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ADMINISTRACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD
Dirección de Planificación General y Política Empresarial (DP)
División de Estudios Energéticos (DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
PLAN MAESTRO DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
PERIODO: 2014 – 2023
ENERO 2014
ANDE
Dirección de Planificación General y Política Empresarial (DP) División de Estudios Energéticos (DP/EE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 2
PLAN MAESTRO DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN (2014 - 2023)
TABLA DE CONTENIDOS
1. RESUMEN EJECUTIVO .................................................................................................................................. 4
1.1 OBRAS DE GENERACIÓN ................................................................................................................................. 6 1.2 OBRAS DE TRANSMISIÓN................................................................................................................................ 6 1.3 OBRAS DE AMPLIACIÓN Y CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES ..................................................................... 9 1.4 OBRAS DE COMPENSACIÓN .......................................................................................................................... 11 1.5 RESUMEN DE CAPACIDAD INSTALADA Y EXTENSIÓN DE LÍNEAS PREVISTAS ................................................. 11 1.6 INVERSIONES REQUERIDAS .......................................................................................................................... 12
2. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................................................ 14
3. CRITERIOS TÉCNICOS ................................................................................................................................ 15
3.1 MARGEN DE RESERVA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA ................................................................. 15 3.2 PERFIL DE TENSIONES .................................................................................................................................. 16 3.3 CARGA EN LÍNEAS DE TRANSMISIÓN ............................................................................................................ 16 3.4 CARGA EN TRANSFORMADORES ................................................................................................................... 17 3.5 MARGEN DE CARGA Y ESTABILIDAD DE TENSIÓN......................................................................................... 17
4. PREMISAS BÁSICAS ..................................................................................................................................... 19
4.1 GENERACIÓN ............................................................................................................................................... 19 4.2 DEMANDA NACIONAL .................................................................................................................................. 19 4.3 PROYECCIÓN DE CARGAS Y FACTOR DE POTENCIA POR SUBESTACIONES ..................................................... 21 4.4 EXPORTACIÓN ............................................................................................................................................. 21
5. CONFIGURACIONES TOPOLÓGICAS ...................................................................................................... 23
5.1 CONFIGURACIÓN DE CORTO PLAZO ............................................................................................................. 23 5.2 CONFIGURACIÓN DE MEDIO PLAZO ............................................................................................................. 23
6. CRONOGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ..................................................... 24
7. ANÁLISIS GENERAL DEL PERIODO ........................................................................................................ 25
7.1 ANÁLISIS DEL SIN EN CONDICIONES NORMALES ......................................................................................... 25 7.2 ANÁLISIS DE CONTINGENCIAS DEL SIN ....................................................................................................... 34 7.3 EVALUACIÓN DE PÉRDIDAS DE TRANSMISIÓN .............................................................................................. 39 7.4 INTERCONEXIÓN CON LAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS BINACIONALES ................................................. 40
8. ANÁLISIS POR SISTEMAS ........................................................................................................................... 42
8.1 SISTEMA CENTRAL ...................................................................................................................................... 42 8.2 SISTEMA SUR ............................................................................................................................................... 44 8.3 SISTEMA ESTE ............................................................................................................................................. 46 8.4 SISTEMA METROPOLITANO .......................................................................................................................... 49 8.5 SISTEMA NORTE .......................................................................................................................................... 52 8.6 SISTEMA OESTE ........................................................................................................................................... 54
9. OTROS PLANES DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO .......................................................... 56
9.1 PLANES DE GENERACIÓN ............................................................................................................................. 56 9.2 PLAN DE INVERSIÓN EN REDES DE TRANSMISIÓN DE 500KV ....................................................................... 58
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10. ANEXOS ........................................................................................................................................................ 61
A.1 INTERCONEXIONES INTERNACIONALES Y SISTEMAS REGIONALES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
A.2 LISTADO DE OBRAS SUBSISTEMAS DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
A.3 MAPAS ELÉCTRICOS
A.4 PROYECCIÓN DE CARGAS POR BARRA PARA EL PERIODO 2012 – 2021
A.5 BALANCE DE GENERACIÓN Y DEMANDA DEL SISTEMA
A.6 LONGITUD DE LÍNEA Y CAPACIDAD INSTALADA EN SUBESTACIONES
A.7 DIAGRAMAS DE FLUJOS DE POTENCIA Y TENSIONES DE BARRAS POR AÑO
A.8 DIAGRAMAS UNIFILARES DEL SIN
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1. RESUMEN EJECUTIVO
El Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo para el periodo 2014-2023
presenta una síntesis de los estudios técnicos de planificación realizados con vistas a determinarel
conjunto de obras necesarias en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), de forma a acompañar el
crecimiento de la demanda, para proveer un servicio en condiciones técnicamente aceptables de acuerdo a
los criterios y premisas de planificación adoptados.
Como resultado de los estudios técnicos, se obtiene el Plan de Obras de Generación y Transmisión para la
próxima década, en el cual se plasman las necesidades del sistema. Debido a la coyuntura nacional, el
Plan se centra fundamentalmente en las obras de refuerzo que permiten atender el crecimiento de la
demanda, quedando en un segundo plano aquellas obras que apunten exclusivamente a un aumento en la
confiabilidad del suministro de la energía eléctrica.
Si bien la definición de un Plan de Obras se ve influenciado por diversos factores, como ser:
configuraciones topológicas consideradas, requerimientos de confiabilidad, calidad y disponibilidad de
fuentes de generación, entre otros, el factor de mayor preponderancia es el escenario de crecimiento de la
demanda. En este sentido, el Plan Maestro de Corto y Medio Plazo es desarrollado en base a la adopción
de un escenario de mercado de energía eléctrica con una tasa de crecimiento promedio de 9,1 % en el
periodo, conforme a la recomendación del “ESTUDIO DE MERCADO ELÉCTRICO NACIONAL,
PROYECCIÓN 2013-2023”, elaborado por el Departamento de Estudios de Tarifas y Mercado, y
aprobado por Resolución P/Nº 33.429 de la ANDE, en fecha 01/08/2013.
Cabe acotar que dicha tasa o porcentaje de crecimiento, se refiere al asociado únicamente al mercado
nacional sin considerar la inserción al SIN de futuras nuevas industrias electrointensivas (IEI). Con la
inclusión de las mismas, dicho porcentaje de crecimiento corresponde al 9,84 %, el cual fue finalmente
utilizado para el dimensionamiento del SIN.
Dichos escenarios han sido adoptados considerando el crecimiento tendencial de 9,4% de los últimos 5
años y 7,1 % en los últimos 10 años, la influencia de las altas temperaturas de los últimos años en los
hábitos de consumo de los clientes, la demanda insatisfecha por restricciones de transformación,
transmisión y distribución de la energía eléctrica, así como la necesidad de planificar con ciertos
márgenes de seguridad.
En el escenario seleccionado PIB Alto I (con alto crecimiento industrial) se considera que el país ha
iniciado un proceso de industrialización, y que después de muchas décadas de estancamiento del sector,
habría una ruptura del modelo tradicional. El Gobierno nacional ha anunciado el procesamiento del 50%
de la soja producida en el País a partir del 2013.
Asimismo, al crecimiento sostenido de la inversión bruta de capital en los últimos años se debe sumar el
impacto económico de la incorporación de pequeñas industrias electrointensivas (en total alrededor de
250 MW; 2.200 GWh, conforme al Decreto N° 7406) que se están instalando en el país.
La recuperación de las expectativas del sector privado, el crecimiento de la clase media alrededor del 50%
en los últimos 10 años, la inversión pública en infraestructura, la construcción masiva de grandes
shoppings y hoteles, asimismo, el continuo crecimiento del sector financiero nacional (alrededor del 12%
anual en los últimos 5 años), constituyen factores significativos para plantear un elevado crecimiento del
producto interno bruto en la próxima década.
A los factores mencionados, debemos agregar los diversos proyectos de parques industriales que se
planean instalar en el país en determinadas regiones como: Hernandarias, Villa Hayes, Villeta, Itapúa,
Pedro Juan Caballero, Concepción, entre otros.
Es también importante resaltar nuevamente, que el Plan de Obras presentado constituye un conjunto de
obras requeridas para atender al mercado eléctrico nacional así como también a algunas industrias
electrointensivas (IEI), las cuales ya poseen contrato firmado con ANDE y con plazos de aumentos
graduales en sus potencias contratadas, conforme al Decreto 7406. En la tabla a seguir se presentan y el
cronograma de implementación de la demanda total de las industrias Electrointensivas, conforme al
Decreto 7406.
