Estudios Eléctricos, de coordinación de protecciones y plantación

ORGANISMO COORDINADOR DEL SISTEMA ELÉCTRICO INTERCONECTADO DE LA REPÚBLICA DOMINICANA DOMINICANA

ESTUDIOS ELÉCTRICOS DE:

1. COMPENSACIÓN REACTIVA Y PERFILES DE TENSIÓN 2. CORTOCIRCUITO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES 3. ESTABILIDAD Y RELEVO DE CARGA 4. PLANEAMIENTO PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SENI

ORGANISMO COORDINADOR–REP. DOMINICANA Estudios Eléctricos Informe Ejecutivo Ejecutiv o

Documento No. 8614 - 16 Fecha: 02-11-27 Revisión: 0

ESTUDIOS ELÉCTRICOS PARA REPÚBLICA DOMINICANA INFORME EJECUTIVO DOCUMENTO No. 8614 - 16 REVISIÓN No. 0 Revisión 0

Modificaciones

Fecha

Edición original

02-11-27

REVISIÓN – APROBACIÓN Revisión No.

0 Nombre

MJP

1

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ESTUDIOS ELÉCTRICOS PARA REPÚBLICA DOMINICANA INFORME EJECUTIVO DOCUMENTO No. 8614 - 16 REVISIÓN No. 0 Revisión 0

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PRESENTACIÓN

Mejía Villegas S.A. (MVSA) fue contratada por el Organismo Coordinador (OC) para efectuar cuatro estudios eléctricos del Sistema Eléctrico Nacional Interconectado (SENI) de República Dominicana, con el fin de obtener las mejores condiciones eléctricas operativas y una óptima expansión de la red de transporte. Durante el período de ejecución de los estudios, se presentaron informes parciales que fueron sustentados ante el OC y los agentes del sector. Las observaciones hechas a estos informes fueron tenidas en cuenta por MVSA e incorporadas a las versiones revisadas de los mismos mismos que fueron aprobadas por el OC. Los cuatro estudios efectuados son los siguientes: 1. COMPENSACIÓN REACTIVA Y PERFILES DE TENSIÓN Documento No. 8614-10 2. CORTOCIRCUITO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES



CONTENIDO 1. ESTUDIO COMPENSACI COMPENSACIÓN ÓN REACTIVA REACTIVA Y PERFILES DE TENSIÓN.............. TENSIÓN ..............55 1.1 ALCANCE DEL ESTUDIO ............................................................................. .............................................................................66 1.2 METODOLOGÍA.............................................................................................6 1.3 CONCLUSIONES...........................................................................................8 2. ESTUDIO CORTOCIRCUITO CORTOCIRCUITO Y COORDINACI COORDINACIÓN ÓN DE PROTECCIONES PROTECCIONES .......13 2.1 2.2 2.3 2.4

ALCANCE DEL ESTUDIO ........................................................................... ...........................................................................14 14 ANÁLISIS Y RESUMEN DE RESULTADOS................................................ RESULTADOS ................................................17 17 PLAN DE ACCIÓN RECOMENDADO.......................................................... RECOMENDADO.......................................................... 17 RESULTADOS ESPERADOS......................................................................18

3. ESTUDIO DE ESTABILIDA ESTABILIDAD D Y RELEVO DE CAR CARGA GA ....................................19 .................................... 19 3.1 ALCANCE DEL ESTUDIO ........................................................................... ...........................................................................20 20 3.2 METODOLOGÍA METODOLOGÍA PARA LOS ESTUDIOS ESTUDIOS DE DE ESTABILIDAD....................... ESTABILIDAD.......................20 20 3.3 MEODOLOGÍA PARA LA REGULACIÓN PRIMARIA Y BOTES DE CARGA ........................................................................................................ ........................................................................................................21 21 3.4 CONCLUSIONES.........................................................................................22



1. ESTUDIO COMPENSACIÓN REACTIVA Y PERFILES DE TENSIÓN

ORGANISMO COORDINADOR–REP. DOMINICANA Estudios Eléctricos Informe Ejecutivo

1.1


ALCANCE DEL ESTUDIO

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

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

•

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

•

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



⋅ Reducción del transporte de potencia reactiva desde los centros de generación

hasta las cargas con la concebida reducción en las pérdidas del sistema.

