371

SAL Talnique 27481

Tabla 33. Nodos que se adicionan como parte de la RTR eléctrico de Honduras

País Nombre

HON CircunvalaciónHON BermejoHON Elcosa

Tabla 34. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR sistema eléctrico de Honduras

País Nodo desde


HON Circunvalación 3052

HON Elcosa 3059

HON Bermejo 3037

HON Progreso 3038

HON Cajón 3032

HON Pavana 3034

HON Lufussa Valle 3080




No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

NEJA-230 15 de

Septiembre 28181 15SE

SANA-115 Opico 27381 OPIC

NEJA-115 Opico 27381 OPIC

TALN-115 Ateos 27441 ATEO


Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Circunvalación 230 3052 CIR B537Bermejo 230 3037 BER B507Elcosa 230 3059 ELC B560

. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementariaHonduras


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

CIR B537

Bermejo 3037

ELC B560

Térmica Sultzer 3122

BER B507

Choloma 3039

PGR B509

Circunvalación 3052

CJN B601

Suyapa 3033

PAV B620

Cerro de Hula 3544

LUV B621

Pavana 3034


Página 57


(PSS/E)

15SE-230 230 01

OPIC-115 115 1

OPIC-115 115 1

ATEO-115 115 1


Nombre (PSS/E)

CIR B537 BER B507 ELC B560


Voltaje (kV)

Id Nombre (PSS/E)

BER B507

138 1

TSZ B526

138 1

CHM B539

138 1

CIR B537

138 1

SUY B612

230 1

CDH B629

230 1

PAV B620

230 1



Tabla 35. Nodos que se adicionan como parte de la RTR eléctrico de Nicaragua.

País Nombre

NIC AmfelsNIC CatarinaNIC MazatepeNIC DiriambaNIC PortezuelaNIC MalpaisilloNIC Oriental

NIC Planta Eléctrica

Corinto

NIC Chinandega

NIC San Rafael del Sur

NIC Generadora Central

GESARSANIC ChichigalpaNIC El ViejoNIC Nagarote

Tabla 36. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR sistema eléctrico de Nicaragua.

País Nodo desde


NIC Amfel 4400

NIC Catarina 4307 NIC Catarina 4307 NIC Diriamba 4309 NIC Diriamba 4309

NIC Los Brasiles 4315 NIC Los Brasiles 4401 NIC Managua 4317 NIC Malpaisillo27 4318

27 Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación San Jacinto Tizate138 kV, la subestación Malpaisillo se conecta en “T” a esta línea.




Nodo

Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E)

Amfels 230 4400 Catarina 138 4307 Mazatepe 138 4321 Diriamba 138 4309 Portezuela 138 4338 Malpaisillo 138 4318

Oriental 138 4323 Planta Eléctrica

Corinto 138 4326

Chinandega 138 4345

San Rafael del Sur 138 4333

Generadora Central GESARSA

138 4339

Chichigalpa 138 4346 El Viejo 138 4312 Nagarote 138 4342

. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementariaicaragua.


Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

AMF-230 Planta

Nicaragua 4405 PNI

CAT-138 Masaya 4319 MSYCAT-138 Mazatepe 4321 MTPDRB-138 Mazatepe 4321 MTP

DRB-138 San Rafael

del Sur 4333 SRS

LBS-138 Nagarote 4342 NAGLBS-230 Sandino 4402 SNDMGA-138 Portezuela 4338 PTZMLP-138 Planta Santa 4329 PSB

Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación San Jacinto Tizate

138 kV, la subestación Malpaisillo se conecta en “T” a esta línea.


Página 58


Nombre (PSS/E)

AMF-230 CAT-138 MTP-138 DRB-138 PTZ-138 MLP-138 ORT-138

PEC-138

CHN-138

SRS-138

CGC-138

CHG-138 EVJ-138 NAG-138


Voltaje (kV)

Id Nombre (PSS/E)

PNI-230 230 1

MSY-138 138 1 MTP-138 138 1 MTP-138 138 1

SRS-138 138 1

NAG-138 138 1 SND-230 230 1 PTZ-138 138 1 PSB-138 138 1

Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación San Jacinto Tizate en



País Nodo desde


NIC Malpaisillo28 4318

NIC Oriental 4323 NIC Oriental 4323 NIC Planta

Energética Corinto

4326

NIC Sandino 4402 NIC

San Rafael del Sur

4333

NIC Chinandega 4345

NIC El Viejo 4312

NIC León I 4316 Tabla 37. Nodos que se adicionan como parte de la RTR eléctrico de Costa Rica

País Nombre

CRI Turrialba

CRI Sabanilla

CRI Escazú

CRI Leesville

CRI Tarbaca

CRI CRI SandillaCRI San IsidroCRI Desamparados

28 Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación San Jacinto Tizate en 138 kV, la subestación Malpaisillo se conecta en “T” a esta línea.