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Observaciones:
El cronograma de potencia demandada por las industrias fue realizado en base a informaciones suministradas por las mismas, y los valores máximos indicados corresponden a las demandas anuales finales de las Industrias. Así mismo las cinco IEI modularán su potencia contratada en
todas las fases al 25%, es decir desconectarán su potencia contratada en un 75% en el horario de punta del SIN. Se ha incluido en la demanda de
IEI las pérdidas de transmisión ocasionadas, que promedian un 5%.
La posibilidad de aumentos considerables en los intercambios energéticos con otros países de la región
deberá ser analizada en estudios específicos, para cada caso.
El estudio presentado se basa en un análisis de régimen permanente, es decir, en simulaciones de flujo de
potencia, tomándose como premisa principal de planificación el suministro de la demanda total
proyectada sin violaciones a los criterios de tensión y de cargas en líneas de transmisión y equipos de
transformación ante condiciones normales de operación del Sistema (Red Completa).
Se evalúan también condiciones de emergencia, considerándose el Criterio N – 1 o contingencia simple,
en el que se supone la pérdida de un solo elemento del sistema por vez (Red Incompleta o Alterada). Las
contingencias son analizadas principalmente en los corredores de transmisión en 220 y 500 kV, de forma
a estimar el desempeño del Sistema ante las mismas, y dependiendo de la severidad de estas, evaluar la
necesidad de introducción de obras de refuerzo. Dicho análisis es limitado al tronco principal de
transmisión del SIN, donde se tiene algún tipo de redundancia, y la magnitud de carga potencialmente
afectada es mayor.
Para el periodo 2014-2023 se requerirían un total de 236 obras, discriminadas en la tabla abajo de la
siguiente manera:
Obras de Generación
Repotenciación de generación existente
4
Construcción de nuevas centrales 1
Obras en Líneas de Transmisión
Recapacitación de líneas existentes
27
Nuevas líneas de transmisión: 500 kV 220 kV 66 kV
6 26 15
Obras en Subestaciones
Ampliaciones de capacidad de transformación existentes
118
Nuevas subestaciones: 500 kV 220 kV 66 kV
3 26 9
Obras de Compensación Reactiva
Compensación en 220 kV 2
Compensación en 23 kV 113
Demanda de IEI 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Demanda de potencia (MW) 0 122 174 213 239 263 263 263 263 263
Energia (GWh) 0 1.120 1.603 1.961 2.202 2.414 2.414 2.414 2.414 2.414
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1.1 Obras de generación
Las obras de generación contempladas incluyen la finalización de los trabajos de adecuación,
modernización y repotenciación de los Grupos 3 y 4 de la Central Hidroeléctrica de Acaray para el año
2014. Para el año 2015, se prevé la culminación de trabajos similares en los Grupos 1 y 2 de dicha
Central.
La obra de generación más importante contemplada en el periodo es la maquinización de la presa Yguazú,
con puesta en servicio prevista para el año 2018, con dos unidades generadoras de 100 MW cada una,
para la generación en horario de punta, con una energía anual de 184 GWh.
Los trabajos previstos en ambas centrales son de suma importancia ya que los mismos permiten optimizar
la contratación de energía de las Centrales Binacionales y los costos de generación de la ANDE,
asegurando el Margen de Reserva de Generación hasta el año 2023.
No obstante a partir del año 2025 se estaría teniendo déficit en el Margen de Reserva de Generación, por
lo que las construcciones de obras adicionales de Generación deberían ser iniciadas durante el periodo del
Plan Maestro actual, esto se puede apreciar en el siguiente gráfico.
1.2 Obras de transmisión
1.2.1 Red de 500 kV
El Plan de Obras incluye conjunto de obras de 500 kV de gran envergadura, necesarias para satisfacer la
demanda analizada, atendiendo fundamentalmente el mercado local. Así, en el periodo se requiere la
construcción de las siguientes obras:
LT 500 kV Yacyretá – Ayolas, segunda línea (16 km), con una capacidad de 2000 MVA, (año
2016).
LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes (347 km) con una capacidad de 2000 MVA, y ampliación de la
Subestación Villa Hayes con la instalación de un banco de transformadores de 500/220 kV - 600
MVA adicional (año 2016).
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LT 500 kV Margen Derecha – Los Cedrales (25 km) con una capacidad de 2000 MVA, y
Subestación Los Cedrales 500 kV con una capacidad de transformación 500/220 kV inicial de 2 x
600MVA, totalizando 1200 MVA (año 2017).
LT 500 kV Ayolas – Trinidad II (129 km) con una capacidad de 2000 MVA, y la Subestación
Trinidad II 500 kV con una capacidad de transformación 500/220 kV inicial de 600 MVA (año
2017)
Seccionamiento de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes y construcción de la Subestación Eusebio
Ayala 500 kV con una capacidad de transformación 500/220 kV inicial de 600 MVA (año 2018).
Seccionamiento de la LT 220 kV doble terna Coronel Oviedo – Guarambaré.
LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes, segunda línea (348 km) con una capacidad de 2000
MVA. (año 2019).
Subestación Villa Hayes, montaje del cuarto banco de autotransformadores 500/220 kV - 600 MVA
adicional (año 2020).
Subestación Eusebio Ayala, montaje del segundo banco de autotransformadores 500/220 kV - 600
MVA adicional (año 2020).
Subestación Ayolas, montaje del tercer banco de autotransformadores 500/220 kV - 375 MVA (año
2020).
LT 500 kV Ayolas – Eusebio Ayala, segunda línea (225 km) con una capacidad de 2000 MVA. (año
2022).
Subestación Carayao, construcción de patio en 500 kV y montaje de dos bancos de
autotransformadores con una capacidad de transformación 500/220 kV inicial de (2 x 600) MVA,
totalizando 1200 MVA (año 2023).
Línea 500 kV Margen Derecha –Carayao (210 km), con una capacidad de 2000 MVA, y posición
correspondiente. Además, seccionamiento de la segunda línea de 500 kV Margen Derecha - Villa
Hayes en la Subestación Carayao (año 2023).
1.2.2 Red de 220 kV
El Plan de Obras incluye conjunto de nuevas líneas de 220 kV, que pueden ser consideradas estructurales,
ya que modifican sustancialmente la operación del sistema de transmisión, proveyendo un aumento
importante en la confiabilidad y flexibilidad del sistema. En este sentido se pueden mencionar como
necesarias las siguientes obras de construcción y repotenciación:
Construcción
Sistema Central
LT 220 kV doble terna Carayaó – San Estanislao (47 km) (año 2022).
Sistema Sur
LT 220 kV alimentación a Cambyretá doble terna a partir del seccionamiento de la LT 220 kV
Coronel Bogado – Trinidad (25 km) (año 2014).
LT 220 kV simple terna Ayolas – Coronel Bogado (65 km) (año 2015).
LT 220 kV simple terna Coronel Bogado – Trinidad (53 km) (año 2015).
LT 220 kV simple terna Santa Rita – María Auxiliadora (110 km) (año 2017).
LT 220 kV simple terna Villalbín – Villeta II (200 km) (año 2020).
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Sistema Este
LT 220 kV simple terna Itakyry – Catueté – Salto del Guairá (145 km) (año 2014).
LT 220 kV Acaray – Microcentro (5,4 km doble terna (aérea) y 1,3 km simple terna subterránea)
(año 2015).
LT 220 kV doble terna Acaray – Pte. Franco (10 km) (año 2015).
LT 220 kV simple terna Kilómetro 30 – Santa Rita (45 km) (año 2016).
LT 220 kV doble terna Margen Derecha – Itakyry (71 km) (año 2017).
LT 220 kV doble terna Los Cedrales – Pte. Franco (10 km) (año 2017).
LT 220 kV doble terna Pte. Franco – Paranambú (39 km) (año 2017).
Sistema Metropolitano
LT 220 kV doble terna Villa Hayes – Puerto Sajonia (25 km) (año 2014).
LT 220 kV simple terna San Lorenzo – Barrio Molino (10 km) (año 2015).
LT 220 kV doble terna Limpio – Luque – San Lorenzo (25 km) (año 2016).
LT 220 kV doble terna Villa Hayes – Puerto Botánico (18 km) – e instalación de conductores desde la
subestación Puerto Botánico hasta la subestación Parque Caballero (7,5km) (año 2016).
LT 220 kV simple terna Guarambaré – Villeta II (12 km) (año 2017).