La utilización del modelo SVC del programa DIgSILENT permite determinar las barras del sistema donde la aplicación de compensación reactiva tiene un efecto más importante sobre la zona del sistema donde se conecta. La evaluación de la potencia reactiva que este elemento inyecta al sistema en varios escenarios de demanda - generación y ante contingencias de generadores principales, permite determinar la capacidad máxima de la compensación necesaria y los pasos en los que se puede distribuir. El tamaño de los pasos de compensación lo determina principalmente la variación de la tensión en la subestación donde se conectan la compensación por la conexión o desconexión de un paso, la cual debe permanecer dentro de los límites operativos permitidos. Los escenarios que se tuvieron en cuenta para el estudio de regulación de tensión y compensación reactiva fueron los siguientes: Escenarios de estudio en el Año 2002: −

Demanda Máxima Restringida, caso base red actual

Escenarios de estudio en el Año 2003: Demanda Máxima – Sistema sin compensación



1.3 CONCLUSIONES •

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

Potencia Total por Tensión Bancos por banco Subestación (kV) (Mvar) (Mvar)

ZONA NORTE Z.F. SANTIAGO

138

6

28

168

CANABACOA

69

2

10

20

LA VEGA

69

1

10

10

138

3

38

114

HAINA

69

2

20

40

ARROYO HONDO

69

2

20

40

SANTO DOMINGO PALAMARA



(2) La compensación de 2 x 10 Mvar en la subestación Canabacoa 69 kV, regula la tensión en el sistema norte a 69 kV, mejora el factor de potencia de la transformación en la misma subestación y cubre la contingencia de la central Tavera. (3)

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

(4) El control de la tensión en la subestación Palamara 138 kV, por ser el “corazón” del sistema eléctrico Dominicano resulta fundamental; Se plantea la necesidad de tres bancos de 38 Mvar que operen con un buen control de tensión porque tener baja tensión en Palamara implica un bajo perfil en todo el sistema y tener altas tensiones implica un perfil elevado especialmente en la zona Este. Por esto, no debe descartarse la idea de la instalación de un SVC (Static Var Compensator) que haga un control preciso y rápido de la tensión en 1,0 p.u. Esta compensación cubre la contingencia de las centrales de la zona Este. (5) La compensación de la subestación Haina, resulta fundamental para el mejoramiento de la tensión en esa zona a 69 kV de Santo Domingo. Esta compensación cubre la contingencia de la central Haina. (6)

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



•

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

•

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

•

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

•

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

•

Se encontró en los estudios que las expansiones que se realizan actualmente en el SENI, especialmente las que tienen que ver con el sistema a 138 kV, contribuyen al mejoramiento de los perfiles de tensión en algunas zonas donde



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

Si no se instalan los enlaces 138/69 kV se presentarían los siguientes problemas: ⋅ No se da soporte operativo la red existente ⋅ Solo se descarga el sistema a 69 kV ⋅ No hay aumento de la confiabilidad ⋅ No se aprovecha la infraestructura existente ⋅ No hay independencia entre negocios transmisión – distribución ⋅ Se requiere una mayor compensación capacitiva

•

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

•

Se logró determinar la posición más adecuada para todos los transformadores del sistema de manera que, en conjunto con el esquema de compensación



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



2. ESTUDIO CORTOCIRCUITO Y COORDINACIÓN DE PROTECCIONES


2.1


ALCANCE DEL ESTUDIO

Este estudio comprende cuatro grandes aspectos, a saber: •

Criterios de ajuste

•

Diagnóstico del sistema de protecciones

•

Ajuste de las protecciones

•

Cálculo de cortocircuitos

El alcance de cada uno de estos aspectos es el siguiente: 2.1.1 Criterios de ajuste •

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

•

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

Se presentaron criterios de ajuste para:



2.1.2 Diagnóstico del sistema de protecciones •

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

•

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

•

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

Metodología •

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

•

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

•

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

2.1.3 Ajuste de las protecciones



Ajuste protección sobrecorriente direccional: •

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

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

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

•

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

Protecciones Generador-Transformador Se ajustaron las protecciones que operan como respaldo a fallas en el sistema: •

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

•

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

2.1.4 Cálculo de Cortocircuitos •

Conocer el comportamiento del estado transitorio del sistema, mediante el


Escenario Demanda Máxima Cortocircuito Trifásico Bifásico Monofásico

2.2

138 kV Palamara 10,70 kA Palamara 12,37 kA Itabo 14,78 kA

69 kV Palamara 12.01 kA Palamara 12,61 kA Haina 18,94 kA

Documento No. 8614 - 16 Fecha: 02-11-27 Revisión: 0 Escenario Demanda Mínima 138 kV Palamara 10,08 kA Palamara 11,53 kA SPM II 14,35 kA

