ENTE OPERADOR REGIONAL
San Salvador, 19 de noviembre de 2009
IDENTIFICACION DE LA
RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL
PARA EL AÑO 2010
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 1
ÍNDICE 1. ANTECEDENTES ........................................................................2
2. RESUMEN EJECUTIVO ................................................................4
2.1 Generalidades ...........................................................................4
2.2 Red de Transmisión Regional, año 2010 .......................................5
3. INTRODUCCIÓN ........................................................................9
4. CONSIDERACIONES GENERALES ...............................................10
4.1 Programas de simulación y bases de datos .................................10
4.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central
(SIEPAC). ....................................................................................11
4.3 Interconexión extra-regional Guatemala – México .......................11
5. RESULTADOS RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2010 .................13
5.1 Primer Paso: RTR Básica ..........................................................13
5.2 Segundo paso: Nodos de Control...............................................15
5.3 Tercer paso: RTR Preliminar .....................................................22
5.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar ............46
5.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM........................53
ANEXO I. Líneas de transmisión modeladas con impedancia cero contenidas en la base de datos PSS/E...........................................56
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
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1. ANTECEDENTES En cumplimiento a la instrucción de la Junta Directiva del Ente Operador Regional (EOR), realizada en reunión los días 16 y 17 de abril del año 2008; el EOR en coordinación con los Operadores de Sistema y Operadores de Mercado (OS/OM), elaboró el Documento de Implementación Gradual del RMER. Dicho documento considera para la identificación de la Red de Transmisión Regional (RTR) realizar en coordinación con los OS/OM las siguientes actividades:
1. El EOR propondrá la RTR 2. Revisar la RTR resultante en conjunto con los OS/OM
Finalmente la Junta Directiva del EOR realizará la aprobación de la identificación de la RTR. Durante el primer semestre del año 2009, el EOR, ejecutó la metodología establecida en el RMER para la identificación de los elementos que conforman la RTR y elaboró la primera propuesta de identificación de la RTR aplicable para el año 2009, el cual fue remitido a los OS/OM para su revisión. Posterior al proceso de integración de la mayoría de las observaciones y comentarios emitidos por los OS/OM a la propuesta en mención, se realizó una reunión en la sede del EOR, durante los días 4 y 5 de junio de 2009, en la cual, se revisó dicha propuesta y la forma de aplicación de la metodología establecida en RMER. En dicha reunión participaron representantes de los OS/OM y del EOR. Como resultado de la revisión, se acordó ejecutar nuevamente la metodología establecida en el RMER para la identificación de la RTR, y en la cual se incluiría el segundo semestre del año 2009 y para el año 2010. Adicionalmente se acordaron, para cada uno de los pasos de la metodología, la forma de aplicación y actividades a desarrollar para la ejecución de los mismos. En particular para la aplicación del paso 2 de la metodología, según recomendación del Comité Ad-Hoc de revisión de la identificación de la RTR, el EOR realizó la consulta a la CRIE sobre la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso.
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La CRIE, respondió a la consulta en mención, por lo cual, la aplicación del paso 2 de la metodología se ha realizado considerando lo establecido en el Anexo A del Libro III del RMER y lo indicado por la CRIE, en la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. Además se consideraron las observaciones realizadas en las revisiones efectuadas en las reuniones del 03 de septiembre y del 19 y 20 de noviembre de 2009 por el Comité Ad-Hoc y el EOR. Los resultados obtenidos para cada uno de los pasos, se presentan en este Informe.
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2. RESUMEN EJECUTIVO 2.1 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 la RTR, aplicable para el año 2010. También se indican los fines para los cuales será utilizada la RTR identificada, y la representación gráfica de la misma. Los pasos que contempla la metodología son los siguientes:
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;
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 topológica de los elementos identificados en (a) y (b) por medio 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 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.
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2.2 Red de Transmisión Regional, año 2010 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 año 2010.
Línea de interconexión Voltaje (kV) Países
Los Brillantes – Frontera Guatemala/México1
400 Guatemala hasta la frontera con México
Moyuta - Ahuachapán 230 Guatemala – El Salvador 15 de Septiembre – Agua Caliente (1)
230 El Salvador - Honduras
Prados – León I 230 Honduras - Nicaragua
Amayo - Liberia 230 Nicaragua – Costa Rica
Río Claro - Progreso 230 Costa Rica - Panamá
Cahuita – Changuinola 230 Costa Rica - Panamá
Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países
Aguacapa – Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala –El
Salvador Guatemala Norte – Panaluya 230 Guatemala
Panaluya – San Buenaventura 230 Interconexión Guatemala -
Honduras Ahuachapán – Nejapa (un circuito) 230 El Salvador
15 de Septiembre – Nejapa (un circuito)
230 El Salvador
Agua Caliente – 15 de Septiembre (2) 230
Interconexión Honduras – El Salvador
Cajón – San Buenaventura 230 Honduras
Toncontín – San Buenaventura 230 Honduras Agua Caliente – Planta Sandino 230 Interconexión Honduras - Nicaragua
Planta Sandino - Ticuantepe 230 Nicaragua
Ticuantepe - Cañas 230 Interconexión Nicaragua – Costa
Rica Cañas - Parrita 230 Costa Rica
Río Claro – Palmar Norte 230 Costa Rica
Río Claro - Veladero 230 Interconexión Costa Rica - Panamá 1 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 TPAPOT respectivamente. El tramo en México de la línea no
forma parte de la RTR
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El tramo de las líneas de interconexión y los tramos de la Línea SIEPAC en cada país deben considerarse como elementos adicionales a los presentados en las siguientes tablas resumen.
Guatemala Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año
2010 400 1 1 230 22 14 138 17 0
Nodos
69 188 0 Total 228 15
230 24 16 138 16 0
Líneas de Transmisión
69 192 0 Total 232 16
400/230 1 1 230/138 2 0 230/69 4 0
Transformadores de dos
devanados 138/69 4 0
Total 11 1
230/69/13.8 7 0 Transformadores de tres
devanados 230/138/13.8 1 0
Total 8 0
El Salvador Elemento de Transmisión
Voltaje (kV) Total BDD RTR Año
2010 230 3 3
Nodos 115 25 17
Total 28 20 115 38 19 Líneas de
Transmisión 230 2 2
Total 40 21
Transformadores de tres
devanados
230/115/46-23
6 6
Total 6 6
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Honduras
Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año
2010 230 12 11 138 37 20 Nodos 69 25 0
Total 74 31 230 14 13 138 46 22
Líneas de Transmisión
69 21 0 Total 81 35
230/138 4 4 Transformadores de dos
devanados 138/69 7 0
Total 11 4 Transformadores
de tres devanados
230/138/13.8 2 2
Total 2 2
Nicaragua Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año
2010 230 8 7 138 45 18 Nodos 69 47 0
Total 100 25 230 9 8 138 47 17
Líneas de Transmisión
69 40 0 Total 96 25
Transformadores de dos
devanados 138/69 7 0
Total 7 0
230/138/13.8 8 8 Transformadores de tres
devanados 138/69/13.8 4 0 Total 12 8
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Costa Rica
Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año
2010 230 31 27 138 34 20 Nodos 69 0 0
Total 65 47 230 38 28 Líneas de
Transmisión 138 41 26 Total 79 54
230/138/13.8 13 11 Transformadores de tres
devanados 230/69/13.8 0 0
Total 13 11
Panamá Elemento de Transmisión Voltaje (kV) Total BDD RTR Año
2010 230 16 15
Nodos 115 31 8
Total 47 23 230 28 27 Líneas de
Transmisión 115 40 9 Total 68 36
Transformadores de dos
devanados 230/115 1 0
Total 1 0
230/115/34.5 9 0 Transformadores de tres
devanados 230/115/13.8 5 3
Total 14 3
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3. INTRODUCCIÓN
El II Protocolo del Tratado del Mercado Eléctrico Regional establece en su artículo 4 la reforma al artículo 12 del Tratado del Mercado Eléctrico Regional, adicionando un segundo párrafo que se lee 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 Mercado Eléctrico Regional, integran la red de transmisión regional”. Como parte de las actividades del plan de implementación gradual del RMER, el Ente Operador Regional (EOR), ha utilizado la metodología establecida en el RMER, para la identificación de la Red de Transmisión Regional (RTR), aplicable para el segundo semestre del año 2009 y el año 2010. El presente informe contiene los resultados, correspondientes para el año 2010 aplicando los cinco pasos de la metodología detallada en el Anexo A del libro III del RMER. Para la aplicación del paso 2 se tomó en consideración la interpretación definitiva indicada por la CRIE, la cual fue solicitada a CRIE mediante acuerdo del Comité Ad–Hoc para la revisión de la RTR, conformado por representantes de los OS/OM y el EOR. Y además las observaciones realizadas en la revisión efectuada el 03 de septiembre por el Comité Ad-Hoc y el EOR, las cuales fueron incorporadas a en el informe y revisadas en reunión posterior del comité durante los días 19 y 20 de noviembre de 2009. Conforme estableció la Junta Directiva del EOR en el “Documento de Implementación Gradual del RMER”, durante esta etapa de implementación gradual del RMER, hasta que la CRIE emita la resolución declaratoria de la puesta en operación de la Línea SIEPAC, dicha definición será utilizada al menos 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.