LT 220 kV simple terna San Lorenzo – Villa Aurelia (8,5 km) tramo aéreo y (2,3 km) tramo
subterráneo (año 2017).
Sistema Norte
LT 220 kV simple terna Itakyry – Curuguaty – Capitán Bado – Cerro Corá (330 km) (año 2014).
LT 220 kV simple terna Horqueta – Concepción II (45 km) (año 2016).
LT 220 kV simple terna Cruce Bella Vista – Bella Vista Norte (80 km) (año 2016)
LT 220 kV simple terna Villa Hayes – Concepción II (200 km) (año 2019).
Sistema Oeste
LT 220 kV simple terna Concepción II – Pozo Colorado – Loma Plata (280 km) (año 2021).
LT 220 kV simple terna Vallemí II – Toro Pampa (130 km) (año 2021).
Repotenciación
Sistema Central
LT 220 kV Carayaó - San Estanislao repotenciación de 47 km de 210 para 270 MVA. (año 2014).
LT 220 kV San Estanislao – Santa Rosa repotenciación de 96 km de 210 para 270 MVA. (año 2014).
LT 220 kV Cnel. Oviedo – Cnel. Oviedo II repotenciación de 48 km de 210 para 350 MVA. (año
2022).
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Sistema Sur
LT 220 kV San Patricio - Cnel. Bogado repotenciación de 64 km de 165 para 250 MVA. (año 2014)
LT 220 kV Ayolas - San Patricio repotenciación de 43 km de 250 para 375 MVA. (año 2017)
LT 220 kV Ayolas - Villalbín repotenciación de 121 km de 210 para 350 MVA. (año 2020)
1.3 Obras de ampliación y construcción de subestaciones
El Plan de Obras incluye importante número de nuevos centros de distribución, los cuales se resumen a
continuación:
Sistema Central
Barrio San Pedro: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2015).
Vaquería: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2015).
Coronel Oviedo II: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2019).
Sistema Sur
Cambyretá: subestación 220/66/23 kV, con capacidades de transformación 220/66 kV- 60 MVA y
220/23 kV - 41,67 MVA (año 2014).
Fram: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 30 MVA (año 2016).
María Auxiliadora: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2017).
Costanera: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 60 MVA (año 2019).
Yuty: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 30 MVA (año 2020).
Pilar II: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2021).
Sistema Este
Ciudad del Este: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 60 MVA (año 2014).
Catueté: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2014).
Salto del Guairá: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2014).
Curuguaty: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2014).
Parque Industrial: subestación 220/66/23 kV, con una capacidad de transformación 220/66 kV
60 MVA y 220/23 kV de 41,67 MVA (año 2014).
Microcentro: subestación 220/66/23 kV, con una capacidad de transformación 220/66 kV 60 MVA y
220/23 kV de 80 MVA (año 2015).
Mallorquín: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2015).
Santa Rita: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2016).
Kilómetro 7: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2017).
Sistema Metropolitano
Fernando de la Mora: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 90 MVA (año 2014).
Barrio Mburucuyá: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 90 MVA (año 2014).
Mariano Roque Alonso: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 100 MVA (año 2014).
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La Colmena: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 20 MVA (año 2015).
Barrio Molino: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2015).
Instituto de Previsión Social: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 60 MVA (año 2017).
Villa Aurelia: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2017).
Villeta II: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2017).
Villa Elisa: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2016).
Altos: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2022).
Sistema Norte
Capitán Bado: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2014).
Concepción II: subestación 220/66 kV, con una capacidad de 60 MVA (año 2016).
Bella Vista Norte: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 20 MVA (año 2016).
Sistema Oeste
Acueducto: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 10 MVA (año 2016).
Toro Pampa: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 10 MVA (año 2021).
Pozo Colorado: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 10 MVA (año 2023).
De igual forma, se puede destacar la necesidad de ampliación de capacidad de transformación en
prácticamente todas las subestaciones existentes en el SIN. En este sentido, se resalta la paulatina
introducción del nuevo módulo de transformación 220/23 kV de 80 MVA en sustitución al módulo actual
de 41,67 MVA. Así mismo, se puede resaltar la necesidad de duplicación de la capacidad de
transformación en subestaciones de gran porte del Sistema Metropolitano, como son las subestaciones
Puerto Botánico, Lambaré, Parque Caballero y Puerto Sajonia.
Los siguientes gráficos resumen el estado de carga de los transformadores de potencia que alimentan a la
red de distribución del SIN. Los mismos indican la capacidad total instalada en MVA en el nivel de
23 kV, en subestaciones del Sistema, agrupándose la capacidad instalada conforme sus factores de
utilización previstos en los siguientes grupos: hasta 80%, hasta 90%, hasta 100%, y mayor a la capacidad
nominal (mayor a 100%). Los gráficos llevan en cuenta las ampliaciones de las capacidades de
transformación, de acuerdo a las obras propuestas para los años del periodo 2014-2023.
Estado de Carga de los Transformadores del SIN, Periodo 2014 – 2023
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Puede observarse que de 3.456 MVA instalados en 23 kV en subestaciones en el 2013, se requerirá contar
con una capacidad instalada de 6.434 MVA para el 2018 y de 8.542 MVA para el 2023, lo cual implica
un 147% de aumento en la capacidad instalada para todo el periodo. Puede apreciarse también, que para
el 2013 se tendría aproximadamente el 38% de la capacidad instalada operando con un factor de
utilización de 80% o menor.
La capacidad instalada para el 2018 permite mejorar ligeramente el estado de carga de los
transformadores, teniéndose estimativamente un 55% del parque de transformadores operando con un
factor de utilización de 80% o menor. Sin embargo, considerando que la incertidumbre con relación al
crecimiento de la demanda es mayor en el Medio Plazo, y con el objetivo de optimizar económicamente
el Plan de Inversiones, en dicho periodo se tiene una reducción en el ritmo de aumento de capacidad
instalada, lo cual produce una reducción del margen de carga, obteniéndose así que para el 2023 el 52%
del parque de transformadores estaría con una carga entre 90 y 100% de su capacidad nominal.
1.4 Obras de compensación
Dado el continuo crecimiento de la demanda, la compensación reactiva se convierte en una herramienta
de optimización de la operación del sistema de transmisión.
En este sentido, el Plan de Obras prevé la instalación de un Sistema Estático de Compensación Reactiva
(SVS por sus siglas en inglés) en el nivel de tensión de 220 kV en la Subestación Guarambaré. Dicho
sistema de compensación estaría compuesto por una rama dinámica (compensador estático de reactivo del
tipo TCR/TSC) con una capacidad de -120/+140 MVAr, y dos ramas estáticas (bancos de capacitores
maniobrados mecánicamente) de +80 MVAr cada una. Con esto, el rango total de compensación del SVS
sería de -120/+300 MVAr, el cual estaría operativo para el año 2015.
Se puede destacar la importancia que tienen los compensadores estáticos de reactivos instalados en el SIN
en el control del perfil de tensiones. Así, el aporte del compensador de la Subestación San Lorenzo
(-80/+150 MVAr en 66 kV), de la Subestación Limpio (-150/+250 MVAr en 220 kV), y el reciente de la
Subestación Horqueta (-80/+150 MVAr en 220 kV), permiten no solamente obtener un control en el nivel
de tensión, sino que también proveen un soporte reactivo para aumento de la capacidad de transmisión y
de la estabilidad del sistema.
Con relación al compensador actual de San Lorenzo (-80/+150 MVAr en 66 kV), cuya vida útil se
encuentra muy próxima a su culminación, en el presente plan se encuentra previsto un retrofit del mismo
(cambio de los equipos existentes y obsoletos por otros nuevos y modernos), con la misma potencia que
la actual.
Finalmente, el Plan prevé la instalación de 633 MVAr en bancos de capacitores en 23 kV, con el fin de
acompañar el crecimiento de la demanda reactiva del sistema, y optimizar la utilización de la capacidad
de transformación en las subestaciones del SIN.
1.5 Resumen de capacidad instalada y extensión de líneas previstas
La Tabla a continuación resume la evolución del SIN en el Corto Plazo (2014-2018), y Medio Plazo
(2019-2023), respectivamente, indicándose la capacidad instalada en generación, longitudes de las líneas
de transmisión por nivel de tensión, capacidad instalada por niveles de transformación y tensión,
compensación reactiva por nivel de tensión, y el número de subestaciones del Sistema en los
mencionados periodos.