No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Bárbara

MLP-138 San Jacinto

Tizate 4341 SJT

ORT-138 Portezuela 4338 PTZORT-138 Tipitapa 4336 TPT

PEC-138 Chinandega 4345 CHN

SND-230 Masaya 4404 MSY

SRS-138 Generadora

Central GESARSA

4339 CGC

CHN-138 Chichigalpa 4346 CHG

EVJ-138 Chinandega 4345 CHN

LNI-138 Chichigalpa 4346 CHG


Nodo

Nombre Voltaje (kV) No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Turrialba 138 58054 TUR138Sabanilla 138 53704 SAB138

Escazú 138 53354 ESC138A53356 ESC138B

Leesville 138 58204 LEE138

Tarbaca 230 53900 TAR230A53902 TAR230B

Este 138 53554 EST138Sandilla 230 50103 SAD230

San Isidro 230 56000 SIS230Desamparados 138 53404 DES138

Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación San Jacinto Tizate en 138 kV, la subestación Malpaisillo se conecta en “T” a esta línea.


Página 59


(PSS/E)

SJT-138 138 1

PTZ-138 138 1 TPT-138 138 1

CHN-138 138 1

MSY-230 230 1

CGC-138 138 1

CHG-138 138 1

CHN-138 138 1

CHG-138 138 1


Nombre (PSS/E) TUR138 SAB138

ESC138A ESC138B LEE138

TAR230A TAR230B EST138 SAD230 SIS230 DES138

Físicamente la línea va desde la subestación Planta Santa Bárbara a subestación San Jacinto Tizate en



Tabla 38. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR sistema eléctrico de Costa Rica

País Nodo desde


CRI Angostura 58104 CRI Angostura 58106 CRI Arenal 50200 CRI Arenal 50200 CRI Cachí 58004 CRI Cachí 58006 CRI Este 53554 CRI Caja 53004

CRI Ciudad

Quezada 50650

CRI Escazú 53354 CRI Caja 53002 CRI Trapiche 58154

CRI Lindora 53050 53052

CRI Palmar PAL230A CRI Parrita PAR230 CRI Pirrís 54250 CRI Río Macho 53854 CRI Río Macho 53850 CRI Río Macho 53850 CRI Palmar 56100 CRI Sandillal 53103

CRI San

Miguel 53154

CRI Turrialba 58054 Tabla 39. Nodos que se adicionan como parte de la RTR eléctrico de Panamá

País Nombre

PAN Mata de

PAN CalderaPAN



. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementariaCosta Rica.



No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

ANG138A Cóncava 53754 COV138ANG138B Turrialba 58054 TUR138ARE230A Garabito 50900 GAB230ARE230A Lindora 53050 LIN230ACAC138A Sabanilla 53704 SAB138CAC138B San Miguel 53156 SMI138BEST138 Desamparados 53404 DES138

CAJ138A Escazú 53356 ESC138B

CQU230 Venecia 50750 VEN230

ESC138A Desamparados 53404 DES138CAJ203B Garabito 50900 GAB230TRA138 Leesville 58204 LEE138LIN230A

Tarbaca TAR230B

LIN230B TAR230A 56100 Río claro RCL230A 54000 Tarbaca TAR230A

PIR230 Tarbaca TAR230B RMA138 Este 53554 EST138RMA230 Moín 58300 MOI230ARMA230 San Isidro 56000 SIS2230PAL230 San Isidro 56000 SIS2230SAD230 Corobicí 50100 COR230

SMI138A Sabanilla 53704 SAB138

TUR138 Cachí 58006 CAC138B


Nodo

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Mata de Nance

115 6012 MDN-115

Caldera 115 6087 CAL-115 Baitún 115 6331 BAI115


Página 60



(PSS/E) COV138 138 1 TUR138 138 1 GAB230 230 1 LIN230A 230 1 SAB138 138 1 SMI138B 138 1 DES138 138 1

ESC138B 138 1

VEN230 230 1

DES138 138 1 GAB230 230 1 LEE138 138 1 53902

230 1

53900 2 56050 230 1 53900 230 1 53902 230 1

EST138 138 1 MOI230A 230 1 SIS2230 230 1 SIS2230 230 1 COR230 230 1

SAB138 138 1

CAC138B 138 1




País Nombre

PAN Bajo de

PAN EstrellaPAN El GiralPAN Pan A

PAN

PAN Bayano

PAN

PAN Gualaca

PAN ZamPAN El VallePAN CañazasPAN Copesa

Tabla 40. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR sistema eléctrico de Panamá

País Nodo desde


PAN Mata de Nance

6012

PAN Mata de Nance

6012

PAN Baitún 6331

PAN Caldera 6087 PAN Cativá 6270

PAN Cemento Panamá

6170

PAN Cemento Panamá

6170

PAN Chorrera 6005 PAN Guasquita 6179 PAN Bayano 6100 PAN Panamá II 6003

29 Físicamente la línea va desde la subestación Panama II a subestación Bayano en 230 kV, la subestación Copesa se conecta en “T” a esta línea.



Nodo

Nombre Voltaje


Nombre (PSS/E)

Bajo de Mina

115 6332 BAM115

La Estrella

115 6088 LES115

El Giral 115 6280 GIR115 Pan Am 230 6105 PAM230

Estí 230 6178 EST230

Bayano 230 6100 BAY230

Pacora 230 6171 PAC230

Gualaca 230 6360 GLA230

Zambrano 230 6360 ZAM230 El Valle 230 6366 EVA230 Cañazas 230 6340 CAN230 Copesa29 230 6103 COP230

. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementariamá.


No. Bus

Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

MDN-115 Caldera 6087 CAL

MDN-115 Caldera 6087 CAL

BAI115 Bajo de Mina

6332 BAM115

CAL-115 La Estrella 6088 LESCAT 115 Las Minas 1 6059 LM1115

CPA115 El Giral 6280 GIR115

CPA115 Panamá 6002 PAN115

CHO230 Pan Am 6105 PAM230GUA-230 Estí 6178 EST230BAY230 Pacora 6171 PAC230

PANII230 Pacora 6171 PAC230

la línea va desde la subestación Panama II a subestación Bayano en 230 kV, la subestación

Copesa se conecta en “T” a esta línea.


Página 61


Voltaje (kV)

Id Nombre (PSS/E)

CAL-115 115 15

CAL-115 115 16

BAM115 115 16

ES115 115 17 LM1115 115 0A

GIR115 115 43

PAN115 115 4A

PAM230 230 11 EST230 230 19 PAC230 230 1A PAC230 230 1B

la línea va desde la subestación Panama II a subestación Bayano en 230 kV, la subestación



País Nodo desde


PAN Panamá II 6003

PAN Guasquita 6179 PAN Gualaca 6360 PAN Zambrano 6360 PAN Guasquita 6179 PAN Bayano 6100 PAN Copesa31 COP230PAN Cañazas 6340

PAN Mata de Nance

6011

PAN Cativá II 6290

Tabla 41. Transformadores de 2 devanados quecomplementaria en el sistema eléctrico de

País Subestación

Nodo desdeNo. Bus (PSS/E)

PAN Baitún32 6330 Tabla 42. Transformadores de 3 devanados quecomplementaria en el sistema eléctrico de

País Subestación

Nodo desdeNo. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

PAN Mata de Nance33

6011 MDN230

30 Físicamente la línea va desde la subestación Panama II a subestación Bayano en 230 kV, la subestación Copesa se conecta en “T” a esta línea.31 Idem. 32 Este transformador es necesario para conectar el nodo BAI115 que pertenece al paso 4 con la RTR preliminar 33 Este transformador es necesario para conectar el nodo MDN115 que pertenece al paso 4 con la RTR preliminar




No. Bus


No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

PANII230 Panamá 6001 PAN230

GUA-230 Gualaca 6360 GLA230GLA230 Zambrano 6360 ZAM230ZAM230 El Valle 6366 EVA230GUA-230 Cañazas 6340 CAN230BAY230 Copesa30 COP230 6103

COP230 6103 Panamá II 6003 PANII230CAN230 Changuinola 6260 CHA230

MDN230 Fortuna 6096 FOR230

CAT II115

Santa Rita 6173 STR115

Transformadores de 2 devanados que forman parte de la RTR en el sistema eléctrico de Panamá.

Transformador de dos devanados Nodo desde Nodo hacia

Voltaje No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

6330 BAI230 6331 BAI115 230/115

Transformadores de 3 devanados que forman parte de la RTR en el sistema eléctrico de Panamá.


Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2)Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

MDN230 6012 MDN11

5 6013 MDN34

Físicamente la línea va desde la subestación Panama II a subestación Bayano en 230 kV, la subestación

T” a esta línea.

Este transformador es necesario para conectar el nodo BAI115 que pertenece al paso 4 con la RTR

Este transformador es necesario para conectar el nodo MDN115 que pertenece al paso 4 con la RTR


Página 62


(PSS/E)

PAN230 230 1C 2B

GLA230 230 22 ZAM230 230 23 EVA230 230 24 CAN230 230 29

6103 230 2A PANII230 230 2A CHA230 230 30

FOR230 230 7 8

STR115 115 1B

forman parte de la RTR

Voltaje (kV)

Nombre

230/115 T1

forman parte de la RTR

Nodo hacia (2) Voltaje

(kV) Nombre Nombre (PSS/E)

MDN34 230/115/

34

TRAFO1 TRAFO2 TRAFO3

Físicamente la línea va desde la subestación Panama II a subestación Bayano en 230 kV, la subestación

Este transformador es necesario para conectar el nodo BAI115 que pertenece al paso 4 con la RTR

Este transformador es necesario para conectar el nodo MDN115 que pertenece al paso 4 con la RTR



4.5 Quinto Paso. Verificación por el EOR y OS/OM

Para el quinto paso la metodología del RMERlos OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrán añadir elementos a los ya identificados en los pasos uno a cuatro cuando estos se muestren necesarios para soportar los Criterios En este sentido el EOR en conjunto con los OS/OM realizaron los análisis técnicos respectivos para identificar los elementos, no integrados todavía en los pasos del 1 al 4, cuya ausencia no permitiría el cumplimiento deDesempeño CCSD) en la RTR, considerando el criterio de gradualidad se evaluaran únicamente los criterios de seguridad de contingencias simples. La metodología utilizada en el desarrollo de estos análisis fue la sigui

a) Escenarios utilizados

Se realizaron las simulaciones para los escenarios de demanda máxima, media y mínima de invierno del año 2012, sin transferencias entre áreas de contcuales se colocaron en servicio todos los tramos de línea del protodos los proyectos de generación transmisión y demanda que los OS/OM han previsto que entrarán en operación durante el año 2012 con base a la información con que cuentan. b) Consideraciones Generales

Para el desarrollo de este paso se realiz

i. La simulación consistirá en análisis en régimen permanente (flujos de carga) para el sistema eléctrico regional completo (Situación N), usándose los escenarios definidos en el literal (a) anterior. Esta simulación se realizautilizando flujos que consideran la respuesta del sistema eléctrico regional en el periodo de respuesta de los gobernadores de las unidades de generación (t = 3 min) o en el periodo de respuesta inercial en caso de ser necesario.

ii. Se simularon contingenárea de control del SER, desde 69 hasta 400 kV, conforme se define en los CCSD del RMER.

iii. Tal como se establece en el RMER, los límites de seguridad operativa que se vigilaron a través de las simulacion

a. Limite de voltaje: 0.9 b. Límite de sobrecarga: No se debe superar el límite térmico continuo,

establecido como RATE B en la base de datos del PSS/E.

iv. Si el elemento en que se aplicó la contingencia los criterios establecidos de voltaje y sobrecarga en uno o más elementos del SER, dicho elemento se consideró como perteneciente a la RTR.



uinto Paso. Verificación por el EOR y OS/OM

la metodología del RMER establece: “El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrán añadir elementos a los ya identificados en los pasos uno a cuatro cuando estos se muestren necesarios para soportar los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño”.

En este sentido el EOR en conjunto con los OS/OM realizaron los análisis técnicos dentificar los elementos, no integrados todavía en los pasos del 1 al 4,

cuya ausencia no permitiría el cumplimiento de los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño CCSD) en la RTR, considerando el criterio de gradualidad se evaluaran únicamente los criterios de seguridad de contingencias simples.

