Evolución del Sistema Interconectado Nacional

¿Cómo inició el 2021?

El Sistema Interconectado Nacional (SIN) inició 2021 con 153 restricciones de transmisión identificadas en condiciones de red completa (67 de emergencia y 86 de alerta). Como resultado se consideraban 7 subáreas operativas en estado de emergencia: Atlántico, Córdoba-Sucre, Bolívar, GCM, Boyacá-Casanare, Meta y Antioquia. Lo anterior, debido a que al menos una contingencia sencilla de los elementos de red podría superar los límites de seguridad del sistema o generar desatención de demanda según lo establecido en el código de operación.

Cortes (restricciones en transmisión) con mayor participación enero 2021

Proyectos de expansión que entraron en el 2021

En el transcurso de 2021 entraron en operación 50 proyectos repartidos así: 8 proyectos del STN, 34 proyectos en el STR y 8 proyectos de generación con un total de 131.4 MW. De estos proyectos de expansión se destacan los siguientes:

Subestación Medellín 500 kV y Antioquia 500 kV: La entrada en operación de este proyecto permitió el aumento en el límite de importación del área Caribe de 1500 MW a 1650 MW, además se incrementa la confiabilidad de la red hacia el área Caribe pasando de 3 enlaces en la red 500 kV a 5 enlaces. Por otra parte, para el área Antioquia, se observó una mejora en los perfiles de tensión, lo que conlleva a reducir el requerimiento de unidades equivalentes para el control de tensión.
Subestación Suria 230 kV: Este proyecto permitirá una entrada adicional de potencia al Meta una vez ingresa la transformación Suria 230/115 kV. Con ambos proyectos en operación permitirán mejorar la confiabilidad en la atención de la demanda y eliminará varias restricciones de la subárea Meta. Adicionalmente, se reducirá el requerimiento y uso de bancos capacitivos en la red de 115 kV, por la inyección de potencia activa y reactiva.
Subestación San Juan 220 kV: La entrada del proyecto San Juan 220 kV. Este proyecto permitirá la conexión de Nueva San Juan 110 kV que eliminará la condición radial de San Juan 110 kV y disminuirá la magnitud de potencia a través de la transformación Valledupar 220/110 kV, de tal manera que impactará positivamente las restricciones asociada a N-1 y la lógica o requerimiento de los ESPS implementados en Valledupar.

Otras acciones realizadas

Implementación RAG Casanare

En conjunto con Termomechero y Termoyopal se llevó a cabo la implementación del esquema de desconexión automática de generación (RAG). El objetivo del esquema es minimizar el impacto en desatención de demanda ante contingencia N-2 entre los circuitos Yopal – San Antonio 1 y 2 115 kV o Yopal – Aguazul 115 kV de forma que se desconecte generación entre los recursos Termoyopal y Termomechero llevando el sistema a una condición segura.
Desarrollo de herramienta RSIF XM-EPRI

Se desarrolló la herramienta propia de XM basada en el RSIF (Resilient System Investment Framework). Esta herramienta evalúa los impactos y consecuencias resultantes de la aplicación de un evento HILP (High Impact Low Probability) en el sistema. El RSIF es una aplicación diseñada para abordar el análisis de la planeación de la transmisión en temas de resiliencia. Entrega una metodología para cuantificar la resiliencia de una red en función del riesgo de pérdida de generación y demanda. Permite al usuario aplicar y evaluar los impactos de contingencias mientras se intenta minimizar la probabilidad de una solución de flujo de potencia divergente. Además, aplica eventos de contingencias extremas y analiza las consecuencias de los eventos, permitiendo a los analistas de planeación evaluar varias topologías de red para determinar el riesgo presente en cada configuración.

¿Cómo finalizó el 2021?

El efecto combinado del crecimiento de la demanda y de la entrada en operación de algunos proyectos de expansión, modificaron el número restricciones de transmisión en las diferentes subáreas del sistema colombiano. Como resultado neto, al finalizar el año 2021 se tenían identificadas 172 restricciones, de los cuales 97 son de alerta y 75 son de emergencia. El Sistema Interconectado Nacional finalizó el año 2021 con 7 subáreas operativas en estado de emergencia: Atlántico, Córdoba-Sucre, Bolívar, GCM, Boyacá-Casanare, Meta y Antioquia.

Cortes (límites) con mayor participación diciembre 2021

Restricciones activas en 2021

En cumplimiento de la Resolución CREG 062 de 2000, en particular del artículo 9º, el CND realiza con resolución trimestral un seguimiento a la evolución de las restricciones, que busca evidenciar el agotamiento reiterado de la capacidad de transmisión y la evolución en el tiempo de estas. Por lo anterior, se analizan estadísticamente los principales cortes activos en la operación real, evidenciando donde se presenta estrés en la capacidad de transmisión.

A continuación se presentan el número de horas de restricciones activas durante el cuarto trimestre de 2021 agrupadas por subárea.