69 kV Palamara 11,67 kA Palamara 12,28 kA Haina 17,87 kA

ANÁLISIS Y RESUMEN DE RESULTADOS

•

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

•

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

•

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



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

Acciones a mediano plazo

Se consideran acciones a mediano plazo las que requieren de mayor tiempo para su ejecución. Este estudio es el principio para estructurar bases de datos del sistema de protecciones, de manera que el Organismo Coordinador pueda establecer las causas de la operación de los relés ante las diferentes fallas y condiciones operativas del SENI. Se recomienda la utilización de relés numéricos en los esquemas de protección, ya que presentan ventajas en relación con el registro y análisis de eventos y posibilidad de redes de gestión a centros de despacho remotos. 2.4

RESULTADOS ESPERADOS

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



3. ESTUDIO DE ESTABILIDAD Y RELEVO DE CARGA


3.1


ALCANCE DEL ESTUDIO

Este estudio tiene entre sus alcances: •

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

•

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

•

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

3.2

METODOLOGÍA PARA LOS ESTUDIOS DE ESTABILIDAD

La metodología general fue desarrollada en las cuatro fases siguientes: Fase 1: Análisis de la información suministrada por el O.C. y Modelamiento de la red:



•

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

•

Obtención del límite de estabilidad transitoria en las principales líneas de transmisión del sistema interconectado, tales como: Palamara - Hainamosa Hainamosa - Villa Duarte Hainamosa . Boca Chica Palamara - Bonao II Palamara - Valdesia Palamara - Itabo Bonao – Canabacoa

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

Simulaciones con el plan de botes de carga programado por el OC, ante



diversos generadores del sistema dominicano, a fin de tener una respuesta oportuna ante variaciones de demanda. Sin embargo, la acción de la regulación primaria deja errores residuales de frecuencia negativa, los cuales son corregidos con sobrecontroles PID o por la acción de un bien programado AGC (Automatic Generation Control) en el centro de despacho operativo, el cual ordena un sobreturbinado en alguna de las centrales hasta anular todo error residual de frecuencia y garantizar así el mantenimiento de este parámetro en su valor nominal de 60 Hz. La acción de los botes de carga ante caídas severas y prolongadas de frecuencia debe planificarse e implementarse como un complemento a los controles primario y secundario de frecuencia y aplicables sólo como medida de respaldo en emergencia, que actúa en deficiencias severas de generación, que tienen como consecuencia una caída de frecuencia no controlable desde la regulación primaria y secundaria fundamental. 3.4 CONCLUSIONES 3.4.1 Conclusiones sobre estabilidad •

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


Documento No. 8614 - 16 Fecha: 02-11-27 Revisión: 0 T N E L I S g I D

185.44

146.31

107.19

68.059

28.932

-10.195 -0.1000

1.1185 2.3370 MONTECRISTI: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg SENR: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg PTO. PTA. I: Rotor angle with reference t o reference machine angle in deg CEPP I: Rotor angle with reference to ref erence machine angle in deg FALCÓN I: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg FALCÓN III: Rotor angle with reference t o reference machine angle in deg

3.5556

4.7741

[s]

5.9926

1.1185 MONTECRISTI: Speed Deviat ion in Hz SENR: Speed Deviation in Hz PTO. PTA II: Speed Deviation in Hz CEPP I: Speed Deviation i n Hz FALCÓN I: Speed Deviation in Hz FALCÓN III: Speed Deviation in Hz

3.5556

4.7741

[s]

5.9926

0.745

0.519

0.294

0.068

-0.1572

-0.3827 -0.1000

2.3370



197.74

118.66

39.583

-39.495

-118.57

-197.65 -0.1000

1.1185 2.3370 MONTECRISTI: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg SENR: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg PTO. PTA. I: Rotor angle with reference t o reference machine angle in deg CEPP I: Rotor angle with reference to refer ence machine angle in deg FALCÓN I: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg FALCÓN III: Rotor angle with reference to reference machine angle in deg

3.5556

4.7741

[s]

5.9926

1.1185 MONTECRISTI: Speed Deviati on in Hz SENR: Speed Deviation in Hz PTO. PTA II: Speed Deviation in Hz CEPP I: Speed Deviation i n Hz FALCÓN I: Speed Deviation i n Hz FALCÓN III: Speed Deviation in Hz

