PLAN2 Mar 15.pmd - Unidad de Planeación Minero Energética, UPME
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6.4.8 Análisis Área EPSA A partir del año 2006 se presentan sobrecargas en los transformadores del área, con el fin de disminuir las generaciones a nivel de 115 kV se analizan las siguientes alternativas de expansión: Alternativa 1: Entrada del segundo transformador San Marcos 220/115 kV de 168 MVA en el año 2006. Entrada de la subestación Sub220 220/115 kV, mediante reconfiguración de la línea Yumbo – Pance 220 kV, transformación 220/115 kV de 90 MVA en el año 2008 y ampliación de dicha transformación en 90 MVA en el año 2012. Alternativa 2: Reconfiguración línea Yumbo – San Bernardino en Yumbo – Juanchito – San Bernardino y transformador 230/115 kV en Juanchito. Esta alternativa se descarta ya que si bien disminuye los niveles de sobrecarga en los transformadores del área no los elimina. Alternativa 3: Conexión 500/115 kV en San Marcos mediante un transformador de 168 MVA. Con esta alternativa se requiere la entrada del proyecto Sub220 en el año 2009 con transformación 90 MVA. Alternativa 4: Conexión 500/115 kV en San Marcos mediante un transformador de 360 MVA. Con esta alternativa se requiere la entrada del proyecto Sub220 en el año 2011 con transformación 90 MVA. En la Tabla 6-4 se presenta el Valor Presente Neto del costo de las obras necesarias tanto del STN como del nivel de tensión IV, para las diferentes alternativas, los cuales se obtienen con las unidades constructivas establecidas en las resoluciones CREG 026 de 1999 y CREG 082 de 2002. ALTERNATIVA VPN (M$ ENERO 2004) Alternativa 1 33,693 Alternativa 3 41,425 Alternativa 4 40,200 Tabla 6-4. VPN del costo de alternativas área Suroccidental. PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019 125
Los beneficios se obtienen cada año como el ahorro en la generación mínima requerida en el área, la cual se valora durante todo el horizonte con el promedio del sobrecosto operativo en $/kWh, obtenido durante el año 2005. Igualmente, se presenta una sensibilidad a diferentes valores de sobrecosto operativo. Los resultados muestran que los beneficios son iguales para las diferentes alternativas analizadas, por lo tanto la alternativa de expansión de mínimo costo consiste en la entrada del segundo transformador San Marcos 220/115 kV de 168 MVA en el año 2006 y la entrada de la subestación Sub220 220/115 kV, con transformación 220/115 kV de 90 MVA en el año 2008 y ampliación de dicha transformación en 90 MVA en el año 2012. En la Tabla 6-5 se muestra la desagregación en unidades constructivas de dicha alternativa. UNIDADES CONSTRUCTIVAS COSTO UNITARIO USD/04 MÓDULOS PARA SUB220 kV Módulo 500 kV 3,667,343 0 Común 230 kV 2,851,300 1 Módulo 500 kV 2,762,935 0 Línea 230 kV 1,243,345 2 Líneas (km) 500 kV 292,494 0 Líneas(km) 230 kV 141,148 0,5 B. Transfer. 500 kV 1,858,432 0 230 kV 503,754 1 Total $US/dic04 5,954,400 Costo estimado para el STN incluyendo 7,071,090 Unidades constructivas STR 2006 Unidades constructivas STR 2008 Unidades constructivas STR 2011 Costo estimado para el STR incluyendo Costo Total del Proyecto $US/dic04 0 0 0 0 7,071,090 Tabla 6-5. Costo Alternativa mínimo costo en el área Suroccidental. La relación B/C del proyecto presenta valores entre 1.3 y 2.5 considerando un sobrecosto operativo de la generación mínima entre 15 y 30 $/kWh, como se muestra en la Gráfica 6-13. 126 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019
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Los beneficios se obtienen cada año como el ahorro en la generación mínima requerida<br />
en el área, la cual se valora durante todo el horizonte con el promedio <strong>de</strong>l sobrecosto<br />
operativo en $/kWh, obtenido durante el año 2005. Igualmente, se presenta una<br />
sensibilidad a diferentes valores <strong>de</strong> sobrecosto operativo.<br />
Los resultados muestran que los beneficios son iguales para las diferentes alternativas<br />
analizadas, por lo tanto la alternativa <strong>de</strong> expansión <strong>de</strong> mínimo costo consiste en la<br />
entrada <strong>de</strong>l segundo transformador San <strong>Mar</strong>cos 220/115 kV <strong>de</strong> 168 MVA en el año<br />
2006 y la entrada <strong>de</strong> la subestación Sub220 220/115 kV, con transformación 220/115<br />
kV <strong>de</strong> 90 MVA en el año 2008 y ampliación <strong>de</strong> dicha transformación en 90 MVA en el<br />
año 2012. En la Tabla 6-5 se muestra la <strong>de</strong>sagregación en unida<strong>de</strong>s constructivas <strong>de</strong><br />
dicha alternativa.<br />
UNIDADES CONSTRUCTIVAS<br />
COSTO<br />
UNITARIO<br />
USD/04<br />
MÓDULOS<br />
PARA<br />
SUB220 kV<br />
Módulo<br />
500 kV 3,667,343 0<br />
Común<br />
230 kV 2,851,300 1<br />
Módulo<br />
500 kV 2,762,935 0<br />
Línea<br />
230 kV 1,243,345 2<br />
Líneas (km) 500 kV 292,494 0<br />
Líneas(km) 230 kV 141,148 0,5<br />
B. Transfer.<br />
500 kV 1,858,432 0<br />
230 kV 503,754 1<br />
Total $US/dic04<br />
5,954,400<br />
Costo estimado para el STN incluyendo<br />
7,071,090<br />
<strong>Unidad</strong>es constructivas STR 2006<br />
<strong>Unidad</strong>es constructivas STR 2008<br />
<strong>Unidad</strong>es constructivas STR 2011<br />
Costo estimado para el STR incluyendo<br />
Costo Total <strong>de</strong>l Proyecto $US/dic04<br />
0<br />
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7,071,090<br />
Tabla 6-5. Costo Alternativa mínimo costo en el área Surocci<strong>de</strong>ntal.<br />
La relación B/C <strong>de</strong>l proyecto presenta valores entre 1.3 y 2.5 consi<strong>de</strong>rando un<br />
sobrecosto operativo <strong>de</strong> la generación mínima entre 15 y 30 $/kWh, como se muestra<br />
en la Gráfica 6-13.<br />
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