� Definir el conjunto mínimo de instalaciones observables en las cuales el EOR puede ejercer acciones de control por medio de los OS/OM.
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Es importante aclarar que durante el periodo transitorio hasta la entrada en vigencia plena del RMER la especificación de los nodos desde los cuales se pueden presentar ofertas servirá para el desarrollo del plan gradual de cumplimiento del Sistema de Medición Comercial Regional (SIMECR). Los nodos habilitados para realizar ofertas en el MER son los definidos en el Anexo D del RTMER. A corto plazo es necesario definir los nodos de la RTR de América Central debido a las siguientes razones:
� Los nodos habilitados de la RTR definida en el RTMER no toman en consideración las nuevas instalaciones implementadas desde el año 2001.
� Los procesos del RMER requieren de una RTR identificada para el adecuado desarrollo del Plan de Implementación del RMER.
4. CONSIDERACIONES GENERALES
Las consideraciones tomadas en cuenta en el desarrollo del proceso de identificación de la RTR para el segundo semestre son las siguientes: 4.1 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 del PSS/E aplicables el escenario de verano del año 2010. 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 que el RMER desarrolla para la identificación de la RTR, en su cuarto paso, establece que se deberá utilizar un modelo de planeamiento operativo para realizar las simulaciones; con una base de datos con un horizonte que contenga los 5 años siguientes. Para identificación de la RTR, se consideró lo siguiente:
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a) El modelo de planeamiento operativo utilizado es el SDDP b) La base de datos del SDDP utilizada en la metodología, corresponde a
la resultante del proceso de actualización para el año 2010, realizado por el Grupo Técnico de Planeamiento Operativo (GTPO) del EOR.
Debido a que la Base de Datos disponible en el modelo de planeamiento operativo (SDDP) no contenía el detalle completo de las redes de transmisión nacionales se trabajó para modelar en el SDDP toda la información de las líneas de transmisión que se tiene en el PSS/E.
c) Adicionalmente, en la base de datos del SDDP se modelaron las redes
de transmisión de 69 kV, en los países que no la consideraron inicialmente en la base de datos en mención, con sus correspondientes datos de generación y demanda, de manera de considerar todos sus elementos de transmisión en la simulación.
d) Los límites de transferencias considerados en el SDDP son los
resultantes del estudio de máximas transferencia época seca 2007, actualmente vigentes.
4.2 Sistema de Interconexión Eléctrica de los Países de América Central (SIEPAC).
Para la RTR aplicable para el año 2010, se incluyeron en los análisis y bases de datos los tramos y subestaciones de la línea SIEPAC, en base al cronograma de puesta en servicio, informados por la Empresa Propietaria de la Red (EPR). 4.3 Interconexión extra-regional Guatemala – México Se ha considerado que la Interconexión extra-regional entre los países de Guatemala y México entrará en servicio durante el año 2009 y por lo tanto, el tramo en Guatemala de dicha interconexión, forma parte de la RTR básica para el año 2010.
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5. RESULTADOS RED DE TRANSMISIÓN REGIONAL 2010
5.1 Primer Paso: RTR Básica Para el año 2010, los 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 tramos que entrarán en operación de la línea SIEPAC para este año. A continuación se listan los elementos de transmisión que se consideran parte de la RTR básica, para cada sistema eléctrico nacional de la región.
Tabla 5.1. Nodos pertenecientes a la RTR Básica. País Nodo Voltaje(kV) No. Bus (PSS/E) Nombre (PSS/E)
Los Brillantes 400 1128 LBR-400 Moyuta2 230 1125 MOY-231 Aguacapa 230 1101 AGU-230
Guatemala Norte 230 1108 GNO-231 Guatemala
Panaluya 230 1710 PAN-230 Ahuachapán 230 28161 AHUA-230
15 de Septiembre 230 28181 15SE-230 El Salvador Nejapa 230 28371 NEJA-230
Agua Caliente 230 3301 AGC B624 Prados 230 3310 PRD B618
Toncontín 230 3155 TON B610 Cajón 230 3032 CJN B601
Honduras
San Buenaventura 230 3300 SBV León I 230 4403 LNI-230 Amayo 230 4750 AMY-230
Planta Sandino 230 4402 PSN-230 Nicaragua
Ticuantepe 230 4406 TCP-230 Liberia 230 50000 LIB230
56050 RCL230A Río Claro 230
56052 RCL230B Cahuita 230 58350 CAH230
50050 CAS230A Cañas 230
50052 CAS230B Parrita 230 54000 PAR230
56100 PNO230A
Costa Rica
Palmar Norte 230 56102 PNO230B
Progreso3 230 6014 PRO230 Veladero 230 6182 VEL230 Panamá
Changuinola 230 6260 CHA230 2 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-230), 1125 (MOY-231), y el
1129 (MOY-232). 3 En la BDD del PSS/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.
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Tabla 5.2. Líneas de interconexión pertenecientes a la RTR Básica.
Línea de interconexión Voltaje (kV) Países
Los Brillantes – Frontera Guatemala/México4
400 Guatemala hasta la frontera con México
Moyuta – Ahuachapán 230 Guatemala – El Salvador 15 de Septiembre – Agua Caliente (1) 230 El Salvador - Honduras
Prados – León I 230 Honduras - Nicaragua
Amayo – Liberia 230 Nicaragua – Costa Rica
Río Claro – Progreso 230 Costa Rica - Panamá
Cahuita – Changuinola 230 Costa Rica - Panamá
Tabla 5.3. Tramos de la Línea SIEPAC pertenecientes a la RTR Básica.
Tramo Línea SIEPAC Voltaje (kV) Países
Aguacapa – Ahuachapán 230 Interconexión Guatemala –El Salvador
Guatemala Norte – Panaluya 230 Guatemala
Panaluya – San Buenaventura 230 Interconexión Guatemala -
Honduras Ahuachapán – Nejapa (un circuito)
230 El Salvador
15 de Septiembre – Nejapa (un circuito) 230 El Salvador
15 de Septiembre - Agua Caliente (2) 230
Interconexión Honduras – El Salvador
Cajón – San Buenaventura 230 Honduras Toncontín – San Buenaventura 230 Honduras Agua Caliente – Planta Sandino 230 Interconexión Honduras - Nicaragua
Planta Sandino – Ticuantepe 230 Nicaragua
Ticuantepe – Cañas 230 Interconexión Nicaragua – Costa
Rica Cañas – Parrita 230 Costa Rica Río Claro – Palmar Norte 230 Costa Rica Río Claro – Veladero 230 Interconexión Costa Rica - Panamá
4 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 TPAPOT respectivamente. El tramo en México de la línea no
forma parte de la RTR
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5.2 Segundo paso: Nodos de Control 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 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 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 alto 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 energía”. Para la aplicación de éste paso de la metodología, según acuerdo del Comité Ad-Hoc de revisión de la identificación de la RTR conformado por los OS/OM y el EOR, se realizó la consulta a la CRIE sobre la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. La CRIE, respondió a la consulta en mención, por lo cual, la aplicación del paso 2 de la metodología se ha realizado considerando lo establecido en el Anexo A del Libro III del RMER y lo indicado por la CRIE, en la interpretación definitiva acerca de la forma de ejecución de dicho paso. Además se consideraron las observaciones realizadas en la revisión efectuada el 3 de septiembre por el Comité Ad-Hoc y el EOR. A continuación se listan los nodos de control identificados, para cada sistema eléctrico nacional de la región.