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Resumen de la evolución de los equipos del SIN, Periodo 2014 – 2023
El listado de obras que componen el Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo
puede ser encontrado en el Anexo 1.
1.6 Inversiones requeridas
Las inversiones que serían requeridas para llevar adelante dichas obras se resumen en la siguiente tabla,
discriminada por montos en moneda local (obras) , moneda extranjera (materiales y equipos) y los totales,
tanto para las obras de transmisión, como para las de generación.
Los costos indicados corresponden a costos directos, calculados a partir de valores típicos referenciales
(costos modulares), propios de un nivel de planificación, incluyéndose los impuestos.
Inversiones de Corto Plazo 2014 – 2023 (En Millones de USD)
Longitud de Líneas, Capacidad Instalada en Subestaciones
Sistema Interconectado Nacional
Concepto Unid. Existente Aumento Previsto Previsto
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total 2023
Generación MW 200 0 52 0 0 200 0 0 0 0 0 252 452
Líneas en 500 kV km 363 0 0 363 154 0 348 0 0 225 210 1.300 1.662
0
Líneas en 220 kV km 3.877 5.972
Construcción km 0 575 32 379 143 110 200 200 410 47 0 2.095
Recapacitación km 0 258 0 0 165 0 0 121 0 48 188 780
0
Líneas en 66 kV km 1.181 1.326
Construcción km 0 55 40 12 3 0 10 26 0 0 0 145
Recapacitación km 0 87 4 17 5 8 72 38 0 0 24 230
0
Transformadores 0
500/220 kV MVA 3.445 850 0 600 1.800 600 0 1.575 0 0 1.200 6.625 10.070
220/66 kV MVA 2.005 743 120 240 120 107 143 60 40 120 120 1.812 3.816
220/23 kV MVA 1.812 771 410 258 282 410 80 275 778 320 87 3.671 5.484
66/23 kV MVA 1.768 596 66 120 108 140 158 80 60 75 80 1.483 3.250
Compensación
CER 220 kV MVAr -230/400 -120/140 -120/140 -350/540
CER 66 kV MVAr -80/150 -80/150
Reac. 500 kV MVAr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Reac. 220 kV MVAr 240 0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 40 280
B.C. 220 kV MVAr 180 0 0 0 0 160 0 0 0 0 0 160 340
B.C. 23 kV MVAr 816 300 117 18 102 57 36 99 132 99 6 966 1.782
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Subestaciones Un. 70 10 6 3 5 3 2 1 2 1 2 35 105
Generación Transmisión Total Anual
Año ML ME Total ML ME Total ML ME Total
2014 - - - 159 295 454 159 295 454
2015 5 12 17 83 131 214 88 143 231
2016 - - - 102 335 437 102 335 437
2017 7 35 42 153 260 413 160 295 455
2018 52 426 479 39 83 122 91 509 600
2019 - - - 115 184 299 115 184 299
2020 - - - 71 120 190 71 120 190
2021 - - - 81 137 218 81 137 218
2022 - - - 79 131 210 79 131 210
2023 - - - 97 162 259 97 162 259
Totales 64 473 537 979 1.838 2.816 1.043 2.311 3.354
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A continuación se presentan unos gráficos ilustrativos de la composición de las inversiones requeridasen
generación y transmisión, así como la composición de las mismas en moneda local y extranjera y la
cobertura del financiamiento obtenido para las mismas.
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2. INTRODUCCIÓN
Este trabajo presenta una síntesis de los estudios técnicos relacionados con la planificación del Sistema de
Generación y Transmisión de la ANDE de Corto y Medio Plazo para el periodo comprendido entre los
años 2014 y 2023.
Primeramente, se exponen los criterios técnicos utilizados, y las premisas básicas adoptadas en la
elaboración del trabajo. Posteriormente, se presenta el plan de obras requeridas a partir de una evaluación
del desempeño del sistema.
Los principales componentes del Plan Maestro de Generación y Transmisión son:
Análisis general del sistema
Para el periodo considerado, y para distintos periodos de carga (punta, media y leve), se analiza el
desempeño de las configuraciones topológicas de la red eléctrica adoptadas para la operación del
Sistema, comprendiendo básicamente:
Análisis en régimen normal. Es el análisis en estado permanente de las configuraciones adoptadas
para el sistema con la red completa, de forma a evaluar las condiciones de cargas presentes en los
transformadores y líneas de transmisión, así como el perfil de tensión de las barras del sistema y las
condiciones operativas de los compensadores estáticos de reactivos.
Análisis en régimen de emergencia (contingencia simple). Análisis similar al anterior pero con la
presencia de una contingencia simple severa, como la pérdida de uncircuito de transmisión en 500 kV,
resultando así la operación con una red alterada o incompleta.
Análisis por sistemas
Es la descripción concisa de los problemas detectados en los distintos sistemas regionales de
transmisión y transformación. Se presentan los principales refuerzos requeridos y que se encuentran
contenidos en el Plan de Obras, incluyéndose las justificaciones técnicas y sus efectos.
Cabe resaltar, que el análisis realizado está basado fundamentalmente en estudios de flujo de potencia
(régimen permanente). Los estudios en régimen transitorio y dinámico del Sistema se omiten del
presente informe, debido a las características particulares del Sistema ANDE.
Queda fuera del alcance de este estudio el análisis de estabilidad dinámica del sistema ante una
operación interconectada de la Centrales de Itaipú y Yacyretá en un único sistema eléctrico, lo cual
requerirá de un estudio complementario dado la especificidad técnica involucrada.
Anexos
En los anexos se presentan:
Interconexiones internacionales y sistemas regionales del Sistema Interconectado Nacional
(SIN);
Listado de Obras;
Mapas eléctricos;
Proyección de cargas por barra para el periodo 2014 – 2023;
Balance de generación y demanda del sistema;
Datos de longitudes de líneas de transmisión y capacidad instalada en subestaciones;
Diagramas de flujos de potencia y tensiones de barras por año;
Diagramas unifilares del SIN.
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3. CRITERIOS TÉCNICOS
Diariamente, la generación de electricidad oferta la potencia necesaria al sistema eléctrico, la que se
destina a cubrir la demanda de las residencias, comercios, industrias, instituciones, etc.
La premisa de los responsables del suministro de energía eléctrica es que se atienda esta demanda con
seguridad, calidad, confiabilidad y economía. El asegurar esas condiciones implica que se desarrollen
procesos adecuados de planificación del sector eléctrico, asegurando las inversiones necesarias,
aparejadas a las previsiones de crecimiento de la demanda.
Los criterios técnicos utilizados para la planificación establecen condiciones mínimas que se deben
cumplir durante la simulación del desempeño estático del SIN (Régimen Permanente). Básicamente,
estos criterios establecen valores de tensión y carga admisible en líneas de transmisión, equipos de
transformación, compensación estática de reactivos y generadores en condiciones de operación normal y
de emergencia.
A fin de determinar las necesidades del sistema, tales como nuevas obras, ampliación de la capacidad de
generación, repotenciación de equipos, ampliación de la capacidad de transformación de las
subestaciones, etc., se analiza el desempeño del SIN principalmente en el periodo de demanda máxima
simultánea y en condiciones normales, es decir, con todos sus elementos en servicio (red completa). En
estas condiciones todos los equipos deben estar operando dentro de sus capacidades nominales y las
tensiones dentro de los rangos aceptados.
De igual forma, se analizan los periodos de demanda de carga media y leve, a fin de especificar y
verificar los equipos utilizados en el control de la tensión del sistema.
En cuanto a los equipos de transformación, la carga de los mismos es evaluada considerando las
demandas máximas en los respectivos locales, la cual no necesariamente coincide con la carga máxima
simultánea del SIN. Con esto, se determinan los refuerzos de transformación requeridos en los distintos
centros de distribución.
Se evalúan también las condiciones de emergencia, considerándose el Criterio N – 1, en el que se supone
la pérdida de un solo elemento del sistema por vez. Dicho criterio es normalmente aceptado en
planificación de sistemas eléctricos. Las contingencias son analizadas principalmente en el tronco de
transmisión en 220 y 500 kV, de forma a estimar el desempeño del sistema ante las mismas, y
dependiendo de la severidad de las mismas, evaluar la necesidad de obras de refuerzo adicionales.
3.1 Margen de reserva de generación de energía eléctrica
La División de Operación de la ANDE, como responsable de la operación del Sistema Interconectado
Nacional (SIN), cuenta con un sistema de control e información en tiempo real, de vital importancia para
atender la demanda diaria de potencia y energía eléctrica, pues a diferencia de otros sectores, la energía
eléctrica no puede almacenarse, sino que debe consumirse al mismo tiempo que se la genera; por tanto la
coordinación entre demanda (consumo) y generación es dinámica y permanente.