La metodología utilizada en el desarrollo de estos análisis fue la siguiente:

Escenarios utilizados

n las simulaciones para los escenarios de demanda máxima, media y mínima de invierno del año 2012, sin transferencias entre áreas de cont

en servicio todos los tramos de línea del proyecto SIEPAC y todos los proyectos de generación transmisión y demanda que los OS/OM han previsto que entrarán en operación durante el año 2012 con base a la información

Consideraciones Generales

rrollo de este paso se realizó el siguiente procedimiento:

La simulación consistirá en análisis en régimen permanente (flujos de carga) para el sistema eléctrico regional completo (Situación N), usándose los escenarios definidos en el literal (a) anterior. Esta simulación se realizautilizando flujos que consideran la respuesta del sistema eléctrico regional en el periodo de respuesta de los gobernadores de las unidades de generación (t = 3 min) o en el periodo de respuesta inercial en caso de ser necesario.

Se simularon contingencias simples (N-1) a las redes de transmisión de cada área de control del SER, desde 69 hasta 400 kV, conforme se define en los

Tal como se establece en el RMER, los límites de seguridad operativa que se n a través de las simulaciones ante contingencia simple (N

Limite de voltaje: 0.9 - 1.1 p.u. Límite de sobrecarga: No se debe superar el límite térmico continuo, establecido como RATE B en la base de datos del PSS/E.

Si el elemento en que se aplicó la contingencia simple causó que se sobrepasen los criterios establecidos de voltaje y sobrecarga en uno o más elementos del SER, dicho elemento se consideró como perteneciente a la RTR.


Página 63

establece: “El EOR en coordinación con los OS/OM nacionales, basándose en estudios regionales de seguridad operativa, podrán añadir elementos a los ya identificados en los pasos uno a cuatro cuando estos se

de Calidad, Seguridad y Desempeño”.

En este sentido el EOR en conjunto con los OS/OM realizaron los análisis técnicos dentificar los elementos, no integrados todavía en los pasos del 1 al 4,

los Criterios de Calidad, Seguridad y Desempeño CCSD) en la RTR, considerando el criterio de gradualidad se evaluaran

ente:

n las simulaciones para los escenarios de demanda máxima, media y mínima de invierno del año 2012, sin transferencias entre áreas de control, en los

yecto SIEPAC y todos los proyectos de generación transmisión y demanda que los OS/OM han previsto que entrarán en operación durante el año 2012 con base a la información

La simulación consistirá en análisis en régimen permanente (flujos de carga) para el sistema eléctrico regional completo (Situación N), usándose los escenarios definidos en el literal (a) anterior. Esta simulación se realizará utilizando flujos que consideran la respuesta del sistema eléctrico regional en el periodo de respuesta de los gobernadores de las unidades de generación (t = 3 min) o en el periodo de respuesta inercial en caso de ser necesario.

1) a las redes de transmisión de cada área de control del SER, desde 69 hasta 400 kV, conforme se define en los

Tal como se establece en el RMER, los límites de seguridad operativa que se e (N-1) fueron:

Límite de sobrecarga: No se debe superar el límite térmico continuo, establecido como RATE B en la base de datos del PSS/E.

simple causó que se sobrepasen los criterios establecidos de voltaje y sobrecarga en uno o más elementos del SER, dicho elemento se consideró como perteneciente a la RTR.



v. No obstante lo anterior, se consideraroanálisis realizado en el

a. Los elementos que presentan problemas de voltaje y sobrecarga en el

caso base sin contingencias (Situación N), y que se han identificado como problemas locales que se deben resolver en el área de control, no fueron consideradosdistribución y líneas radiales.

b. Los elementos que no tienen influencia sobre la operación de la red troncal y que están asociados a problemas locales, no fueron considerados como parte de la RTR. Ejemplos: barras líneas radiales.

c. No se incluyeronde sobrecarga menor al 10% respecto del límite térmico continuo (RATE B).

A continuación se listan los elementos de transmisión que se adicionan a laaño 2012: Tabla 43. Nodos que se podrían adicionarde Honduras.

País

HON Siguatepeque

Tabla 44. Líneas de transmisión eléctrico de Honduras.

País Nodo desde


HON Cañaveral 3029 CRL

HON Cajón 3032 CJN



ante lo anterior, se consideraron las siguientes excepciones para el realizado en el punto (iv):

Los elementos que presentan problemas de voltaje y sobrecarga en el caso base sin contingencias (Situación N), y que se han identificado como problemas locales que se deben resolver en el área de control, no fueron considerados como parte de la RTR. Ejemplos: barras de distribución y líneas radiales. Los elementos que no tienen influencia sobre la operación de la red troncal y que están asociados a problemas locales, no fueron considerados como parte de la RTR. Ejemplos: barras de distribución y líneas radiales. No se incluyeron los elementos de transmisión que causen una magnitud de sobrecarga menor al 10% respecto del límite térmico continuo (RATE