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Tabla 5.4. Nodos de control del sistema eléctrico de Guatemala.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
GUA Alborada 230 1102 ALB-230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de la RTR básica Aguacapa 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas Arizona, Enron, Sidegua, San José y Tampa.
GUA Escuintla 230 1106 ESC-231 Es el nodo eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión Moyuta 230 kV y Panaluya 230kV y recibe generación de forma radial de las plantas Escuintla, SIS-D y La Palma
GUA Siquinalá 230 1132 SIQ-230 Recibe generación de forma radial desde el nodo Magdalena 230 kV 1444 TIC-231
GUA Tac Tic 230 1448 TIC-232
Recibe generación de forma radial de la planta Tac Tic
GUA Guatemala Este 230 1107 GES-231 Nodo que tiene asociados generación y demanda
Tabla 5.5. Nodos de control del sistema eléctrico de El Salvador .
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
SAL 5 de Noviembre 115 27101 5NOV-115 Recibe generación en forma radial de la planta 5 de Noviembre
SAL Acajutla 115 27131 ACAJ-115 Recibe generación en forma radial de la planta Acajutla, también se alimenta demanda desde este nodo.
SAL Ahuachapán 115 27161 AHUA-115 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Ahuachapán 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Ahuachapán
SAL Cerrón Grande 115 27171 CGRA-115 Recibe Generación de la planta Cerrón Grande, también se alimenta demanda desde este nodo.
SAL 15 de
Septiembre 115 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
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Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
septiembre.
SAL Berlín 115 27211 BERL-115 Recibe generación de la planta Berlín
SAL Soyapango 115 27301 SOYA-115 Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la planta Soyapango
SAL Santa Ana 115 27351 SANA-115 Recibe generación en forma radial de la planta Guajoyo. También se alimenta demanda desde este nodo
SAL Nejapa 115 27371 NEJA-115 Recibe generación de la planta Nejapa. También se alimenta demanda en este nodo
SAL Sonsonate 115 27411 SONS-115 Recibe generación de la planta CASSA, y tiene demanda asociada
SAL Talnique 115 27481 TALN-115 Recibe generación de la planta Talnique
Tabla 5.6. Nodos de control del sistema eléctrico de Honduras
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
HON Pavana 230 3034 PAV B620
Es el nodo 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
HON LUFUSSA 230 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
HON Cañaveral 138 3029 CRL B501 Recibe generación de las planta Cañaveral
HON Progreso 138 3038 PGR B509 Recibe generación en forma radial de la planta Ceiba Térmica
HON Térmica Sulzer 138 3122 TSZ B526
Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente ELC B520
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Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
HON Choloma 138 3049 CHM B539 Nodo que tiene asociados generación y retiro
HON La Puerta 138 3078 LPT B503 Nodo que tiene asociados generación y retiro
HON Masca 138 3082 MAS B544 Nodo que tiene asociados generación y retiro
HON Agua Prieta 138 3204 AGP B556 Nodo que tiene generación asociada
Tabla 5.7. Nodos de control del sistema eléctrico de Nicaragua .
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
NIC Planta Nicaragua 230 4405 PNI-230 Es el nodo eléctricamente más cercano a los nodos de interconexión León I 230 kV y Subestación Sandino, 230 kV y recibe generación de forma radial de Amfels
NIC Acahualinca 138 4300 ACH-138 Recibe generación de las plantas Hugo Chávez 1 y Las Brisas. También se alimenta demanda desde este nodo.
NIC Tipitapa 138 4336 TPT-138 Recibe generación en forma radial de la Planta Tipitapa Power y Planta Che Guevara ubicación Tipitapa
NIC El Viejo 138 4312 EVJ-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación radialmente de PMR-69 (4326)
NIC Los Brasiles 138 4315 LBS-138 Recibe generación de las plantas Momotombo y Hugo Chávez II
NIC León I 138 4316 LNI-138 Nodo que tiene demanda asociada y recibe generación de la Planta Energética Corinto
NIC Planta Managua 138 4317 MGA-138 Recibe generación de la planta Managua
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Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
NIC Masaya 138 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 Che Guevara ubicación Benjamín Zeledón
NIC Planta Santa
Bárbara 138 4329 PSB-138 Recibe generación de la planta Santa Bárbara
NIC Sébaco 138 4331 SEB-138 Nodo que tiene demanda y recibe generación en forma radial de Planta Centroamérica
NIC San Jacinto Power 138 4334 SJP-138T Recibe generación de la planta San Jacinto Power NIC Nagarote 138 4342 NAG-138 Nodo que tiene asociados generación y retiro
Tabla 5.8. Nodos de control del sistema eléctrico de Costa Rica.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
50100 COR230A CRI Corobicí 230
50102 COR230B Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conecta radialmente SAD138
CRI 50200 ARE230A CRI
Arenal 230 50202 ARE230B
Recibe generación de las plantas Arenal, Tejona, PESA y Aeroenergía
CRI 50250 MIR230A CRI 50252 MIR230B CRI
Miravalle 230 50253 MI3230
Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Liberia, 230 kV y recibe generación de forma radial de las plantas Miravalles, Los Negros y Canalete
CRI Barranca 230 50350 BAR230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Ciudad Quezada 230 50650 CQU230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Toro 230 50700 TOR230 Recibe generación de la planta Toro
CRI Peñas Blancas 230 50800 PBL230 Recibe generación de la planta Peñas Blancas. También se alimenta demanda desde este nodo
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 20
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
CRI Garabito 230 50900 GAB230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI 50950 CAR230A CRI
Cariblanco 230 50952 CAR230B
Recibe generación de la planta Cariblanco
CRI 53000 CAJ230A CRI
La Caja 230 53002 CAJ230B
Nodo que tiene asociados generación y retiro
CRI MOG 230 50300 MOG230 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Pirris 230 54250 PIR230 Nodo que tiene generación asociada CRI 53004 CAJ138A CRI
La Caja 138 53006 CAJ138B
Nodo que tiene demanda y generación asociadas. A este nodo se conectan radialmente GAR138, NAR138, COC138 y POA138
CRI Alajuelita 138 53454 ALA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro CRI Colima 138 53654 COL138 Recibe generación de la planta Colima
CRI Río Macho 138 53854 RMA138 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Río Claro, 230 kV y recibe generación de forma radial de la planta Río Macho
58004 CAC138A CRI Cachí 138
58006 CAC138B Recibe generación de las plantas Cachí y La Joya
CRI Turrialba 138 58054 TUR138 Nodo que tiene generación y demanda asociadas 58104 ANG138A
CRI Angostura 138 58106 ANG138B
Nodo que tiene asociados generación y retiro
CRI Trapiche 138 58154 TRA138 Nodo que tiene asociados generación y retiro. A este nodo se conectan radialmente LEE138 (58204)
58304 MOI138A 58305 MOI138B CRI Moín 138 58306 MOI138C
Nodo que tiene asociados generación y retiro
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 21
Tabla 5.9. Nodos de control del sistema eléctrico de Panamá.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
PAN Panamá II 230 6003 PANII230 Recibe generación de la planta Bayano, COPESA y Pacora
PAN Chorrera 230 6005 CHO230 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialemente PAM230
PAN Mata de Nance 230 6011 MDN230 Es el nodo eléctricamente más cercano al nodo de interconexión Progreso, 230 kV y tiene asociados centros de demanda y generación.
PAN Guasquitas 230 6179 GUA230 Nodo que tiene asociada demanda. A este nodo se conecta radialmente EST230.
Panamá 115 6002 PAN115 Nodo que tiene asociados generación y demanda. A este nodo se conecta radialmente SMA115
PAN Las Minas 1 115 6059 LM1115 Recibe generación de la planta Las Minas 1 PAN Las Minas 2 115 6060 LM2115 Recibe generación de la planta Las Minas 2 PAN Fortuna 230 6096 FOR230 Recibe generación de la planta Fortuna
PAN Cemento Panamá 115 6170 CPA115 Nodo que tiene asociada demanda. A este se conecta radialmente GIR115
PAN Cativa 115 6270 CAT 115 Nodo que tiene asociada generación PAN Termocolón 115 6290 TCOL 115 Nodo que tiene asociada generación
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 22
5.3 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 RTR 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 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 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 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 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.