3.5556

4.7741

[s]

5.9926

15.634

12.252

8.8691

5.4866

2.1041

-1.2785 -0.1000

2.3370



•

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

•

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

•

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

•

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

•

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

•

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



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

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

•

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

•

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

•

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

•

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



•

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

•

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

•

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

•

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

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



0.872

Variación de la Frecuencia con Bote de Car a

-2.9660

POTENCIA DE GENERACIÓN PERDIDA: 230 MW

-6.8043

-10.643

Variación de la Frecuencia sin Bote de Car a

-14.481

-18.319 -0.1000

47.919 ITABO I: Speed Deviation in Hz G Monte Rio A: Speed Deviation i n Hz JIGUEYII: Speed Deviation in Hz VALDESIA I: Speed Deviation in Hz Palamara: Speed Deviation in Hz MONTECRISTI: Speed Deviation in Hz PTO. PTA II: Speed Deviation i n Hz CEPP I: Speed Deviation in Hz FALCÓN I: Speed Deviation in Hz BARAHONA VAPOR: Speed Deviation in Hz AES Andrés I: Speed Deviation in Hz CSP 1: Speed Deviation in Hz SUL 1: Speed Deviation in Hz LOS MINA VI: Speed Deviation in Hz

95.937

143.96

ORGANISMO COORDINADOR - RD ESTUDIO DE ESTAB ILIDAD

191.97

[s]

86140800.dz

VARIACIÓN DE FRECUENC IA SIN REG. PRIMARIA - CON/SIN BOTE DE CARGA

239.99

Date: 9/24/2002 Annex: B.03.X.01 /1



T N E L I S g I D

0.109

-0.3719

Pc

= 40 MW

Hz

= -2.3 Hz

Dc = 19.05 MW/Hz

-0.8532

-1.3346

-1.8159

-2.2972 -0.1000

39.920 ITABO I: Speed Deviation in Hz G Monte Rio A: Speed Deviation i n Hz JIGUEYII: Speed Deviation in Hz VALDESIA I: Speed Deviation in Hz Palamara: Speed Deviation in Hz MONTECRISTI: Speed Deviation in Hz PTO. PTA II: Speed Deviation i n Hz CEPP I: Speed Deviation in Hz FALCÓN I: Speed Deviation in Hz BARAHONA VAPOR: Speed Deviation in Hz AES Andrés I: Speed Deviation in Hz CSP 1: Speed Deviation in Hz SUL 1: Speed Deviation in Hz LOS MINA VI: Speed Deviation in Hz

79.939

119.96

ORGANISMO COORDINADOR - RD VARIACIÓN

159.98

[s]

86140800.dz

200.00

Date: 9/24/2002



T N E L I S g I D

0.044

-0.1496

∆ Pg = ∆ Hz

230

MW

0 . 877

= Dc +

1

R

-0.3432

-0.5369

Variación de frecuencia con Regulación Primaria y Bote Con Regulación de Carga. Primaria, sin ∆f = - 0,877 Bote de Carga

Paso 1: 18 - 22 MW Paso 2: 18 - 22 MW

-0.7305

Paso 3: 35 - 40 MW

-0.9241 -0.1000

4.9185 ITABO I: Speed Deviation in Hz G Monte Rio A: Speed Deviation i n Hz JIGUEYII: Speed Deviation in Hz VALDESIA I: Speed Deviation in Hz Palamara: Speed Deviation in Hz MONTECRISTI: Speed Deviation in Hz PTO. PTA II: Speed Deviation i n Hz CEPP I: Speed Deviation in Hz FALCÓN I: Speed Deviation in Hz AES Andrés I: Speed Deviation in Hz

9.9370

14.956

19.974

[s]

24.993



4. ESTUDIO DE PLANEAMIENTO DE LA EXPANSIÓN DEL SENI


4.1


ALCANCE DEL ESTUDIO

En este estudio, se efectúa el planeamiento para la expansión del sistema de transmisión a 345 kV, a 138 kV y a 69 kV de República Dominicana siguiendo el enfoque y criterios suministrados por el OC y otros criterios nacionales o internacionales derivados de la experiencia que en este campo posee Mejía Villegas S.A, para obtener resultados correspondientes a la mejor alternativa técnica en cada año dentro de horizontes de corto, de mediano y de largo plazo desde el 2002 hasta el 2012, con el fin de determinar las obras que sean necesarias para que se genere, se transporte y se abastezca eficientemente la demanda del país y se preste un servicio con calidad, confiabilidad y estabilidad. 4.2