Figura 3. Restricciones activas cuarto trimestre 2021

A continuación se detalla la situación de las subáreas con más horas de restricciones activas

Subárea Atlántico

En esta subárea, del total de 27 cortes activos en el STR en condiciones normales de operación, 22 cortes tienen ESP (Esquemas Suplementarios de Protección) asociado que alivia la restricción mediante la apertura de interruptores o mediante la desconexión de carga, en la mayoría de los casos. Los 5 cortes restantes sin ESP asociado son los listados en la siguiente tabla.

#	Nombre de Corte	# Periodos	Porcentaje
1	Termoflores II - Oasis 110 kV / Flores 10 220/110 kV	2196	99.5
2	Flores 6 220/110 kV / Flores 10 220/110 kV	2192	99.3
3	Termoflores I - Oasis 110 kV / Termoflores I - Las Flores 110 kV	2184	98.9
4	Flores 10 220/110 kV / Flores 6 220/110 kV	2184	98.9
5	Tebsa - Cordialidad 110 kV / TCordialidad - Cordialidad 1 110 kV	408	18.5

En todos los casos, los cortes asociados a las salidas de las subestaciones Termoflores I (5 cortes), Termoflores II (8 cortes) o Tebsa (8 cortes) en el STR en red completa ocasionan limitaciones a la generación de Flores 1 o Flores IV, y generación mínima de seguridad en Tebsa.

Por otro lado, los cortes asociados al SDL de Atlántico no puede ser cubiertos en su mayoría con ESP, conllevando a desatención de demanda sectorizada en caso de materializarse las contingencias previstas en estos cortes. Las subestaciones afectadas serían Riomar, Oasis, Silencio, Unión, Las Flores o El Río a 34.5 kV.

Subárea Bogotá y Meta

En estas subáreas, del total de 31 cortes activos en condiciones normales de operación, aquellos asociados a las salidas de Chivor (5 corte), Paraíso o Guaca (4 cortes) a 230 kV pueden generar limitaciones al programar la generación de Chivor o Pagua, respectivamente.

En el departamento Meta, el total de cortes activos es de 13, asociados en su mayoría a la congestión que pueden presentar los circuitos que conforman el corredor que alimenta las cargas industriales en esta red, especialmente cuando la generación solar fotovoltaica no está disponible.

Las líneas y transformación en La Reforma 230 kV y 115 kV participan en 7 cortes, mientras que las líneas conectadas a Santa Helena 115 kV hacen parte de 6 restricciones.

¿Qué se espera para el 2022?

Proyectos de expansión 2022

Para el año 2022 se espera la entrada de diferentes proyectos de expansión de la red y de generación, de los cuales destacamos los siguientes para la operación del SIN:

Circuito Chinú – Cerromatoso 3 500 kV: Disminuye la impedancia entre Chinú y Cerromatoso 500 kV, aumentando la capacidad de transferencia entre subestaciones, lo que disminuye la carga de los circuitos existentes y su consumo de Mvar. Este circuito genera aporte de Mvar adicional en Chinú 500 kV, que brindará margen al aporte de Mvar del SVC Chinú 500 kV. Adicionalmente, posibilita aumentar importación de potencia del área Caribe de 1650 MW a 2200 MW.
Circuito Chinú – El Copey 500 kV: Un camino adicional a la subestación El Copey 500 kV, adicional al existente a través Ocaña – La Loma – El Copey 500 kV, con lo que disminuye el impacto de la contingencia sencilla de un circuito de este corredor. Este circuito aumenta el límite de importación al Caribe de 1650 MW a 2200 MW, y a Caribe 2 de 1200 a 1500 MW. Adicionalmente, reduce en una (4) unidades, el requerimiento de unidades equivalentes del área para soporte de tensión.
Medellín – La Virginia 500 kV: La entrada en operación de este circuito acerca eléctricamente las áreas Antioquia y Suroccidental. El límite de importación del área continúa siendo definido por la contingencia sencilla de un transformador San Marcos o La Virginia 500/230 kV, definiendo como nuevo límite de importación del área la potencia a través de los circuitos: Medellín – La Virginia 500 kV + San Carlos – La Virginia 500 kV en 560 MW. Adicionalmente, disminuye el impacto en tensión ante la N-1 de San Carlos – Virginia 500 kV, por lo que se reduce en una (1) unidad, el requerimiento de unidades equivalentes del área para soporte de tensión.
Doble circuito Alférez – Tesalia 230 kV: Tiene un impacto positivo en mitigación de aproximadamente 14 restricciones del área suroccidental.
La Loma – La Jagua y La Loma - El Paso 110 kV: Elimina la condición radial de las subestaciones La Jagua y el Paso 110 kV, eliminando la restricción de baja tensión en La Jagua, El Paso y El Banco 110 kV. Estos beneficios para el área Caribe y su subárea GCM, permiten aumentar la capacidad de importación potencia del área Caribe de 2250 MW a 2300 MW.
Subestación Catama 115 kV: Elimina la restricción de sobrecarga en estado normal de operación de Ocoa – Santa Helena 115 kV

A continuación se muestra la distribución por área y tipo de recurso de los proyectos de generación a 2022.