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 23
Tabla 5.10. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
GUA Guatemala Sur 230 1109 GSU-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua
GUA Moyuta5 230 1126 MOY-230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua
GUA Moyuta6 230 1129 MOY-232 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua
GUA San Joaquín 230 1120 SJQ-230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ALB-230 (1102) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)
GUA Los Brillantes 230 1110 LBR-231 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica LBR-400 (1128)
5 El nodo Moyuta (No. Bus 1126) no se ha considerado para el conteo de elementos de la RTR del paso 3, debido a que es el mismo nodo de Moyuta de la RTR Básica (No.
Bus 1125, MOY-231), es decir ya fue considerado en el paso 1 para el conteo. 6 El nodo Moyuta (No. Bus 1129) no se ha considerado para el conteo de elementos de la RTR del paso 3, debido a que es el mismo nodo de Moyuta de la RTR Básica (No.
Bus 1125, MOY-231), es decir ya fue considerado en el paso 1 para el conteo. Asimismo, se aclara que el nodo 1129 (MOY-232) es un nodo ficticio en la base de datos, el
cual representa el punto correspondiente a la derivación para la conexión de la Subestación Moyuta
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 24
Tabla 5.11. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.
Línea de Transmisión
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
GUA Escuintla 1106 ESC-231 Alborada 1102 ALB-230 230 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)
GUA Escuintla 1106 ESC-231 Alborada 1102 ALB-230 230 2
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ESC-231 (1106) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)
GUA Alborada 1102 ALB-230 San Joaquín 1120 SJQ-230 230 1
GUA San Joaquín 1120 SJQ-230 Aguacapa 1101 AGU-230 230 1
Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ALB-230 (1102) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)
GUA Siquinalá 1132 SIQ-230 Escuintla 1106 ESC-231 230 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SIQ-230 (1132) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)
GUA Tac Tic 1444 TIC-231 Guatemala
Norte 1108 GNO-231 230 1
GUA Tac Tic 1448 TIC-232 Guatemala
Norte 1108 GNO-231 230 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TIC-231 (1444) y TIC-232 (1448) con el nodo de la RTR básica AGU-230 (1101)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 25
Línea de Transmisión
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
GUA Guatemala
Este 1107 GES-231
Guatemala Norte
1108 GNO-231 230 1
Ruta de menor impedancia que conecta los nodos de control GES-231 (1107 y GNO-231 (1108)
GUA Moyuta7 1126 MOY-230 Moyuta 1125 MOY-231 230 1 Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua
GUA Guatemala
Este 1107 GES-231 Moyuta 1129 MOY-232 230 1
GUA Moyuta8 1126 MOY-230 Moyuta 1129 MOY-232 230 2
Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua
GUA Escuintla 1106 ESC-231 Guatemala
Sur 1109 GSU-231 230 1
GUA Escuintla 1106 ESC-231 Guatemala
Sur 1109 GSU-231 230 2
GUA Guatemala
Este 1107 GES-231 Guatemala
Sur 1109 GSU-231 230 1
Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua
GUA Siquinalá 1132 SIQ-230 Los Brillantes 1110 LBR-231 230 1 Tramo que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua
7 Esta línea no es considerada en el conteo de los elementos de la RTR, debido a que ya fue considerada en el paso 1 como línea Ahuachapán – Moyuta 230 kV. Asimismo,
se aclara que el nodo 1125 (MOY-231) es un nodo ficticio en la base de datos, el cual representa el punto correspondiente a la derivación para la conexión de la Subestación
Moyuta. 8 Esta línea no es considerada en el conteo de los elementos de la RTR, debido a que ya fue considerada en el paso 1 como línea Ahuachapán – Moyuta 230 kV. Asimismo,
se aclara que el nodo 1129 (MOY-232) es un nodo ficticio en la base de datos, el cual representa el punto correspondiente a la derivación para la conexión de la Subestación
Moyuta.
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 26
Tabla 5.12. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Guatemala.
Transformador de dos devanados
Nodo desde Nodo hacia País Subestación No. Bus
(PSS/E) Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
GUA Los Brillantes 1128 LBR-400 1110 LBR-231 400/230 1 Elemento del camino eléctrico más corto para llegar de LBR-231 (1110) a nodo de RTR básica LBR-400 (1128)
Tabla 5.13. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
SAL San Antonio Abad 115 27361 SANT-115 Nodo necesario para conectar el nodo de control TALN-115 (27481) al nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371).
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 27
Tabla 5.14. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.
Línea de Transmisión
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
SAL Ahuachapán 27161 AHUA-115 Santa Ana 27351 SANA-115 115 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SANA-115 (27351) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)
SAL Ahuachapán 27161 AHUA-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SONS-115 (27411) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)
SAL Acajutla 27131 ACAJ-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1
SAL Acajutla 27131 ACAJ-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 2
Tramos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control ACAJ-115 (27131) con el nodo de la RTR básica AHUA-230 (28161)
SAL Cerrón Grande
27171 CGRA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1
SAL Cerrón Grande 27171 CGRA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 2
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CGRA-115 (27351) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)
SAL Soyapango 27301 SOYA-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control SOYA-115 (27301) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)
SAL 15 de
Septiembre 27181 15SE-115 Berlín 27211 BERL-115 115 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control BERL-115 (27211) con el nodo de la RTR básica 15SE-230 (28181)
SAL 5 de
Noviembre 27101 5NOV-115 Cerrón Grande 27171 CGRA-115 115 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control 5NOV-115 (27101) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 28
Línea de Transmisión
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
SAL San Antonio
Abad 27361 SANT-115 Talnique 27481 TALN-115 115 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TALN-115 (27481) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)
SAL San Antonio
Abad 27361 SANT-115 Nejapa 27371 NEJA-115 115 1
Tramo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TALN-115 (27481) con el nodo de la RTR básica NEJA-230 (28371)
Tabla 5.15. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de El Salvador.
Transformador de tres devanados
Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País Subestación No. Bus
(PSS/E) Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
28371 NEJA-230 27371 NEJA-115 24371 NEJA-46 230/115/46-23
NEJA_TR
SAL Nejapa
28371 NEJA-230 27371 NEJA-115 24371 NEJA-46 230/115/46-23
NEJA_TR
Conecta el Nodo de Control NEJA-115 (27371) con el Nodo RTR básica NEJA-230 (28371)
27181 15SE-115 28181 15SE-230 24182 15SE-46 230/115/46-23
INTER 3
SAL 15 de
Septiembre 27181 15SE-115 28181 15SE-230 24182 15SE-46
230/115/46-23
INTER 4
Conecta el Nodo de Control 15SE-115 (27181) con el Nodo Frontera 15SE-230 (28181)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 29
Transformador de tres devanados
Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País Subestación No. Bus
(PSS/E) Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
28161 AHUA-230 27161 AHUA-115 24161 AHUA-46 230/115/46-23
INTER 1 SAL
Ahuachapán
28161 AHUA-230 27161 AHUA-115 24161 AHUA-46 230/115/46-23
INTER 2
Conecta el Nodo de Control AHUA-115 (27161) con el Nodo Frontera AHUA-230 (28161)
Tabla 5.16. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.
Nodo País
Nombre Voltaje (Kv)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
HON Progreso 230 3095 PGR B603 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PGR B509 (3038) a RTR básica
HON Río Lindo 138 3098 RLN B521 Nodo que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CRL B501 (3029) a la RTR básica
HON Bermejo 138 3037 BER B507 HON Circunvalación 138 3052 CIR B537 HON Calpules 138 3160 CAL 138
Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conectan el nodo de control CHM B539 (3049) a la RTR básica
HON San Pedro Sula Sur 138 3203 SPS B558 HON Santa Marta 138 3108 SMT B534
Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conectan el nodo de control LPT B503 (3078) a la RTR básica
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 30
Tabla 5.17. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.