CRITERIOS BÁSICOS PARA EL PLANEAMIENTO

•

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

•

La pauta general del planeamiento, trazada por criterios seguidos en muchos países y que se han ido acogiendo internacionalmente, se puede sintetizar como la consigna de que la planeación de la expansión de la transmisión se realice a corto, mediano y largo plazo mediante planes de expansión flexibles que se adapten a los cambios que determinen las condiciones técnicas, económicas, financieras y ambientales, cumpliendo con los requerimientos de



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

•

4.3

METODOLOGÍA TRANSMISIÓN

PARA

EL

ESTUDIO

DE

EXPANSIÓN

DE

LA

El proceso general de planeamiento se ha separado en siguientes cuatro etapas o fases: 4.3.1 Proceso de evaluaciones fundamentales Antes de iniciar el proceso de planeación propiamente dicho se requiere efectuar un paquete de cálculos fundamentales que constituyen los insumos básicos para todo el proceso, tales como: −

Información de redes actuales y proyectadas de Transmisión



Los modelos utilizados consisten en analizadores eficientes de flujos para una composición topológica primitiva, en la que cada mercado se modela con equivalentes lo más simplificados posibles, con equivalentes generación demanda en donde se puedan ir incorporando las principales conexiones troncales y los principales transformadores; de todas maneras no se puede perder el detalle y la forma general de la topología que cubre el país. La idea general es hacer una pasada de cálculos globalizantes en espacio y tiempo, de tipo nodal y con finalidades meramente estratégicas. El ejercicio propone refuerzos de transmisión convenientes en tamaño y fecha de entrada en operación hasta que toda la potencia generada llegue sin contratiempos hasta la demanda creciente. La principal tarea de este ejercicio es verificar si el mercado de la demanda de República Dominicana cuenta en todo el tiempo de este horizonte de planeamiento, con ofertas suficientes de generación que siempre garanticen su abastecimiento sin sobrecarga y con confiabilidad de corte nacional. El segundo propósito de este ejercicio de largo plazo es el de formular las primeras estrategias técnico económicas del plan, definiendo la estrategia general de crecimiento de las redes a 138 kV y a 345 kV. 4.3.3 Plan de Mediano Plazo Se considera un período de mediano plazo que va hasta desde el 2005 hasta el 2008, período en el que se siguen criterios de expansión detallados pero estratégicos y de previsión general de obras requeridas en transmisión. En esta fase del planeamiento a mediano plazo, el espacio observado es cada región geográfica o zonas claramente diferenciables en República Dominicana.



Los resultados obtenidos deben cumplir los principios estratégicos obtenidos en los estudios del largo plazo y se apoyan en ellos como su marco de referencia. 4.3.4 Plan de Corto Plazo En este estudio se considera un período de corto plazo que va desde el 2002 hasta el 2005, período en el que se siguen criterios de expansión muy precisos y detallados. En esta fase del planeamiento a corto plazo, el espacio observado es el correspondiente a cada sitio, ciudad o subestación específica de generación o de demanda de la energía en toda la República Dominicana. El mercado correspondiente debe ser altamente desagregado en sus componentes para realizar la gestión del abastecimiento desde fuentes primarias y la alimentación apropiada de su demanda. La región servida por el mercado bajo estudio se modela al máximo detalle. Se efectúa un avance del estudio de corto plazo, con incrementos de tiempo ( ∆t) de 1 año. Los modelos utilizados consisten en analizadores detallados de flujos, de estabilidad, de cortocircuito y de ingeniería económica. El objetivo de estos estudios es el de recomendar las obras a implementar, escogidas como las mejores de entre distintas alternativas resultantes. Comprenden líneas para conexiones locales dentro de cada zona o para conexiones interregionales entre distintas zonas, refuerzos, nuevas subestaciones, nuevos transformadores, compensadores capacitivos, etc. La solución debe satisfacer todos los criterios fundamentales y complementarios: alivio de las


4.4


PROYECCIÓN DE DEMANDA

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

Tabla 1 Proyección MVSA Demanda de potencia 2002-2015 AÑO 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Potencia (MW) 1919 2049 2192 2339 2486 2643 2809 2986 3175 3337 3507 3686 3874