A continuación se listan los elementos de transmisión que se adicionan a la

podrían adicionar como parte del paso 5 en el sistema eléctrico

Nodo

Nombre Voltaje (kV)

No. Bus (PSS/E)

Nombre (PSS/E)

Siguatepeque 138 3103 SGT-138

. Líneas de transmisión que podrían formar parte del paso 5


Nombre (PSS/E)


Nombre (PSS/E)

CRL-B501 Siguatepeque 3103 SGT

CJN-B601 Amarateca 3429 AMT


Página 64

n las siguientes excepciones para el

Los elementos que presentan problemas de voltaje y sobrecarga en el caso base sin contingencias (Situación N), y que se han identificado como problemas locales que se deben resolver en el área de control, no

como parte de la RTR. Ejemplos: barras de

Los elementos que no tienen influencia sobre la operación de la red troncal y que están asociados a problemas locales, no fueron

de distribución y

los elementos de transmisión que causen una magnitud de sobrecarga menor al 10% respecto del límite térmico continuo (RATE

A continuación se listan los elementos de transmisión que se adicionan a la RTR para el

en el sistema eléctrico

Nombre (PSS/E)

138

del paso 5 en el sistema

Voltaje (kV)

Id Nombre (PSS/E)

SGT-138 138 1

AMT-B605 230 1



5. ANEXO 1. LÍNEASIMPEDANCIA CERO

PAÍS No. Bus

(PSS/E)

GUA

1106

1152 GNO

1154

1155

1160

1160

1204

1308

1444

12043

12250

SAL 27131 ACAJ

27371 NEJA

CRI

50000

50050

50200 ARE230A

50250 MIR230A

50950 CAR230A

53000

53050

53100

53150

53154

53354

53900 TAR230A

56050

56100

58004 CAC138A

58104 ANG138A

58300 MOI230A

58304 MOI138A

58305 MOI138B



LÍNEAS DE TRANSMISIÓN MODELADACERO

BDD 2012

Nombre

(PSS/E)

No. Bus

(PSS/E)

Nombre

(PSS/E)

ESC-231 1160 LPA-230

GNO-691 1153 GNO-692

GSU-691 1156 GSU-692

GES-69 12065 GEG-691

LPA-230 1161 LPA-231

LPA-230 1162 LPA-232

CEN-69 12027 CEN-692

MAL-69 1819 MAL-69F

TIC-231 1448 TIC-232

COL-69 12210 COL-69D

TDL-692 12251 TDL-693

ACAJ-115 27132 DUKE-115

NEJA-115 27372 NEPO-115

LIB230A 50002 LIB230B

CAS230A 50052 CAS230B

ARE230A 50202 ARE230B

MIR230A 50252 MIR230B

CAR230A 50952 CAR230B

CAJ230A 53002 CAJ230B

LIN230A 53052 LIN230B

BEL230A 53102 BEL230B

SMI230A 53152 SMI230B

SMI138A 53156 SMI138B

ESC138A 53356 ESC138B

TAR230A 53902 TAR230B

RCL230A 56052 RCL230B

PAL230A 56102 PAL230B

CAC138A 58006 CAC138B

ANG138A 58106 ANG138B

MOI230A 58302 MOI230B

MOI138A 58306 MOI138C

MOI138B 58306 MOI138C


Página 65

MODELADA CON

ID Voltaje

1 230

1 69

1 69

1 69

1 230

1 230

1 69

1 69

1 230

1 69

1 69

1 115

1 115

1 230

1 230

1 230

1 230

1 230

1 230

1 230

1 230

1 230

1 138

1 138

1 230

1 230

1 230

1 138

1 138

1 230

1 138

1 138



6. ANEXO 2. DIAGRAMAS UNIFILARES


UNIFILARES DETALLADOS POR PASO DE LA RTR 2012

DIAGRAMA DE RTR 2012 - GUATEMALA

Página 66




DIAGRAMA DE RTR 2012 - EL SALVADOR

Página 67




DIAGRAMA DE RTR 2012 - HONDURAS

Página 68




DIAGRAMA DE RTR 2012 - NICARAGUA

Página 69




DIAGRAMA DE RTR 2012 – COSTA RICA

Página 70




DIAGRAMA DE RTR 2012 – PANAMÁ

Página 71

Documents

Informe de Identificación de la Red de Transmisión ... · A continuación se muestra un resumen de las cantidades de las instalaciones que resultaron de la ejecución de comparación