Línea de Transmisión
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
HON Pavana 3034 PAV B620 Agua Caliente
3301 AGC B624 230 1
Ruta eléctrica más corta para unir PAV B620 (3334) con el nodo de la RTR básica AGC B624(3301)
HON Agua
Caliente 3301 AGC B624 LUFUSSA 3355 LUT B622 230 1
HON Agua
Caliente 3301 AGC B624 LUFUSSA 3355 LUT B622 230 2
Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir LUT B620 (3355) con el nodo de la RTR básica AGC B624(3301)
HON Cajón 3032 CJN B601 Progreso 3095 PGR B603 230 1
HON Cajón 3032 CJN B601 Progreso 3095 PGR B603 230 2
Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir PGR B603 (3095) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)
HON Cañaveral 3029 CRL B501 Río Lindo 3098 RLN B521 138 1
HON Progreso 3038 PGR B509 Río Lindo 3098 RLN B521 138 1
Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir CRL B501 (3029) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)
HON Bermejo 3037 BER B507 Choloma 3049 CHM B539 138 1
HON Bermejo 3037 BER B507 Choloma 3049 CHM B539 138 2
HON Bermejo 3037 BER B507 Circunva-
lación 3052 CIR B537 138 1
HON Circunva-lación
3052 CIR B537 Calpules 3160 CAL 138 138 1
HON Progreso 3038 PGR B509 Calpules 3160 CAL 138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir CHM B539 (3049) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 31
Línea de Transmisión
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
HON
Choloma 3049 CHM B539 Masca 3082 MAS B544 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir MAS B544 (3082) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)
HON
Masca 3082 MAS B544 Térmica Sulzer
3122 TSZ B526 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir TSZ B526 (3122) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)
HON
Choloma 3049 CHM B539 Agua Prieta
3204 AGP B556 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir CHM B539 (3049) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)
HON La Puerta 3078 LPT B503 San Pedro
Sula Sur 3203 SPS B558 138 1
HON La Puerta 3078 LPT B503 San Pedro
Sula Sur 3203 SPS B558 138 2
HON Santa Marta
3108 SMT B534 San Pedro Sula Sur
3203 SPS B558 138 1
HON Progreso 3038 PGR B509 Santa
Marta 3108 SMT B534 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir LPT B503 (3078) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)
HON Pavana 3034 PAV B620 Prados 3310 PRD B618 230 1
HON Toncontín 3155 TON B610 Agua
Caliente 3301 AGC B624 230 1
HON Toncontín 3155 TON B610 Agua
Caliente 3301 AGC B624 230 2
Ruta eléctrica más corta para que la RTR preliminar sea continua
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 32
Tabla 5.18. Transformadores de dos devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Honduras.
Transformador de dos devanados Nodo desde Nodo hacia País
Subestación No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV)
Id Comentario
HON Progreso 3038 PGR B509 3095 PGR B603 230/138 PGRT603
HON Progreso 3038 PGR B509 3095 PGR B603 230/138 PGRT604
Elemento de la ruta eléctrica más corta para unir PGR B509 (3038) con el nodo de la RTR básica CJN B601(3032)
Tabla 5.19. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
NIC Los Brasiles 230 4401 LBS-230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LBS-138 (4315) con el nodo de la RTR básica LNI-230 (4403)
NIC Masaya 230 4404 MSY-230 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MSY-138 (4319) con el nodo de la RTR básica AMY-230 (4750)
NIC Oriental 138 4323 ORT-138 NIC Altamira 138 4302 ALT-138 NIC Las Colinas 138 4343 LCN-138 NIC Ticuantepe 138 4340 TCP-138
Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TPT-138 (4336) con el nodo de la RTR básica TPT-230 (4406)
NIC Punta Huete 138 4327 PTH-138 Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PSB-138 (4329) con el nodo de la RTR básica TPT-230 (4406)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 33
Tabla 5.20. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.
Línea de Transmisión Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 Ticuantepe 4406 TCP-230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control LBS-138 (4315) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
NIC Acahualinca 4300 ACH-138 Los Brasiles 4315 LBS-138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ACH-138 (4300) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
NIC Planta
Managua 4317 MGA-138 Achualinca 4300 ACH-138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MGA-138 (4317) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
NIC El Viejo 4312 EVJ-138 León I 4316 LNI-138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control EVJ-138 (4312) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)
NIC San Jacinto
Power 4334 SJP-138T León I 4316 LNI-138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SJP-138 (4334) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)
NIC Masaya 4404 MSY-230 Ticuantepe 4406 TCP-230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MSY-138 (4404) a nodo de RTR básica TCP-230
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 34
Línea de Transmisión Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
(4406)
NIC Nagarote 4342 NAG-138 Los Brasiles 4315 LBS-138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control NAG-138 (4342) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
NIC Planta
Nicaragua 4405 PNI-230 Planta Sandino 4402 PSN-230 230 1
NIC Planta
Nicaragua 4405 PNI-230 Planta Sandino 4402 PSN-230 230 2
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PNI-230 (4405) a nodo de RTR básica PSN-230 (4402)
NIC Planta Santa
Bárbara 4329 PSB-138 Punta Huete 4327 PHT-138 138 1
NIC Punta Huete 4327 PHT-138 Planta
Managua 4317 MGA-138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PSB-138 (4329) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
NIC Sébaco 4331 SEB-138 Planta Santa
Bárbara 4329 PSB-138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SEB-138 (4331) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
NIC Tipitapa 4336 TPT-138 Oriental 4323 ORT-138 138 1
NIC Altamira 4302 ALT-138 Oriental 4323 ORT-138 138 1
NIC Altamira 4302 ALT-138 Las Colinas 4343 LCN-138 138 1 NIC Las Colinas 4343 LCN-138 Ticuantepe 4340 TCP-138 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TPT-138 (4336) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 35
Línea de Transmisión Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
NIC Masaya 4404 MSY-230 Amayo 4750 AMY-230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua
NIC Planta Sandino 4402 PSN-230 León I 4403 LNI-230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua
Tabla 5.21. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Nicaragua.
Transformador de tres devanados
Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País Subestación No. Bus
(PSS/E) Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV)
Id Comentario
4404 MSY-230 4319 MSY-138 4916 MSY-AT1 230/138/13.8
MSY-AT1
NIC Masaya
4404 MSY-230 4319 MSY-138 4918 MSY-AT2 230/138/13.8
MSY-AT2
Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de MSY-138 (4319) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
4406 TCP-230 4340 TCP-138 4920 TCP-AT1 230/138/13.8
TCP-AT1
NIC Ticuantepe 4406 TCP-230 4340 TCP-138 4920 TCP-AT2
230/138/13.8
TCP-AT2
Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de MSY-138 (4319) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 36
Transformador de tres devanados
Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País Subestación No. Bus
(PSS/E) Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
4401 LBS-230 4315 LBS-138 4908 LBS-AT1 230/138/13.8
LBS-AT1 NIC Los Brasiles
4401 LBS-230 4315 LBS-138 4910 LBS-AT2 230/138/13.8
LBS-AT2
Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de LBS-138 (4315) a nodo de RTR básica TCP-230 (4406)
4403 LNI-230 4316 LNI-138 4902 LNI-AT1 230/138/13.8
LNI-AT1
NIC León I
4403 LNI-230 4316 LNI-138 4904 LNI-AT2 230/138/13.8
LNI-AT2
Elementos del camino eléctrico más corto para llegar de LNI-138 (4316) a nodo de RTR básica LNI-230 (4403)
Tabla 5.22. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
CRI Liberia 230 50002 LIB230B9 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MOG230 (50300) a la RTR básica
53150 SMI230A CRI San Miguel 230
53152 SMI230B Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAR230A y CAR230B (50950, 50952) a la RTR básica
CRI 53050 LIN230A
CRI Lindora 230
53052 LIN230B
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta los nodos de control CAJ230A y CAJ230B (5300, 53002), CAR230A y CAR230B (50950, 50952) a la RTR básica
CRI 58300 MOI230A CRI
Moín 230 58302 MOI230B
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MOI138A y MOI138B (58304, 58306) a la RTR básica
9 El nodo Liberia de Costa Rica que en la Base de Datos del PSS/E se modela por medio de dos buses (#Bus 50000 y 50002 respectivamente), se ha considerado para el
conteo de elementos de la RTR como un solo nodo.
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 37
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
CRI 53154 SMI138A CRI
San Miguel 138 53156 SMI138B
Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CAC138A y CAC138B (58004, 58006) a la RTR básica
CRI Siquirres 138 58254 SIQ138 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control TRA138 (58134) a la RTR básica
CRI San Isidro 230 56000 SIS230 CRI Río Macho 230 53850 RMA230
Nodos que forman parte de la ruta de menor impedancia para hacer la RTR continua
Tabla 5.23. 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 desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
CRI Corobicí 50102 COR230B Cañas 50052 CAS230B 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control COR230A y COR230B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Arenal 50200 ARE230A Corobicí 50100 COR230A 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ARE230A y ARE230B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Miravalle 50252 MIR230B MOG 50300 MOG230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MIR230A a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI MOG 50300 MOG230 Liberia 50002 LIB230B 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MOG230 (50300) a nodo de RTR
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 38
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
básica LIB230A (50000)
CRI Barranca 50350 BAR230 Garabito 50900 GAB230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control BAR230 (50350) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Garabito 50900 GAB230 Cañas 50052 CAS230B 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control GAB230 (50900) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Ciudad Quezada
50650 CQU230 Peñas Blancas 50800 PBL230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CQU230 (50650) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Peñas Blancas 50800 PBL230 Arenal 50202 ARE230B 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PBL230 (50800) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Toro 50700 TOR230 Ciudad Quezada
50650 CQU230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TOR230 (50700) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Cariblanco 50950 CAR230A San Miguel 53150 SMI230A 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAR230A (50950) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI San Miguel 53152 SMI230B Lindora 53050 LIN230A 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SMI230B (53152) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI San Miguel 53150 SMI230A Lindora 53052 LIN230B 230 2 Tramo de la ruta eléctrica más
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 39
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
corta para unir el nodo de control SMI230A (53150) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI La Caja 53000 CAJ230A Lindora 53050 LIN230A 230 1
CRI La Caja 53002 CAJ230B Lindora 53052 LIN230B 230 2
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAJ230A (53000) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Lindora 53052 LIN230B Barranca 50350 BAR230 230 2
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control LIN230B (53052) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Moín 58300 MOI230A Cahuita 58350 CAH230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control MOI138A y MOI138B a nodo de RTR básica CAH30 (58350)
CRI Pirris 54250 PIR230 Parrita 54000 PAR230 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control PIR230 (54250) a nodo de RTR básica PAR30 (54000)
CRI San Isidro 56000 SIS230 Palmar Norte 56100 PNO230A 230 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SIS230 (56000) a nodo de RTR básica PNO230A (56100)
CRI San Miguel 53156 SMI138B Cachí 58006 CAC138B 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control CAC138A y CAC138B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Alajuelita 53454 ALA138 La Caja 53006 CAJ138B 138 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ALA138 (53454) a nodo de RTR
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 40
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
básica CAS230B (50052)
CRI San Miguel 53154 SMI138A Colima 53654 COL138 138 1
CRI San Miguel 53156 SMI138B Colima 53654 COL138 138 2
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control COL138 (53654) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Río Macho 53854 RMA138 Cachí 58004 CAC138A 138 3
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control RMA138 (53854) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Angostura 58106 ANG138B Cachí 58006 CAC138B 138 1
Tramos de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control ANG138B (58106) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Turrialba 58054 TUR138 Cachí 58006 CAC138B 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control TUR138 (58054) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Moín 28302 MOI230B Río Macho 53850 RMA230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua
CRI Siquirres 58254 SIQ138 Moín 58304 MOI138A 138 1
Tramo de la ruta eléctrica más corta para unir el nodo de control SIQ138 (58254) a nodo de RTR básica CAH230B (58350)
CRI Río Macho 53850 RMA230 San Isidro 56000 SIS230 230 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua
CRI Trapiche 58154 TRA138 Siquirres 58254 SIQ138 138 1 Tramo de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 41
Tabla 5.24. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Costa Rica.
Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País
Subestación No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
53000 CAJ230A 53004 CAJ138A 53030 CAJAT1T 230/138/ 13.8
11-77
53000 CAJ230A 53004 CAJ138A 53030 CAJAT2T 230/138/ 13.8
6-1/7-1/8-1
53002 CAJ230B 53006 CAJ138B 53032 CAJAT3T 230/138/ 13.8
12- 81
CRI La Caja
53002 CAJ230B 53006 CAJ138B 53033 CAJAT4T 230/138/ 13.8
10- 77
Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control CAJ138A y CAJ138B a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
53150 SMI230A 53154 SMI138A 53180 SMIAT1T 230/138/ 13.8
10- 91
53150 SMI230A 53154 SMI138A 53181 SMIAT2T 230/138/ 13.8
12- 77
CRI San Miguel
53152 SMI230B 53156 SMI138B 53182 SMIAT3T 230/138/ 13.8
17/18/19-97
Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control SAB138 (53704) a nodo de RTR básica CAS230B (50052)
CRI Moín 58300 MOI230A 58305 MOI138B 58330 MOIAT1T 230/138/ 13.8
05- 03
Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta que une el nodo de control SIQ138 (58304) a nodo de RTR básica CAH230 (58350)
53850 RMA230 53854 RMA138 53880 RMAAT1T 230/138/ 13.8
14/15/ 16-97
CRI Río Macho 53854 RMA138 53850 RMA230 53881 RMAAT2T 230/138/
13.8 20- 83
Transformadores que forman parte de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua desde el nodo PAR230 (54000) al nodo RMA138 (53854)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 42
Tabla 5.25. Nodos que se adicionan como parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Observaciones
PAN Llano Sánchez 230 6008 LSA230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PANII230 (6003) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)
PAN Las Guías 230 6240 LGU230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control PAN115 (6002) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)
PAN Panamá 230 6001 PAN230 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control CHO230 (6005) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)
PAN Cáceres 115 6018 CAC115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control MIR115 (6123) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)
PAN Santa Rita 115 6173 STR115 Nodo que forma parte de la ruta de menor impedancia que conecta el nodo de control LM1115 (6059) con el nodo de la RTR básica VEL230 (6182)
Tabla 5.26. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV)
Id Comentario
PAN Llano
Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 14
PAN Llano
Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 15
PAN Llano
Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 5A
PAN Llano
Sánchez 6008 LSA230 Veladero 6182 VEL230 230 6A
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control LSA230 (6008) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 43
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
PAN Mata de Nance
6011 MDN230 Veladero 6182 VEL230 230 5B
PAN Mata de Nance
6011 MDN230 Veladero 6182 VEL230 230 6B
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control MDN230 (6011) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Guasquitas 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 16
PAN Guasquitas 6179 GUA230 Veladero 6182 VEL230 230 17
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control GUA230 (6179) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Panamá II 6003 PANII230 Llano Sánchez
6008 LSA230 230 12
PAN Panamá II 6003 PANII230 Llano Sánchez
6008 LSA230 230 13
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control PANII230 (6003) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Llano
Sánchez 6008 LSA230 La Guías 6240 LGU 230 230 4C
PAN Chorrera 6005 CHO230 Llano Sánchez
6008 LSA230 230 3B
PAN Chorrera 6005 CHO230 Las Guías 6240 LGU 230 230 4B
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CHO230 (6005) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Fortuna 6096 FOR230 Guasquitas 6179 GUA230 230 18
Tramo de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control FOR230 (6096) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 3A
PAN Panamá 6001 PAN230 Chorrera 6005 CHO230 230 4A
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control PAN115 (6002) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Las Minas 1 6059 LM1115 Santa Rita 6173 STR115 115 2B Tramos de la ruta eléctrica
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 44
Líneas de Transmisión de la RTR Preliminar Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
PAN Cáceres 6018 CAC11 Santa Rita 6173 STR115 115 &1 PAN Cáceres 6018 CAC115 Santa Rita 6173 STR115 115 &2 PAN Panamá 6002 PAN115 Cáceres 6018 CAC115 115 12 PAN Panamá 6002 PAN115 Cáceres 6018 CAC115 115 37
más corta para llegar del nodo de control LM1115 (6059) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN La Minas 2 6060 LM2115 Cativa 6270 CAT 115 115 0B
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control LM2115 (6060) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Las Minas 2 6060 LM2115 Cemento Panamá 6170 CPA115 115 4B
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CPA115 (6170) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Las Minas 1 6059 LM1115 Cativa 6270 CAT 115 115 0A
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control CAT 115 (6270) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN La Minas 1 6059 LM1115 Termocolón 6290 TCOL 115 115 1C
Tramos de la ruta eléctrica más corta para llegar del nodo de control TCOL 115 (6290) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
PAN Mata de Nance 6011 MDN230 Progreso 6014 PRO230 230 9
Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua
PAN Fortuna 6096 FOR230 Changuinola 6260 CHA 230 230 20 Tramos de la ruta eléctrica más corta para hacer la RTR continua
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 45
Tabla 5.27. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR preliminar en el sistema eléctrico de Panamá.
Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País
Subestación No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id Comentario
6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8
T1
6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8
T2 PAN Panamá
6002 PAN115 6001 PAN230 6082 PAN13T1 230/115/ 13.8
T3
Elementos de la ruta eléctrica más corta para llegar de PAN115 (6002) a nodo de RTR básica VEL230 (6182)
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 46
5.4 Cuarto paso: Líneas que complementan la RTR preliminar Para el año 2010 se consideraron simulaciones con el software SDDP para 60 escenarios (5 bloques de carga en cada mes del año 2010) de los sistemas operando fuera del MER en forma aislada y luego en forma coordinada en el MER. Se comparan los flujos en los elementos de transmisión en las dos situaciones y se decide añadir a la RTR de dicho elemento si se cumple con los siguientes criterios:
a) El elemento no es parte de la RTR identificada en los pasos 5.1 al 5.3
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 Estudio. Parámetros. Modelo ARP Etapa Inicial 01/2010 Estocástico Etapa Inicial 01/2010 Todas las series Forward 5 Bloques de demanda Numero de series Forward: 50 2 Años adicionales Numero de series Backward: 40 Etapa Mensual, Desviación Estandar: 2 Configuración dinámica 15 Iteraciones Cronograma de mantenimiento Año inicial de Hidrología 2009 Con red de transmisión
Flujo DC sin pérdidas Los valores anteriores corresponden a los valores aprobados por el GTPO en la reunión sostenida durante los días 8, 9 10 de julio de 2009, en la cual se realizaron las simulaciones necesarias para dar cumplimiento al paso cuatro de la metodología de identificación de la RTR para el segundo semestre 2009 y la RTR correspondiente al año 2010. A continuación se listan los elementos de transmisión que complementan la RTR, resultantes de las simulaciones.
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 47
Tabla 5.28. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
GUA ENRON 230 1105 ENR-230 GUA Arizona 230 1121 ARI-230
Tabla 5.29. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Guatemala.
Línea de Transmisión de la RTR complementaria Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id
GUA Alborada 1102 ALB-230 ENRON 1105 ENR-230 230 1 GUA San Joaquín 1120 SJQ-230 Arizona 1121 ARI-230 230 1
GUA Guatemala
Sur 1109 GSU-231 Guatemala
Norte 1108 GNO-231 230 1
Tabla 5.30. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
SAL Nuevo Cuscatlán
115 27421 NCUS-115
SAL Opico 115 27381 OPIC-115
SAL Ateos 115 27441 ATEO-115
SAL Santo Tomás 115 27461 STOM-115
SAL San Martín 115 27431 SMAR-115
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 48
Tabla 5.31. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de El Salvador.
Línea de Transmisión de la RTR complementaria Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id
SAL Nuevo
Cuscatlán 27421 NCUS-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1
SAL Santa Ana 27351 SANA-115 Opico 27381 OPIC-115 115 1 SAL Sonsonate 27411 SONS-115 Ateos 27441 ATEO-115 115 1 SAL Opico 27381 OPIC-115 Sonsonate 27411 SONS-115 115 1 SAL Ateos 27441 ATEO-115 Talnique 27481 TALN-115 115 1
SAL Nuevo
Cuscatlán 27421 NCUS-115 Santo Tomás 27461 STOM-115 115 1
SAL Nejapa 27371 NEJA-115 Opico 27381 OPIC-115 115 1
SAL San Martín 27431 SMAR-115 Santo Tomás 27461 STOM-115 115 1
SAL Ahuachapán 28161 AHUA-230 Nejapa 28371 NEJA-230 230 2
SAL 15 de
Septiembre 28181 15SE-230 Nejapa 28371 NEJA-230 230 2
Tabla 5.32. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
HON LUFUSSA 230 3080 LUV B621 HON Suyapa 230 3033 SUY B612 HON Cerro Grande 230 3175 CEG PRO1 HON Comayagua 138 3060 CYG B536 HON Villa Nueva 138 3123 VNU B520 HON Santa Fe 138 3101 SFE B505 HON Piedras Azules 138 3091 PAZ B525 HON Siguatepeque 138 3103 SGT 138 HON Caracol 138 3180 CAR B540
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 49
Tabla 5.33. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Honduras.
Línea de Transmisión de la RTR complementaria Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id
HON Cajón 3032 CJN B601 Suyapa 3033 SUY B612 230 1 HON Pavana 3034 PAV B620 LUFUSSA 3080 LUV B621 230 1 HON Suyapa 3033 SUY B612 Pavana 3034 PAV B620 230 1 HON Comayagua 3060 CYG B536 Piedras Azules 3091 PAZ B525 138 1 HON San Pedro
Sula Sur 3203 SPS B558 Agua Prieta
3204 AGP B556 138
1 HON San Pedro
Sula Sur 3203 SPS B558 Agua Prieta
3204 AGP B556 138
2 HON Villa Nueva 3123 VNU B520 Caracol 3180 CAR B540 138 1 HON Río Lindo 3098 RLN B521 Caracol 3180 CAR B540 138 1 HON Suyapa 3033 SUY B612 Cerro Grande 3175
CEG PRO1
230 1
HON Toncontín 3155 TON B610 Cerro Grande 3175 CEG PRO1
230 1
HON Piedras Azules 3091 PAZ B525
Siguatepeque 3103 SGT 138
138
1 HON Comayagua 3060 CYG B536 Santa Fe 3101 SFE B505 138 1 HON Cañaveral 3029 CRL B501 Siguatepeque 3103 SGT 138 138 1
Tabla 5.34. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Nicaragua.
Línea de Transmisión de la RTR complementaria
Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id
NIC Planta Sandino
4402 PSN-230 Masaya 4404 MSY-230 230 1
NIC Los Brasiles 4401 LBS-230 Planta Sandino 4402 PSN-230 230 1 NIC Masaya 4319 MSY-138 Tipitapa 4336 TPT-138 138 1
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 50
Tabla 5.35. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
CRI Sandillal 230 50103 SAD230 CRI General 230 54500 GEN230 CRI Leesville 230 58200 LEE230 CRI Leesville 138 58204 LEE138 CRI La Joya 138 54154 JOY138 CRI Garita 138 53204 GAR138 CRI El Coco 138 53304 COC138 CRI Tarbaca 230 53900 TAR230A CRI Cóncavas 138 53754 COV138 CRI Este 138 53554 EST138 CRI Sabanilla 138 53704 SAB138 CRI 53354 ESC138A CRI
Escazú 138 53356 ESC138B
CRI Desamparados 138 53404 DES138 CRI Palmar Norte10 230 56102 PNO230B
Tabla 5.36. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.
Línea de Transmisión de la RTR complementaria Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV)
Id
CRI Corobicí 50102 COR230B Sandillal 50103 SAD230 230 1 CRI Arenal 50202 ARE230B Miravalle 50250 MIR230A 230 1 CRI General 54500 GEN230 Leesville 58200 LEE230 230 1 CRI Río Claro 56052 RCL230B Palmar Norte 56102 PNO230B 230 1 CRI Tarbaca 53900 TAR230A Parrita 54000 PAR230 230 1 CRI Toro 50700 TOR230 Cariblanco 50952 CAR230B 230 1 CRI Garabito 50900 GAB230 La Caja 53000 CAJ230A 230 1 CRI Lindora 53050 LIN230A Tarbaca 53900 TAR230A 230 1 CRI Trapiche 58154 TRA138 Leesville 58204 LEE138 138 1 CRI La Joya 54154 JOY138 Cachí 58006 CAC138B 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Garita 53204 GAR138 138 1 CRI Garita 53204 GAR138 El Coco 53304 COC138 138 1 CRI Cóncavas 53754 COV138 Angostura 58104 ANG138A 138 1
10
El nodo Palmar Norte de Costa Rica que en la Base de Datos del PSS/E se modela por medio de dos buses
(#Bus 56102 y 56100 respectivamente), se ha considerado para el conteo de elementos de la RTR como un
solo nodo.
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 51
Línea de Transmisión de la RTR complementaria Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV)
Id
CRI La Caja 53005 CAJ138B El Coco 53304 COC138 138 1 CRI Este 53554 EST138 Cóncavas 53754 COV138 138 1 CRI Alajuelita 53454 ALA138 Este 53554 EST138 138 1 CRI Angostura 58106 ANG138B Trapiche 58154 TRA138 138 1 CRI Turrialba 58054 TUR138 Angostura 58106 ANG138B 138 1 CRI Sabanilla 53704 SAB138 Cachí 58004 CAC138A 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Colima 53654 COL138 138 1 CRI La Caja 53004 CAJ138A Escazú 53356 ESC138B 138 1 CRI Escazú 53354 ESC138A Desamparados 53404 DES138 138 1 CRI Desamparados 53404 DES138 Este 53554 EST138 138 1 CRI Cóncavas 53754 COV138 Río Macho 53854 RMA138 138 1 CRI Este 53554 EST138 Río Macho 53854 RMA138 138 1
Tabla 5.37. Transformadores de tres devanados que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Costa Rica.
Transformador de tres devanados
Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2) País Subestación No. Bus
(PSS/E) Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id
CRI Lesville 58200 LEE230 58204 LEE138 58230 LEEAT1T 230/138/ 13.8
AT1
Tabla 5.38. Nodos que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
PAN Bayano 230 6100 BAY230 PAN Pacora 230 6171 PAC230 PAN Estí 230 6178 EST230 PAN COPESA 230 6103 COP23O
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 52
Tabla 5.39. Líneas de transmisión que forman parte de la RTR complementaria en el sistema eléctrico de Panamá.
Línea de Transmisión de la RTR complementaria Nodo desde Nodo hacia País
Nombre No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E) Nombre
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id
PAN Bayano 6100 BAY230 Pacora 6171 PAC230 230 1A
PAN Estí 6178 EST230 Guasquitas 6179 GUA230 230 19 PAN Panamá II 6003 PANII230 Pacora 6171 PAC230 230 1B PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá II 6003 PANII230 230 1C PAN Panamá 6001 PAN230 Panamá II 6003 PANII230 230 2B PAN Panamá II 6003 PANII230 COPESA 6103 COP23O 230 2A PAN Bayano 6100 BAY230 COPESA 6103 COP23O 230 2A
PAN Mata de Nance
6011 MDN230 Fortuna 6096 FOR230 230 7
PAN Mata de Nance
6011 MDN230 Fortuna 6096 FOR230 230 8
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 53
5.5 Quinto paso: Verificación por el EOR y los OS/OM La metodología para el quinto paso 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”. Con base en lo anterior, el EOR, en coordinación con el Grupo Técnico de Seguridad Operativa (GTSO) realizó simulaciones con el software PSS/E, necesarias para dar cumplimiento al paso cinco de la metodología de identificación de la RTR para el segundo semestre 2009 y la RTR correspondiente al año 2010. Los criterios utilizados fueron los siguientes: Se realizaran las simulaciones para los escenarios de demanda máxima de verano del año 2010. Los tramos y subestaciones pertenecientes a la Línea SIEPAC fueron considerados en la red simulada para el año 2010, en base al cronograma de puesta en servicio, informados por la Empresa Propietaria de la Red (EPR). Se utilizó como nodo oscilante el generador del equivalente del sistema eléctrico de México, ya que de allí se obtiene la mayor respuesta eléctrica ante contingencias. Se simularon contingencias simples (N-1) a las redes de transmisión de cada área de control, desde 69 kV hasta 400 kV. Tal como se establece en el RMER, los límites de seguridad operativa que se vigilaron a través de las simulaciones fueron:
• Limites de voltaje +/- 10 del voltaje nominal.
• Limites de sobre carga – No debe superar el límite térmico continuo, establecido como Rate A en la base de datos del PPS/E. El cual ha sido reportado como el límite operativo de cada elemento en la base de datos.
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 54
Si el elemento en que se aplicó la contingencia causó que se sobrepase los criterios establecidos de voltaje y sobrecarga en otros elementos del SER, se consideró como perteneciente a la RTR. No obstante lo anterior se consideró las siguientes excepciones para el análisis: i. Los elementos que presentan problemas de voltaje y sobre-carga
en el caso base (sin contingencias), y que se han identificado como problemas locales que se deben resolver en el área de control. Ejemplos barras de 13.8 kV de distribución, líneas radiales.
ii. Los elementos que no tienen influencia sobre la operación de la
red troncal y que están asociados a problemas locales, no serán considerados como parte de la RTR.
iii. Magnitudes de sobrecarga menores al 10% respecto del límite
térmico continuo. A continuación se listan los elementos de transmisión que se adicionan a la RTR para el año 2010, resultantes de las simulaciones. Tabla 5.40. Nodos que se adicionan la RTR, resultantes de análisis de seguridad operativa.
Nodo País
Nombre Voltaje (kV)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
HON Suyapa 138 3030 SUY B515 Tabla 5.41. Transformadores de dos devanados que se adicionan a la RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa
Transformador de dos devanados
Nodo desde Nodo hacia País Subestación No. Bus
(PSS/E) Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV)
Id
HON Suyapa 3030 SUY B515 3033 SUY B612 230/138 1
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 55
Tabla 5.42. Transformadores de tres devanados que se adicionan a la RTR, resultantes del análisis de seguridad operativa
Transformador de tres devanados Nodo desde Nodo hacia (1) Nodo hacia (2)
País Subestación No. Bus
(PSS/E) Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Voltaje (kV) Id
HON Suyapa 3033 SUY B612
3030 SUY B515
3131 SUY R212
230/ 138/13.
8 1
HON Suyapa 3033 SUY B612 3030
SUY B515 3132
SUY R213
230/138/13.8 2
IDENTIFICACIÓN DE LA RTR. AÑO 2010
ENTE OPERADOR REGIONAL 56
ANEXO I. Líneas de transmisión modeladas con impedancia cero contenidas en la base de datos PSS/E.
BDD 2010 Nodo
País No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
No. Bus (PSS/E)
Nombre (PSS/E)
Id
GUA 1152 GNO-691 1153 GNO-692 1 GUA 1154 GSU-691 1156 GSU-692 1 GUA 1204 CEN-69 12027 CEN-692 1 GUA 1444 TIC-231 1448 TIC-232 1
CRI 50054 CAS138A 50056 CAS138B 1 CRI 53204 GAR138A 53206 GAR138B 1 CRI 53354 ESC138A 53356 ESC138B 1 CRI 50000 LIB230A 50002 LIB230B 1 CRI 50050 CAS230A 50052 CAS230B 1 CRI 50100 COR230A 50102 COR230B 1 CRI 50200 ARE230A 50202 ARE230B 1 CRI 50250 MIR230A 50252 MIR230B 1 CRI 50950 CAR230A 50952 CAR230B 1 CRI 53050 LIN230A 53052 LIN230B 1 CRI 53100 BEL230A 53102 BEL230B 1 CRI 53150 SMI230A 53152 SMI230B 1 CRI 53154 SMI138A 53156 SMI138B 1 CRI 53900 TAR230A 53902 TAR230B 1 CRI 56050 RCL230A 56052 RCL230B 1 CRI 56100 PNO230A 56102 PNO230B 1 CRI 58004 CAC138A 58006 CAC138B 1 CRI 58104 ANG138A 58106 ANG138B 1 CRI 58300 MOI230A 58302 MOI230B 1 CRI 58304 MOI138A 58305 MOI138B 1 CRI 58305 MOI138B 58306 MOI138C 1 CRI 53000 CAJ230A 53002 CAJ230B 1
RTR DE HONDURAS - AÑO 2010RTR Básica
Nodo de Control
RTR Preliminar
No pertenece a la RTR
RTR Complementaria
RTR por seguridad operativa
Agua Caliente - Frontera
Progreso 138 kV
Progreso 230 kV
Bermejo 138 kV
Choloma 138 kV
Circunvalación 138 kV
Térmica Sulzer 138 kV
La Puerta 138 kV
Río Lindo 138 kV
Santa Marta 138 kV
Villa Nueva 138 kV
Agua Prieta 138 kV
San Pedro Sula Sur 138
KV
Masca -138KV
Calpules 138 kV
Caracol 138 kV
Agua Caliente 230kV
Agua Caliente - Frontera
El Salvador 230 kV
Prados 230kV
Prados - Frontera Nicaragua
230 kV
Cajón 230 kV
Suyapa 230 kV
Pavana 230
kV
Toncontín 230 kV
Cañaveral 138 kV
Comayagua 138 kV
Piedras Azules 138 kV
Santa Fe 138 kV
Siguatepeque 138 kV
Lufussa 230 kV
San Buenaventura
230 kV
Agua Caliente - 15 Septiembre
Línea SIEPAC 230 kVAgua Caliente - Sandino
Línea SIEPAC 230 kV
Cerro Grande 230
kV
San Buenaventura - Panaluya
230 kV
Línea SIEPAC
Lufussa (B621)
230 kV
Suyapa 138 kV