Como la demanda varía diariamente, además de
estacionalmente, y va incrementándose producto del
desarrollo económico y el crecimiento poblacional, el sistema
eléctrico debe tener un margen de reserva de generación para
atender esas variaciones y ese crecimiento. Así, el margen de
reserva de generación de energía eléctrica se define como la
diferencia que existe entre la demanda máxima que se puede
alcanzar, producto de la simultaneidad de consumos que se
den y, la capacidad de generación que aún tiene el parque
generador. Un valor razonable es que este margen sea del
10% de la demanda máxima para la reserva rotante y del 20%
para la reserva total (fría y rotante).
El significado de estos conceptos, de manera simplificada, se encuentrareflejado en el gráfico.
Oferta Bruta
Oferta Neta
P. Sincronizada
P. Max. Generada Res. Rotante
Reserva Fría
Potencia Indisponible
Tiempo
Po
ten
cia
Res
erva
To
tal
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La Oferta Bruta, es la capacidad instalada de generación a la temperatura horaria (en el caso de la
generación térmica la temperatura tiene un efecto importante sobre la producción de energía, por el
rendimiento de los motores, a mayor temperatura ambiente, menor rendimiento). Actualmente, esta oferta
bruta para el SIN se encuentra alrededor de los 8.908 MW. Sin embargo no toda ella es aprovechable.
La Oferta Neta, es el resultado de descontar de la Oferta Bruta, la Potencia Indisponible y la Potencia no
Disponible por hidrología. Es decir se resta la potencia de generadores que por diferentes razones no
pueden entregar energía en ese momento (generadores en mantenimiento, o fallas mecánicas) y también
las reducciones de la generación hidroeléctrica debido a los regímenes hidrológicos.
Entonces, la Oferta Neta representa la capacidad realmente disponible de generación que tiene el sistema.
3.2 Perfil de tensiones
Los rangos de tensión admisibles en el sistema, ante condiciones normales y de emergencia se indican en
la Tabla 1.
Tabla 1. Rango de Tensión Admisible en los Criterios de Planificación
Estado del
Sistema
Rango de Tensión Admisible [pu]
23 kV 66, 220 y 500 kV Barras cercanas a la Generación
Condiciones Normales 1,05 0,95 – 1,05 0,95 – 1,10
Contingencia
(N–1) 1,00 – 1,05 0,90 – 1,10 0,90 – 1,10
3.3 Carga en líneas de transmisión
En condiciones normales de operación todas las líneas de transmisión deben operar dentro de los límites
de su capacidad nominal. Ante condiciones de emergencia, se tolera una sobrecarga de hasta 20% de su
capacidad nominal.
En lo que se refiere a la capacidad para las líneas de transmisión de 66 kV la Tabla 2siguiente muestra los
valores de las capacidades adoptadas conformes las especificaciones de Proyecto.
Tabla 2. Capacidad de Líneas de Transmisión en 66 kV
Capacidad de Líneas (MVA)
Condiciones del Sistema
Tipos de Líneas Normales Contingencia (N-1)
Subterránea (Nuevas) 100 120
Subterráneas (Viejas) 60 72
Aérea Metropolitana 50 60
Aérea Interior 40 50
Aérea Nueva 72 80
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En lo que se refiere a la capacidad para las líneas de transmisión de 220 kV, y de 500 kV la Tabla 3
siguiente muestra los valores de las capacidades adoptadas conforme a Instrucciones Operativas vigentes
en la ANDE.
Tabla 3. Capacidad de Líneas de Transmisión 500 y 220 kV
Capacidad de LTs (MVA)
Tipos de Líneas Condiciones Normales
Subterránea 220 kV 250
General 220 kV (Típico) 210
GUA – LAM 220 kV 195
ACY – COV 220 kV (Ctos. II y III) 191
ACY – PFO 200 / 550*
(*a partir del 2015)
ACY – K30 (Ctos. I y II) 550
K30 – COV (Cto. I) 191
K30 – COV (Ctos. VIII y IX) 300
MD – CYO 220 kV (Ctos. IV y V) 259
COV – SLO 220 kV (Cto. I)
COV – GUA 220 kV (Ctos. II y III) 272
CYO – LIM 220 kV (Ctos. IV y V) 230
AYO – SPA- 220 kV 253
SPA – GUA- 220 kV (Ctos. VI y VII) 240
MD – ACY (Ctos. I y II) 667
MD – LCD 500 kV 2000
AYO – ESA 500 kV 2000
YAC – AYO 500 kV 2000
AYO – VHA 500 kV 2000
MD – VHA 500 kV 2000
Especificadas a 1 pu de tensión
3.4 Carga en transformadores
Para los transformadores que componen el sistema de transmisión y subtransmisión (220 kV y 66 kV), en
condiciones normales de operación todos deben operar dentro de los límites de su capacidad nominal.
Ante condiciones de emergencia, se tolera una sobrecarga de hasta 20% de su capacidad nominal.
Para los transformadores que alimentan la red de distribución en 23 kV, se consideró una ampliación o
cambio de los mismos una vez alcanzada su capacidad nominal en condiciones de carga máxima de la
subestación, y generalmente no coincidente con la punta del sistema.
3.5 Margen de carga y estabilidad de tensión
En lo que se refiere a márgenes de carga y estabilidad de tensión, aún no se han adoptado márgenes
mínimos requeridos, tanto en potencia activa como reactiva (MW y MVAr). Dichos márgenes son
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calculados de manera a tener una noción cualitativa del desempeño del sistema en lo que se refiere a
estabilidad de tensión.
Los márgenes de potencia activa son calculados mediante el trazado de curvas PV del sistema, las cuales
se obtienen mediante aumentos sucesivos y simultáneos en la carga de todas las barras del sistema
ANDE. Dichos aumentos son realizados manteniendo constantes los factores de potencia de las barras de
carga del sistema. La curva PV muestra la evolución de
la tensión de una o varias barras conforme aumenta la
carga. El punto crítico de estabilidad sería el punto de
máxima carga posible (punta de la nariz de la curva). A
medida que el punto operativo se acerca a dicho punto
crítico, las posibilidades de inestabilidad aumentan. En
el gráfico se muestra también el efecto de la
compensación reactiva, por medio de la cual se puede
aumentar la capacidad de carga pero obteniéndose
puntos críticos con tensiones cada vez más elevadas.
El margen de carga de potencia reactiva se evalúa mediante el trazado de curvas QV. Dichas curvas
grafican la tensión de una barra y la generación de potencia reactiva (positiva o negativa) requerida por el
sistema para mantener dicho valor deseado de tensión.
En la siguiente figura se esquematizan varias curvas QV donde se resaltan los mínimos que representan
los puntos críticos de las mismas (para tensiones inferiores se tendría una operación inestable). Por
cuestiones prácticas, dichas curvas son trazadas
exclusivamente para la ventana de interés de 0,90 a 1,10 p.u.
de tensión que se encuadra dentro de los rangos de tensión
especificados en la sección 3.1. A modo ilustrativo se
esquematizan 3 curvas QV. La curva C1 muestra la
existencia de un punto operativo sin requerimientos de
compensación (punto A) y con margen adecuado de
estabilidad. La curva C2 representaría un sistema con mayor
carga que la del C1, y la falta de intersección con el eje V
denotaría la deficiencia de reactivo en el sistema y la
necesidad de compensación reactiva de forma a obtener un
punto operativo seguro. La curva C3 denotaría un sistema
donde se tendría un punto operativo sin requerimiento de compensación adicional en la barra, pero con
reducido margen de estabilidad, además de tenerse un punto crítico dentro del rango de tensiones en
emergencia. Este hecho, indicaría que el sistema ya se encuentra con alta compensación reactiva (ver
efecto de compensación en gráfico Curva PV), lo cual implicaría la necesidad de aumento de capacidad
de transmisión.
Ambas metodologías son complementarias y sirven para identificar los problemas del Sistema y
determinar la eficacia de las soluciones propuestas.
En general, se buscará que las obras sugeridas en el Plan Maestro produzcan un aumento en el margen de
carga, tanto activa como reactiva, y en consecuencia mejorar el margen de estabilidad de tensión del
Sistema.