Resumen distribución por área y tipo de recurso de los proyectos de generación a 2022

Con la entrada oportuna de los proyectos de expansión esperados en el año 2022, esperamos una reducción en el número de restricciones del SIN, disminución de unidades para el control de tensión, aumentando la flexibilidad operativa y la seguridad del sistema para una operación confiable y económica.

Flexibilidad

En el 2021 socializamos nuestro segundo análisis de flexibilidad del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para los horizontes de operación 2021-2022 y 2024-2024. La relevancia de este segundo estudio radica en la incorporación de una metodología integrada que permite evaluar el impacto de la integración de fuentes de energía renovables no convencionales (FERNC) en la operación esperada de forma holística. La flexibilidad la entendemos como la habilidad que tiene el sistema para responder a las diferentes condiciones de cambio en el balance generación-demanda, en todas las escalas y horizontes de tiempo. Definimos que el SIN es flexible si es capaz, de forma económica y confiable, de:

Satisfacer picos de demanda evitando energía no suministrada
Mantener el equilibrio de la oferta y la demanda
Garantizar disponibilidad de rampas
Contar con almacenamiento suficiente para gestionar horas de baja demanda y alta producción de FERNC y viceversa
Mitigar posibles eventos manteniendo reservas adecuadas

Estos atributos los evaluamos bajo cuatro tipos de flexibilidad:

Flexibilidad por energía: Hace referencia a la suficiencia energética para asegurar el suministro futuro de electricidad en el mediano y largo plazo: almacenamiento, combustibles, mantenimientos.
Flexibilidad por potencia: Estudia cómo mantener el balance generación – demanda garantizando estabilidad de frecuencia: control de potencia activa, reservas, demanda, rampas.
Flexibilidad por capacidad de transporte: Evalúa la suficiencia del transporte y su habilidad para transportar energía manteniendo la seguridad: congestiones, n-1, estabilidad, esquemas de protección.
Flexibilidad por voltaje: Mide la habilidad del SIN para proveer potencia reactiva para mantener los niveles de tensión: FACTS, taps, reactiva.

Para realizar esta evaluación empleamos diferentes modelos, energéticos y eléctricos, que abarcan diferentes horizontes de estudio e interactúan según el diagrama presentado en la siguiente gráfica.

Metodología para la evaluación de la flexibilidad

Luego de hacer las simulaciones correspondientes para evaluar los cuatro diferentes tipos de flexibilidad en SIN para los años 2021-2022 y 2024-2025 ante la integración de FERNC y desarrollo de proyectos de transmisión en diferentes condiciones climáticas, concluimos que:

Con los escenarios simulados y los supuestos adoptados, la demanda proyectada para los años 2021-2022 y 2024-2025 se puede atender con los criterios de seguridad y confiabilidad establecidos en la regulación vigente ante la integración de 1660 MW y 4431 MW de FERNC respectivamente.
Se observa el cumplimiento de todos los atributos de flexibilidad en todos los casos estudiados.
En las condiciones simuladas de hidrología alta (histórico 2010-2011) se presentan vertimientos de agua, viento y sol debido a los altos aportes hídricos.
En condiciones de red completa, se estima que las rampas requeridas por la demanda neta sean provistas en su mayoría por la generación hidráulica.
Para el horizonte 2024 – 2025, se pueden incorporar 4431 MW de generación FERNC, siempre que se garantice en demanda mínima un valor de inercia base de 300 segundos.
Ante los niveles de FERNC considerados, no se evidencia la excitación futura de un modo de bajo amortiguamiento que afecte la estabilidad del sistema.
Un eventual atraso de Hidroituango implicaría despachar generación térmica adicional para atender la demanda. Por otro lado, la integración de la totalidad del proyecto Hidroituango, podría desplazar generación proveniente de FERNC.
En la medida que se cuente con mejor información de las series meteorológicas y de las características técnicas y modelos de las plantas y la carga, es posible tener mayor certeza en la estimación de la generación futura de las plantas renovables y reservas requeridas.
A medida que se definan nuevas restricciones o reglas de operación (caudal ambiental, regla de operación de Hidroituango, etc.) se debe actualizar el estudio para analizar su impacto en la operación del sistema.
Se deben hacer análisis de reservas terciarias y su importancia ante en la operación de tiempo real, considerando escenarios de desviación de la demanda y la producción de FERNC.

Los resultados de los insumos y estudios de Flexibilidad por energía y potencia se encuentran publicados en Power BI. A continuación los link de cada tablero y la descripción de la información que contienen: