PLAN2 Mar 15.pmd - Unidad de Planeación Minero Energética, UPME
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Módulo Común Módulo Trafo Módulo Línea Trafos Líneas Líneas doble circuito Líneas B. Transfer. 500 kV 230 kV 500 kV 230 kV 500 kV 230 kV 500/230 kV 500 kV 230 kV 230 kV 500 kV 230 kV Total $US/dic04 COSTO UNITARIO US$/04 3,667,343 2,851,300 2,279,518 948,225 2,762,935 1,243,345 6,890,956 292,494 225,313 141,148 1,858,432 503,754 ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 3 ALTERNATIVA 4 ALTERNATIVA 5 PRIMAVERA - NUEVA S/E 1 1 1 1 2 4 1 215 15 97 1 1 VIRGINIA - NUEVA S/E 1 1 1 1 2 4 1 230 15 97 1 1 VIRGINIA - BACATA 0 0 0 0 2 0 0 230 0 0 0 PRIMAVERA - BACATA 2 0 0 0 0 2 0 0 215 0 0 0 0 PRIMAVERA - BACATA 2 BACATA - NUEVA S/E 1 1 1 1 4 4 1 248 15 97 1 1 109,455,954 113,843,357 72,799,381 68,411,978 124,634,110 Tabla 6-2. Valoración de alternativas área Oriental. 6.4.4 Análisis Área Meta Con la red actual y la expansión prevista en el horizonte de análisis no se presentan problemas en esta área. 6.4.5 Análisis Área Nordeste Es necesario contar en el año 2006 con la entrada del segundo transformador en Barranca 230/115 kV, con el fin de aliviar los problemas de sobrecargas en el área. Sin embargo, ante un bajo nivel de generación en Palenque, la cargabilidad en el transformador de Bucaramanga se eleva y se presenta sobrecarga en la línea Barranca – San Silvestre, problemas que se agravan con el crecimiento de la demanda. Por lo anterior, se recomienda la entrada del segundo transformador 230/115 kV en Bucaramanga para el 2009 y la entrada del segundo circuito Barranca – San Silvestre en el 2006 o la reevaluación de su límite de operación. 6.4.6 Análisis Área Caldas – Quindío - Risaralda A partir del año 2006 la línea Mariquita – San Felipe sobrepasa su límite operativo, el cual está determinado por los transformadores de corriente, por lo tanto se recomienda realizar la actualización de los equipos y así evitar la generación obligada de Termodorada. En la red de Pereira se considera en el año 2006 la entrada de la subestación Pavas 115 kV, la cual se conecta al sistema mediante la reconfiguración de la línea Dosquebradas – Cartago 115 kV. En la Tabla 6-3 se presentan los activos necesarios para dicha conexión los cuales se valoran con las unidades constructivas de la resolución CREG 082 de 2002. PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019 123
UNIDAD CONSTRUCTIVA N4S35 DESCRIPCIÓN Módulo común tipo 1, tipo convencional CANTIDAD VALOR INSTALADO ($ DIC 2001) TOTAL ($ DIC 2001) TOTAL ($ DIC 2004) 1 2,845,255,000 2,845,255,000 3,439,819,182 N4S29 N4S17 N4S20 N4S37 N4S7 N4L11 Módulo de barraje tipo 1, configuración barra principal y transferencia - tipo convencional Bahía de maniobra (Acople, transferencia o seccionamiento) tipo convencional Protección diferencial tipo 1 Otras configuraciones diferentes a barra sencilla Sistema de control de la subestación Bahía de línea configuración barra principal y transferencia - tipo convencional km de línea Circuito doble Estructuras de celosía - Rural - Conductor Tipo 1 1 171,957,000 171,957,000 207,890,325 1 607,960,000 607,960,000 735,003,530 1 180,446,000 180,446,000 218,153,245 1 362,407,000 362,407,000 438,138,076 2 829,863,000 1,659,726,000 2,006,553,835 1 165,181,000 165,181,000 199,698,365 Total 7,245,256,558 Tabla 6-3 . Costo Subestación Pavas 115 kV. La cargabilidad de los transformadores de Esmeralda y La Hermosa depende de la generación a nivel de 115 kV en el área, la cual es despachada en la base y no ocasiona sobrecosto operativo. Sin embargo, para un escenario térmico no sería posible contar con dicha generación lo que ocasionaría sobrecargas en dichos transformadores, las cuales podrían aliviarse con la ampliación de la capacidad de transformación inicialmente en la subestación La Hermosa y luego en la subestación Esmeralda o con la interconexión de la subestación Pavas con Virginia a 115 kV y la respectiva ampliación de la transformación 230/115 kV en Virginia. De otro lado, se observan tensiones cercanas a 0.9 p.u. en las subestaciones Armenia y Regivit, para lo cual se deben estudiar alternativas que eviten la caída de tensión con el aumento de la demanda, ya que las alternativas anteriores no solucionan este problema. Los análisis consideran el enlace Cajamarca – Regivit, abierto en Regivit, ya que el cierre de este enlace aumenta la cargabilidad de los transformadores del área. 6.4.7 Análisis Área EEPPM Para el horizonte de análisis considerado no se presentan problemas en esta área. 124 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019
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Módulo Común<br />
Módulo Trafo<br />
Módulo Línea<br />
Trafos<br />
Líneas<br />
Líneas doble circuito<br />
Líneas<br />
B. Transfer.<br />
500 kV<br />
230 kV<br />
500 kV<br />
230 kV<br />
500 kV<br />
230 kV<br />
500/230 kV<br />
500 kV<br />
230 kV<br />
230 kV<br />
500 kV<br />
230 kV<br />
Total $US/dic04<br />
COSTO<br />
UNITARIO<br />
US$/04<br />
3,667,343<br />
2,851,300<br />
2,279,518<br />
948,225<br />
2,762,935<br />
1,243,345<br />
6,890,956<br />
292,494<br />
225,313<br />
141,148<br />
1,858,432<br />
503,754<br />
ALTERNATIVA 1 ALTERNATIVA 2 ALTERNATIVA 3 ALTERNATIVA 4 ALTERNATIVA 5<br />
PRIMAVERA -<br />
NUEVA S/E<br />
1<br />
1<br />
1<br />
1<br />
2<br />
4<br />
1<br />
215<br />
15<br />
97<br />
1<br />
1<br />
VIRGINIA -<br />
NUEVA S/E<br />
1<br />
1<br />
1<br />
1<br />
2<br />
4<br />
1<br />
230<br />
15<br />
97<br />
1<br />
1<br />
VIRGINIA -<br />
BACATA<br />
0<br />
0<br />
0<br />
0<br />
2<br />
0<br />
0<br />
230<br />
0<br />
0<br />
0<br />
PRIMAVERA -<br />
BACATA 2<br />
0<br />
0<br />
0<br />
0<br />
2<br />
0<br />
0<br />
215<br />
0<br />
0<br />
0<br />
0<br />
PRIMAVERA -<br />
BACATA 2<br />
BACATA - NUEVA S/E<br />
1<br />
1<br />
1<br />
1<br />
4<br />
4<br />
1<br />
248<br />
15<br />
97<br />
1<br />
1<br />
109,455,954 113,843,357 72,799,381 68,411,978 124,634,110<br />
Tabla 6-2. Valoración <strong>de</strong> alternativas área Oriental.<br />
6.4.4 Análisis Área Meta<br />
Con la red actual y la expansión prevista en el horizonte <strong>de</strong> análisis no se presentan<br />
problemas en esta área.<br />
6.4.5 Análisis Área Nor<strong>de</strong>ste<br />
Es necesario contar en el año 2006 con la entrada <strong>de</strong>l segundo transformador en<br />
Barranca 230/115 kV, con el fin <strong>de</strong> aliviar los problemas <strong>de</strong> sobrecargas en el área.<br />
Sin embargo, ante un bajo nivel <strong>de</strong> generación en Palenque, la cargabilidad en el<br />
transformador <strong>de</strong> Bucaramanga se eleva y se presenta sobrecarga en la línea Barranca<br />
– San Silvestre, problemas que se agravan con el crecimiento <strong>de</strong> la <strong>de</strong>manda. Por lo<br />
anterior, se recomienda la entrada <strong>de</strong>l segundo transformador 230/115 kV en<br />
Bucaramanga para el 2009 y la entrada <strong>de</strong>l segundo circuito Barranca – San Silvestre<br />
en el 2006 o la reevaluación <strong>de</strong> su límite <strong>de</strong> operación.<br />
6.4.6 Análisis Área Caldas – Quindío - Risaralda<br />
A partir <strong>de</strong>l año 2006 la línea <strong>Mar</strong>iquita – San Felipe sobrepasa su límite operativo, el<br />
cual está <strong>de</strong>terminado por los transformadores <strong>de</strong> corriente, por lo tanto se recomienda<br />
realizar la actualización <strong>de</strong> los equipos y así evitar la generación obligada <strong>de</strong><br />
Termodorada.<br />
En la red <strong>de</strong> Pereira se consi<strong>de</strong>ra en el año 2006 la entrada <strong>de</strong> la subestación Pavas<br />
115 kV, la cual se conecta al sistema mediante la reconfiguración <strong>de</strong> la línea<br />
Dosquebradas – Cartago 115 kV. En la Tabla 6-3 se presentan los activos necesarios<br />
para dicha conexión los cuales se valoran con las unida<strong>de</strong>s constructivas <strong>de</strong> la<br />
resolución CREG 082 <strong>de</strong> 2002.<br />
PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019<br />
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