Q (MVAr)
V (pu)
Deficiencia de reactivo 0.9
1.1
Punto Crítico
Margen de estabilidad
C1
C2
C3
A
Ventana de monitoreo
P (% de crecimiento de carga)
V (pu)
Punto Crítico
Parte no trazada
1.0
b) Factor de potencia en adelanto
a) Factor de potencia en atraso
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4. PREMISAS BÁSICAS
En esta sección se definen los escenarios básicos bajo los cuales se realiza el análisis del desempeño del
sistema eléctrico de potencia y en función a ellos se especifican las necesidades del SIN para su operación
dentro de los criterios técnicos preestablecidos.
4.1 Generación
Las fuentes de generación del SIN consideradas para el periodo de análisis son 100% de origen
hidroeléctrico, siendo las características de las mismas, las siguientes:
Central Hidroeléctrica de Acaray. Las cuatro unidades de la CH de Acaray operan inicialmente
con potencias nominales de 56 MVA (Grupos 1 y 2) y 60 MVA (Grupos 3 y 4).
Central Hidroeléctrica de Itaipú. La CH de Itaipú despacha hasta 10 unidades generadoras de
50 Hz de 823,6 MVA cada una para atender la demanda.
Central Hidroeléctrica de Yacyretá. Dada la elevación de cota en la zona de influencia,
alcanzándose el valor nominal de 83 msnm, se considera el despacho de las 20 unidades de la CH
Yacyretá con una capacidad de 172,5 MVA, y operando interconectada al Sistema Argentino de
Interconexión (SADI).
El resumen del despacho de potencia de las Centrales Hidroeléctricas del SIN para los diferentes periodos
de la demanda de carga (punta, media y leve), del periodo analizado se encuentran en el Anexo 4, el cual
incluye también un resumen de la carga de ANDE en barras de 23 kV, las ventas y las pérdidas de
transmisión por cada año.
4.2 Demanda nacional
Para la actualización del Plan Maestro de Corto y Medio Plazo se utiliza como base la previsión de la
demanda, aprobada por Resolución P/Nº 33.429,en fecha 01/08/2013, del “ESTUDIO DE MERCADO
ELÉCTRICO NACIONAL, PROYECCIÓN 2013-2023”, elaborado por el Dpto. de Estudios de
Tarifas y Mercado. En dicha prospectiva, se presentan diferentes escenarios referenciales de crecimiento
de la demanda. El crecimiento económico a nivel nacional y la evolución de las pérdidas del sistema
eléctrico se constituyen en los principales factores que inciden en la evolución de la demanda. En la
siguiente figura, se muestran los 3 escenarios referenciales indicados por el mencionado estudio de la
demanda, los cuales corresponden a:
Escenario de crecimiento económico alto I, correspondiente a una tasa de crecimiento promedio anual
de 9,11%.
Escenario de crecimiento económico alto II, correspondiente a una tasa de crecimiento promedio
anual de 7,04%.
Escenario de crecimiento económico medio, correspondiente a una tasa de crecimiento promedio
anual de 5,66%.
Escenario de crecimiento económico bajo, correspondiente a una tasa de crecimiento promedio anual
de 4,03%.
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Figura 1. Demanda proyectada del SIN utilizada en el Plan Maestro.
En la elaboración del Plan Maestro, es decir, en la determinación de obras de refuerzos requeridas por la
red, se adoptó el escenario recomendado, definido como el Escenario de Crecimiento Económico Alto I
2013-2023, que presenta un crecimiento promedio de 9,11% en la demanda máxima del Sistema,
conforme a la figura 1.
Cabe acotar que dicha tasa o porcentaje de crecimiento, se refiere al asociado únicamente al mercado
nacional sin considerar la inserción al SIN de futuras nuevas industrias electrointensivas (IEI). Con la
inclusión de las mismas, dicho porcentaje de crecimiento corresponde al 9,84 %, el cual fue finalmente
utilizado para el dimensionamiento del SIN.
Dichos escenarios han sido adoptados considerando el crecimiento tendencial de 9,4% de los últimos 5
años y 7,1 % en los últimos 10 años, la influencia de las altas temperaturas de los últimos años en los
hábitos de consumo de los clientes, la demanda insatisfecha por restricciones de transformación,
transmisión y distribución de la energía eléctrica, así como la necesidad de planificar con ciertos
márgenes de seguridad.
En el escenario seleccionado PIB Alto I (con alto crecimiento industrial) se considera que el país ha
iniciado un proceso de industrialización, y que después de muchas décadas de estancamiento del sector,
habría una ruptura del modelo tradicional. El Gobierno nacional ha anunciado el procesamiento del 50%
de la soja producida en el País a partir del 2013.
Asimismo, al crecimiento sostenido de la inversión bruta de capital en los últimos años se debe sumar el
impacto económico de la incorporación de pequeñas industrias electrointensivas (en total alrededor de
250 MW; 2.200 GWh, conforme al Decreto N° 7406) que se están instalando en el país.
La recuperación de las expectativas del sector privado, el crecimiento de la clase media alrededor del 50%
en los últimos 10 años, la inversión pública en infraestructura, la construcción masiva de grandes
shoppings y hoteles, asimismo, el continuo crecimiento del sector financiero nacional (alrededor del 12%
anual en los últimos 5 años), constituyen factores significativos para plantear un elevado crecimiento del
producto interno bruto en la próxima década.
A los factores mencionados, debemos agregar los diversos proyectos de parques industriales que se
planean instalar en el país en determinadas regiones como: Hernandarias, Villa Hayes, Villeta, Itapúa,
Pedro Juan caballero, Concepción, entre otros.
Debido a lo expuesto, el crecimiento promedio en la demanda máxima se incrementa de 9,11% a 9,84%,
tal como se puede apreciar en la figura 2.
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Figura 2. Demanda del SIN agregada con la demanda de las Industrias Electrointensivas.
Se indica en latabla 4 a seguir, la demanda de todas las IEI ya instaladas y/o con las cuales la ANDE ya
ha firmado contrato para el respectivo suministro de energía eléctrica, conforme al Decreto 7406.
Tabla 4. Resumen de Industria Electrointensivas instaladas en el SIN y otras en consulta previa
Observaciones:
El cronograma de potencia demandada por las industrias fue realizado en base a informaciones suministradas por las mismas, y los valores
máximos indicados corresponden a las demandas anuales finales de las Industrias. Así mismo las cinco IEI modularán su potencia contratada en
todas las fases al 25%, es decir desconectarán su potencia contratada en un 75% en el horario de punta del SIN. Se ha incluído en la demanda de IEI las pérdidas de transmisión ocasionadas, que promedian un 5%.
4.3 Proyección de cargas y factor de potencia por subestaciones
Dado que los estudios de flujo de potencia requieren los valores de demanda por subestaciones, los
mismos son calculados a partir de la desagregación de la demanda total del SIN por barras del sistema.
Dicha desagregación es realizada a partir del análisis de curvas de cargas típicas por subestaciones para
distintos periodos de carga. Los valores de demanda por barra del sistema pueden ser encontrados en el
Anexo 2, donde se especifican los valores de demanda máxima de la subestación, así como valores
coincidentes con la punta del sistema (demanda máxima simultánea). Se incluyen además, valores
correspondientes a condiciones de carga media y leve del sistema.
Por otro lado, también se requiere la determinación del factor de potencia por subestación, ya que el
mismo es utilizado para determinar la demanda de potencia reactiva a partir de la proyección de demanda
de potencia activa. Los factores de potencia de las cargas del SIN son considerados constantes para todos
los años del periodo analizado.
4.4 Exportación
Otro aspecto considerado para la operación del sistema son los intercambios de energía eléctrica con los
países vecinos a través del Sistema ANDE, los cuales se constituyen finalmente en cargas para el sistema
de transmisión. Se adoptan los siguientes valores:
Demanda de IEI 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Demanda de potencia (MW) 0 122 174 213 239 263 263 263 263 263
Energia (GWh) 0 1.120 1.603 1.961 2.202 2.414 2.414 2.414 2.414 2.414
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Suministro al Sistema Norte Argentino (EMSA): actualmente en operación y con un suministro
variable. Basado en antecedentes históricos se considera una venta de 25 MW, y teniendo como
punto de interconexión a la Subestación Carlos Antonio López.
No se considera el suministro a la Compañía Eléctrica Paranaense (COPEL) desde la Subestación Acaray,
ya que el mismo fue desactivado hace un par de años debido a los problemas técnicos que presenta el
convertidor de frecuencia.