Según información obtenida de los agentes, para este período se tiene definida la instalación de 600 MW, así: Para el 2003, se tiene prevista la instalación de la Central AES Andrés de 300 MW y Unión Fenosa ha reportado la intencionalidad de instalar en el 2007 una planta en Nigua cerca de Haina con un valor de 300 MW. De lo anterior se desprende que se requiere un nuevo programa de instalación de plantas con valor del orden de 1240 MW. Ni el total de demanda ni el total de generación citados, incluyen la generación y demanda propia de Falconbridge, pero si incluyen el consumo propio de generación. Para satisfacer este requerimiento adicional de generación de 1240 MW se efectuó una detallada evaluación de escenarios posibles para la expansión de la generación en República Dominicana en el seno del OC y posteriormente con asesoría de los agentes de generación. En esta evaluación se exploraron posibilidades de ampliaciones turísticas, industriales, de desarrollo urbano y rural, de desarrollo de la vialidad en el país y se ha llegado a configurar un mapa con posibilidades de ampliación de generación. De esta evaluación se deduce que el potencial explorable de la generación se concentra en las regiones de Manzanillo (NO), Luperón (N), Arroyo Barril (NE), Punta Caucedo (SE), Isabela (Centro), Pizarrete (S), Azua (SO) y Barahona (SO). El potencial de generación, de tipo térmico a gas, a vapor o a base de plantas Diesel, explorable en 10 años, llega a valores del orden de 2000 MW. En las ampliaciones en los horizontes de corto plazo (2005) y mediano plazo (2008) se han contemplado las siguientes tres posibilidades: Generación 1: Instalación de 180 MW en Luperón, Zona Norte.



negocio, para que evalúen en detalle su viabilidad y oportunidad de acuerdo con la evolución real de la demanda y su atención en forma confiable. En el Anexo se muestra un mapa donde aparecen ubicadas geográficamente las posibilidades de generación tenidas en cuenta en el estudio de expansión. A continuación se muestra la curva generación – demanda para el horizonte del estudio.

Curva Generación - Demanda

3900 3700 3500 3300 ) W3100 M ( 2900 a d 2700 n a m2500 e D2300

Demanda bruta Expans ión Generación Demanda neta


4.6


RESULTADOS PARA LA EXPANSIÓN DE LA RED

Año 2002 En la Tabla siguiente, se muestran las obras resultantes para el 2002. Tabla 2 Proyectos para el plan de expansión Corto Plazo - Año 2002 Generación Zona Santo Domingo Santo Domingo Santo Domingo Santo Domingo Santo Domingo Sur

Generador

Tensión Alta Delta Potencia Potencia Total

Repotenciación Haina IV Repotenciación Itabo II Repotenciación Los Mina V Repotenciación Los Mina VI Repotenciación Itabo I Monte Río Líneas de Transmisión

kV 138 138 69 138 138 138

Tensión kV Este SPM – Romana 138 Norte Smith Enron II 138 kV – Zona Franca Santiago 138 Santo Domingo Los Mina 6 – Timbeque 138 Santo Domingo Villa Duarte – Timbeque 138 Sur Monte Río – Cruce San Juan 138 Compensación Capacitiva Zona

Línea

MW 14 48 13 13 8 100

MW 64 73 73 114 73 100

Número Circuitos 1 1 1 1 1

Distancia km 40.03 53.9 3.3 3.5 15



Año 2003 En la Tabla siguiente, se muestran las obras propuestas para el 2003: Tabla 3 Proyectos para el plan de expansión Corto Plazo - Año 2003 Generación Zona

Generador


kV AES Andrés 138 Líneas de Transmisión Tensión Zona Línea kV Hainamosa – San Pedro de Macorís entrando a Este 138 AES Andrés Este AES Andrés 138 kV – Central AES Andrés 138 Santo Domingo Itabo - Haina 138 Sur Barahona Pueblo - Barahona 69 kV 69 Transformación Este

Zona Este Sur

Zona

MW 300

MW 300

Número Circuitos

Distancia km

2

7

1 1 1

13 2.5 0.5

Tensión kV AES Andrés 138/13,8 Barahona Carbón 138/69 Compensación Capacitiva

Delta Potencia Potencia Total MVA MVA 2x220 440 45 90

Tensión

Delta Potencia Potencia Total

Transformador

Capacitor

kV

Mvar

Mvar



Año 2004 En la Tabla siguiente, se muestran las obras resultantres para el 2004: Tabla 4 Proyectos para el plan de expansión Corto Plazo - Año 2004 Generación Zona Norte Zona Sur Norte Este Santo Domingo