Tampoco se considera el suministro al Sistema Nordeste Argentino desde el punto de interconexión en la
Subestación Guarambaré, ya que el mismo está desactivado desde el mes de Noviembre del año 2010. Sin
embargo se aclara que conforme requerimientos del SADI, eventualmente, ANDE aun realiza algunos
intercambios de exportación con dicho sistema argentino.
ANDE
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5. CONFIGURACIONES TOPOLÓGICAS
El detalle de las configuraciones adoptadas para el análisis del SIN en el periodo de estudio se presenta a
continuación:
5.1 Configuración de Corto Plazo
Ante la inviabilidad técnica de operar las Centrales de Itaipú y Yacyretá debido a la debilidad del Sistema
de Transmisión, por problemas de estabilidad y la diferencia de estatismo del Sistema Argentino y la CH
Itaipú, del año 2014 hasta el año 2015 (periodo del corto plazo), se mantiene la operación del SIN en dos
subsistemas separados.
Subsistema 1 (SS1): Alimentado por las CHs de Itaipú y Acaray, operando en paralelo con el
sistema Brasileño. Este subsistema abastece normalmente a los Sistemas Este, Central, Norte,
parte del Sur y mayor parte del subsistema Metropolitano.
Subsistema 2 (SS2):Alimentados por la CH de Yacyretá y operando en paralelo con el Sistema
Argentino de Interconexión (SADI). Este subsistema abastece a parte del Sistema Sur y parte del
Sistema Metropolitano, el cual es alimentado a través de la LT 220 kV doble terna Ayolas – San
Patricio – Guarambaré.
Es importante destacar, que con la entrada en servicio de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes es
posible alimentar todo Subsistema 1. Sin embargo, ante contingencias en dicha línea, se requiere la mayor
transferencia posible de carga del Sistema Metropolitano sobre el Subsistema 2 de manera a distribuir
apropiadamente la carga entre las líneas de transmisión de 220 kV remanentes. Por ello, en el análisis de
la contingencia arriba mencionada se admite la reconfiguración del sistema con traspaso de carga del
Subsistema 1 al Subsistema 2 buscando evitar así sobrecargas o reducir requerimientos de corte de carga.
La parte del Sistema Metropolitano normalmente transferida al Subsistema 2 comprende las siguientes
cargas: EDEFOR (Clorinda), Guarambaré, Villeta, Gran Hospital Nacional, Itauguá, San Antonio, Puerto
Sajonia, Republicano, Valle Apuá y General Díaz, así como Quiindy y Caapucú.
5.2 Configuración de Medio Plazo
En el medio plazo, y atendiendo a la incorporación de importantes obras de transmisión en el nivel de
500 kV dentro del Plan de Obras de Transmisión para el periodo 2014 – 2023, se adopta la operación
totalmente interconectada del SIN en un único sistema eléctrico. En esta configuración todas las centrales
de generación, Acaray, Yguazú, Itaipú y Yacyretá se encuentran operando en forma sincronizada en un
solo sistema eléctrico.
Con la operación interconectada se logra además de una optimización en la utilización de la
infraestructura de transmisión, una mayor flexibilidad operativa y aumento de la confiabilidad del
Sistema, con lo cual se tiene una mayor seguridad en el suministro.
Atendiendo a los estudios disponibles que indican la posibilidad de una operación interconectada entre las
centrales de Itaipú y Yacyretá a partir de la existencia de un vínculo en 500 kV entre ambas junto con la
implementación de adecuados dispositivos de control, esta configuración es adoptada a partir de finales
del año 2016, año para el cual se recomienda la puesta en servicio de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes.
Dicha línea de transmisión operando interconectada a la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes se
constituiría en el principal vínculo entre las centrales de Itaipú y Yacyretá.
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6. CRONOGRAMA DE OBRAS DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
Como resultado de los distintos estudios que hacen al Plan Maestro de Generación y Transmisión de
Corto y Medio Plazo, se tiene el Plan de Obras para el periodo 2014 – 2023, en donde se listan las obras
requeridas por la red para atender el crecimiento de la demanda del SIN.
El Plan de Obras se presenta como un listado cronológico de las obras necesarias, indicándose las
principales características tales como: capacidad de los transformadores, líneas de transmisión y
longitudes de éstas, así como una breve descripción del proyecto. Además de estas informaciones, se
incluyen la fecha recomendada de puesta en servicio y sus respectivos costos directos estimados, los
cuales se basan en la metodología de costos modulares, cuyos valores son actualizados en función a los
costos promedios de licitaciones recientemente realizadas, y los cuales son apropiados para una
estimación inicial a nivel de planificación de los fondos requeridos para el financiamiento del Plan de
Obras.
En el Anexo 2, se presenta el Cronograma del Plan de Obras para el periodo 2014 – 2023, por Sistema y
por tipo de obra.
Dado el periodo de análisis, para la determinación de las obras requeridas por el sistema se asume que las
obras en curso y previstas para el año 2013 son todas finalizadas y disponibles para su operación en el año
2014.
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7. ANÁLISIS GENERAL DEL PERIODO
7.1 Análisis del SIN en condiciones normales
7.1.1 Evaluación del tronco principal de transmisión en 220 y 500 kV
En la siguiente Figura se observa la configuración eléctrica del SIN adoptada en general en el corto plazo
hasta el año 2015, considerando la operación de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes y una
separación del SIN en dos subsistemas eléctricamente asíncronos y separados en las Subestaciones de
Guarambaré y Carlos Antonio López.
Figura 3. Configuración Separada del Sistema de Transmisión del SIN, Periodo 2014-2015
Según se observa en la Figura 3, el Subsistema 1 a partir del 2014 estaría compuesto por el principal
tronco de transmisión del SIN, conformado por la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes y toda la red
de transmisión en 220 kV proveniente del Este del país incluyendo las siguientes líneas: doble terna LT
220 kV Margen Derecha – Itakyry – Carayaó – Limpio (circuitos 4 y 5), la doble terna LT 220 kV Acaray
NAT 220 kV
CAL 220 kVPBU 220 kV
PFO 220 kV
ctos. 2 y 3
ctos. 8 y 9
cto. 1
CZU 220 kV
ctos. 4 y 5
VHA 500 kV
600 MVA
2 x
VHA 220 kV
PBO 220 kV
PCA 220 kV
PSA 220 kV
LIM 220 kV
LUQ 220 kV
SLO 220 kV
220 kVCAP
220 kV
ESA
220 kV
VIC
LAM 220 kV
220 kV
SAN
220 kV
GUA ( SS1 )
220 kV
GUA ( SS2 )
CYO 220 kV
SISTEMA NORTE
COV 220 kV
A PASO PE
VAP 220 kV
SJB 220 kV
SPA 220 kV
AYO 220 kV
AYO 500 kV
2 x 375 MVA
YAC 500 kV
CDO 220 kV
K30 220 kV
CBO 220 kV
CAM 220 kV
TRI 220 kV
SS2
220 kV
IRY 375 MVA
5 x
220 kV
MD
MD 500 kV
ACY 220 kV
SS1
A CAT - SGA 220 kV
220 kVPIH
220 kVPIR
CMY 220 kV
220 kVMCC
ACY 66 kVA APR 66 kV
220 kVBMO
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– Coronel Oviedo – Guarambaré (circuitos 2 y 3), la doble terna LT 220 kV Acaray – Kilómetro 30
(Circuitos 1 y 2) que continua como una doble terna LT 220 kV Kilómetro 30 – Coronel Oviedo – San
Lorenzo (Circuitos 8 y 9) y una LT 220 kV simple terna Kilómetro 30 – Coronel Oviedo (Circuito 1).
Hasta el Sistema Metropolitano de Asunción se tendrían 5 circuitos en 220 kV provenientes del Sistema
Central. En lo que respecta a la LT 220 kV Acaray – Presidente Franco, Presidente Franco – Carlos
Antonio López, la misma queda incluida dentro del Subsistema 1, generalmente hasta la Subestación
Carlos Antonio López.
El Subsistema SS2 está constituido básicamente por la interconexión de la CH de Yacyretá al Sistema a
través de la LT 500 kV Yacyretá – Ayolas, los 2 auto-transformadores 500/220 kV de 375 MVA en la
Subestación Ayolas, las LTs 220 kV Ayolas – San Patricio y San Patricio – Guarambaré (doble terna),
además de la LT 220 kV Ayolas – Villalbín y de la LT 220 kV Coronel Bogado – Trinidad, quedando de
esta manera la Subestación Trinidad dentro del Subsistema SS2.