Zona Norte

Generador


kV Alternativa 1: Luperón 138 Líneas de Transmisión Tensión kV San Juan - Dajabón 138 Luperón – Zona Franca Santiago 138 Hainamosa - AES Andrés 138 Embajador - Matadero 138 Transformación Línea

Transformador

Tensión

Luperón

kV 138/13,8

MW 180

MW 180

Número Circuitos 1 2 1 1

Distancia km 100 40 25 2.3

Delta Potencia Potencia Total MVA 220

MVA 220



Año 2005 En la Tabla siguiente se muestran las obras resultantes para el 2005: Tabla 5 Proyectos para el plan de expansión Corto Plazo - Año 2005 Generación Zona Sur Zona Sur

Zona Sur

Zona

Generador


kV Alternativa 2: Azua 138 Líneas de Transmisión

MW 180

MW 180

Tensión kV Azua – Cruce San Juan 138 Transformación

Número Circuitos 2

Distancia km 10

Línea

Transformador

Tensión

kV Azua 138/13,8 Compensación Capacitiva Capacitor

Tensión

Delta Potencia Potencia Total MVA 220

MVA 220

Delta Potencia Potencia Total



Año 2006 En la Tabla siguiente se muestran las obras resultantes para el 2006: Tabla 6 Proyectos para el plan de expansión Mediano Plazo - Año 2006 Generación Zona Santo Domingo Zona Santo Domingo Santo Domingo Santo Domingo Norte

Generador


kV Alternativa 3: Isabela 138 Líneas de Transmisión

MW 180

MW 180

Tensión kV Villa Mella - Isabela 138 Isabela - Arroyo Hondo 138 Julio Sauri - Palamara 138 Gurabo – Julio Sauri 345 Transformación

Número Circuitos 1 1 2 1

Distancia km 3 3 13 150

Línea

Zona

Transformador

Tensión

Santo Domingo Santo Domingo

Isabela Julio Sauri

kV 138/13,8 345/138

Delta Potencia Potencia Total MVA 220 300

MVA 220 300



Año 2007 En la Tabla siguiente se muestran las obras resultantes para el 2007: Tabla 7 Proyectos para el plan de expansión Mediano Plazo - Año 2007 Generación Zona

Generador


kV Santo Domingo Nigua 138 Líneas de Transmisión Tensión Zona Línea kV Norte Puerto Plata A – Puerto Plata B 69 Transformación Zona

Transformador

Tensión

Santo Domingo Sur Santo Domingo

Nigua Pizarrete Palamara

kV 138/13,8 138/69 138/69/1

Año 2008

MW 300

MW 300

Número Circuitos 1

Distancia km 1

Delta Potencia Potencia Total MVA 3x150 100 140

MVA 450 200 280



Año 2012 – Alternativa 1 En la Tabla siguiente se muestran las obras resultantes para el 2012, según la Alternativa 1: Tabla 9 Proyectos para el plan de expansión Largo Plazo - Año 2012 Alternativa 1: Arroyo Barril - Manzanillo Generación Tensión Alta Delta Potencia Potencia Total

Zona

Generador

Norte Norte

kV Manzanillo 138 Arroyo Barril 138 Líneas de Transmisión

Tensión kV Norte Gurabo - Monte Cristi 345 Norte Arroyo Barril - Julio Sauri 345 Norte Manzanillo - Monte Cristi 138 Norte Arroyo Barril - Central Arroyo Barril 138 Santo Domingo Dajao - Hainamosa 138 Santo Domingo Embajador - Matadero 138 Transformación Zona

Línea

MW 350 350

MW 350 350

Número Circuitos 1 1 2 2 1 1

Distancia km 130 115 10 5 7.5 2.3



Año 2012 – Alternativa 2 En la Tabla siguiente se muestran las obras resultantes para el 2012, según la Alternativa 2: Tabla 10 Proyectos para el plan de expansión Largo Plazo - Año 2012 Alternativa 2: Manzanillo - Barahona Sur Generación Zona

Generador


kV Manzanillo 138 Barahona Sur 138 Líneas de Transmisión Tensión Zona Línea kV Norte Gurabo - Monte Cristi 345 Norte Manzanillo - Monte Cristi 138 Santo Domingo Dajao - Hainamosa 138 Santo Domingo Embajador - Matadero 138 Sur Barahona Sur - Cruce San Juan 138 Sur Julio Sauri - Cruce San Juan 345 Sur Cruce San Juan Barahona - Pizarrete 138 Transformación Norte Sur

Te ió

MW 350 350

MW 350 350

Número Circuitos 1 2 1 1 2 1 1

Distancia km 130 10 7,5 2,3 20 135 70

Delta Pote ia Pote ia Total



Año 2012 – Alternativa 3 En la Tabla siguiente se muestran las obras resultantes para el 2012, según la Alternativa 3: Tabla 11 Proyectos para el plan de expansión Largo Plazo - Año 2012 Alternativa 3: Arroyo Barril - Barahona Sur Generación Zona

Generador


kV Arroyo Barril 138 Barahona Sur 138 Líneas de Transmisión Tensión Zona Línea kV Norte Julio Sauri - Arroyo Barril 345 Norte Arroyo Barril - Central Arroyo Barril 138 Santo Domingo Dajao - Hainamosa 138 Santo Domingo Embajador - Matadero 138 Sur Barahona Sur - Cruce San Juan 138 Sur Julio Sauri - Cruce San Juan 345 Sur Cruce San Juan Barahona - Pizarrete 138 Transformación Norte Sur

MW 350 350

MW 350 350

Número Circuitos 1 2 1 1 2 1 1

Distancia km 115 5 7.5 2.3 20 135 70



En el Anexo se presenta un plano con la red de transmisión propuesta para 2012. 4.7

PRESUPUESTO DE LAS OBRAS DE EXPANSIÓN

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

Tabla 12 Resumen de presupuestos y pérdidas por año

Año 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Total

Alternativa 1 Presupuesto Pérdidas USD MW 22,313,641 50.21 15,030,359 62.03 23,782,470 51.71 9,617,742 41.83 54,736,975 42.63 12,632,163 45.01 2,099,293 46.25 58,885,521 61.39 48,179,062

61.39

247,277,227

Alternativa 2 Presupuesto Pérdidas USD MW 22,313,641 50.21 15,030,359 62.03 23,782,470 51.71 9,617,742 41.83 54,736,975 42.63 12,632,163 45.01 2,099,293 46.25 64,226,664 63.99 52,549,088 256,988,396

Corto plazo Mediano plazo

63.99

Alternativa 3 Presupuesto Pérdidas USD MW 22,313,641 50.21 15,030,359 62.03 23,782,470 51.71 9,617,742 41.83 54,736,975 42.63 12,632,163 45.01 2,099,293 46.25 60,012,245 66.86 49,100,927 249,325,816

66.86

Año 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012


•


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

Alternativa 1: Instalación de 180 MW en Luperón, Zona Norte. Alternativa 2: Instalación de 180 MW en Azua, Zona Sur Alternativa 3: Instalación de 180 MW en Isabela, Zona Santo Domingo. De las tres alternativas, se consideró que a finales del 2004 debe estar instalada la planta de Luperón, escogida por criterios de oportunidad, conexión, confiabilidad y soporte de tensiones; para el 2005 presenta mejores características la instalación de la opción en Azua. Líneas de transmisión •

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



•

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

•

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

•

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

4.8.2 Para el Mediano Plazo Generación •

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

•

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

Líneas de transmisión



Se deben instalar 20 Mvar adicionales a 138 kV, en la zona de Santo Domingo. El total requerido de compensación capacitiva a finales del 2008 llega a 520 Mvar. 4.8.3 Para el Largo Plazo Generación Se debe prever la instalación de 700 MW mediante el montaje de 2 plantas con base en las alternativas Norte – Sur o Norte – Este o Sur – Este. Para el estudio se eligió la opción Norte – Este. Este voluminoso paquete de generación de 700 MW exige y utiliza con alta eficiencia la red a 345 kV que cruza el país desde el Este hasta el Centro y hasta el Norte al final del período del largo plazo. Líneas de transmisión •

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

•

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

Transformación

ANEXO

CONVENCIONES:

CONVENCIONES:

LUPERÓN MANZANILLO

OCÉANO ATLÁNTICO

I T I A H

ARROYO BARRIL

ISABELA

AZUA

HAINA

AES ANDRÉS

SANTO DOMINGO BARAHONA

MAR CARIBE

Estudios Eléctricos, de coordinación de protecciones y plantación

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