Esta configuración puede ser alterada dependiendo de las disponibilidades eléctricas y energéticas de
ambos subsistemas. En los primeros años, en condiciones normales el Subsistema 2 puede ser
minimizado, quedando el suministro desde la CH Yacyretá limitado a las subestaciones del Sur del país.
Sin embargo, con el correr de los años y consecuente aumento de la demanda, la participación de la CH
Yacyretá nuevamente cobra mayor preponderancia, principalmente en situaciones de contingencia en el
SS1, así como ante la incorporación de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes.
En las siguientes Tablas, se presentan los niveles de cargas en líneas de transmisión de 220 kV de los
corredores de transmisión del SIN en régimen normal de operación. Las tablas incluyen los valores
iniciales de capacidad, así como los valores finales posteriores a la incorporación de obras de refuerzo.
Tabla 5. Carga en líneas del Sistema de Transmisión en condiciones normales – Periodo Corto Plazo.
La incorporación de la LT 500 kV Margen Derecha –Villa Hayes permite tener una condición operativa
segura y con las líneas y transformadores del tronco de transmisión con márgenes de carga adecuados. En
ese sentido, se aclara que la efectiva incorporación al SIN de la LT 220 kV doble terna Villa Hayes –
Puerto Sajonia prevista para finales del 2014 como obra complementaria al proyecto de 500 kV será de
fundamental importancia, debido a que la misma permitirá evacuar la inyección de potencia proveniente
LT (por circuito) y TR (por transformador) Potencia Nominal 2014 2015 2016 2017 2018
MD - ACY 667 424 488 455 219 263
ACY-K30 550 235 269 234 284 316
MD-IRY (4° y 5°) 267/550 246 263 244 302 255
Este ACY-COV (2° y 3°) 191 139 159 132 152 154
K30-COV (8° y 9°) 300 152 170 144 169 172
K30-COV (1°) 191 133 162 135 153 155
ACY-PFO 200/550 195 86 109 198 194
IRY-CAT-SGA 250 34 35 36 38 40
COV-SLO (1°) 272 158 173 121 148 186
Central COV-GUA (2° y 3°) 272 143 160 106 122 179
CYO-LIM (4° y 5°) 230 65 73 35 54 87
COV-VIL 240 77 92 104 128 140
AYO-SPA 253 193 147 183 164 154
SPA-GUA (6° y 7°) 240 110 119 167 190 175
Sur SPA-CBO 210 167 52 36 52 52
AYO-CBO 350 127 133 55 61
CBO-TRI 350 75 62 64 73
Norte CYO-SES 270 156 173 209 227 254
IRY-CUR-CCO 300 111 124 132 149 169
MD-VHA 500 kV 2000 896 1019 782 827 947
MD-LCD 500 kV 2000 628 629
AYO-VHA 500 kV 2000 580 609 665
AYO-TRI 500 Kv 2000 252 234
500 kV Transf. MD 500/220 kV 395 271 314 294 211 215
Transf. AYO 500/220 kV 375/450 223 240 288 228 226
Transf. VHA 500/220 kV 600 485 544 503 515 457
Transf. ESA 500/220 kV 600 370
Transf. LCD 500/220 kV 600 315 313
Transf. TRI 500/220 kV 600 224 201
Carga (MVA)
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desde la línea de 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes, y por ende un alivio considerable en las líneas
de 220 kV provenientes del sur del país.
En el Sistema Este, la incorporación en el año 2018 de la CH Yguazú produce una reducción en los
niveles de carga de la LT 220 kV Margen Derecha – Carayaó. De igual forma, en el año 2015 es
requerida la duplicación de la LT 220 kV Acaray – Presidente Franco de forma a evitar sobrecarga en
dicha línea. En el Sistema Sur se observan bajos valores de carga hasta el año 2015, ya que con la LT 500
kV Margen Derecha – Villa Hayes el Subsistema 2 queda reducido sustancialmente a subestaciones de
este sistema, como explicado anteriormente. A partir del año 2016, la incorporación de la LT 500 kV
Ayolas – Villa Hayes, con la consecuente interconexión y operación del SIN en forma conjunta con los
sistemas de Brasil y Argentina, requiere valores crecientes de despacho de CH Yacyretá, de forma a
optimizar la operación del sistema de transmisión.En el Sistema Norte, la incorporación de la LT 220 kV
Itakyry – Curuguaty – Capitán Bado – Cerro Corá produce una importante reducción en la carga de la LT
220 kV Carayaó – San Estanislao, evitando la sobrecarga de la misma y proveyendo una segunda
alimentación al Norte del país.
Figura 4. Configuración Interconectada del Sistema de Transmisión del SIN– Año 2016.
220 kVGUA
NAT 220 kV
CAL 220 kV PBU 220 kV
PFO 220 kV
ctos. 2 y 3
600 MVA
3 x
PBO 220 kV
PCA 220 kV
PSA 220 kV
LIM 220 kV
SLO 220 kV
220 kVCAP
220 kVESA
220 kV
VIC
LAM 220 kV
220 kV
SAN
CYO 220 kV
COV 220 kV
A PASO PE
AYO 220 kV
AYO 500 kV
2 x 375 MVA
YAC 500 kV
K30 220 kV
CBO 220 kV
CAM 220 kV
TRI 220 kV
220 kV
IRY 375 MVA
5 x
220 kVMD
MD 500 kV
ACY 220 kV
220 kV
LUQ
220 kVVHA
500 kVVHA
220 kVBMO
220 kVPIH
A CAT - SGA 220 kV
220 kV
SIC
220 kV
MCC
220 kV
VAP
220 kV
SJB
220 kVSPA
A SISTEMANORTE
ctos. 4 y 5
220 kV
VAQ
A SISTEMANORTE
CZU 220 kV
A SRI
ctos. 8 y 9
cto. 1
CDO 220 kV
220 kV
MAQ
220 kVPIR
CMY 220 kV
ACY 66 kVA APR 66 kV
220 kV
VEL
ANDE
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En el sistema de transmisión en 500 kV, en el año 2016, la incorporación de la LT 500 kV Ayolas – Villa
Hayes requiere la instalación del 3° autotransformador 500/220 kV de 600 MVA en la Subestación Villa
Hayes de manera a evitar la sobrecarga en la subestación. En la siguiente figura se muestra
esquemáticamente el sistema de transmisión previsto para el año 2016.
En la siguiente figura se muestra esquemáticamente el sistema de transmisión previsto para el año 2023.
En el mismo se incorpora la segunda LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes con seccionamiento
previsto en Carayaó, además de otra LT 500 kV Margen Derecha – Carayaó, la LT 500 kV Ayolas –
Trinidad II, la LT 500 kV Ayolas – Eusebio Ayala, así como la LT 500 kV Margen Derecha – Los
Cedrales, y las subestaciones en 500 kV Los Cedrales, Trinidad II, Eusebio Ayala y Carayaó.
Figura 5. Configuración Interconectada del Sistema de Transmisión del SIN – Año 2023.
En la Tabla 6, pueden apreciarse los valores de carga estimados de las principales líneas y
transformadores del sistema de transmisión principal para el periodo 2019-2023.
En el Sistema Este, se tiene un progresivo aumento en la carga de las líneas principales hasta la puesta en
servicio de la segunda LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes prevista para finales del 2019. Sin dicha
línea, para finales del año 2019 el sistema no estaría en condiciones de soportar la pérdida de una de las
líneas de 500 kV. Por otra parte, se hace también necesaria la construcción de la Subestación Los
Cedrales 500 kV, y su respectiva alimentación desde la Subestación Margen Derecha 500 kV, de manera
a evitar la saturación de la capacidad de transformación 500/220 kV en la Subestación Margen Derecha.
220 kV
SLO220 kVBMO
VIN 220 kV
PIL II 220 kV
VTA II 220 kV
CZU 220 kV
220 kV
KM7
K30 220 kV
A SRI - MAU
A SISTEMANORTE
LCD 500 kV
LCD 220 kV
PFO 220 kV
PBU 220 kV
CAL 220 kV
AYO 220 kV
220 kVGUA
220 kVSIC
220 kV
ALT
500 kVVHA
CYO 220 kV
CYO 500 kV
600 MVA
2 x
NAT 220 kV
ctos. 2 y 3
ctos. 8 y 9
cto. 1
ctos. 4 y 5
600 MVA
4 x
PBO 220 kV
PCA 220 kV
PSA 220 kV
LIM 220 kV
220 kVCAP
220 kVESA
220 kV
VIC
LAM 220 kV
220 kV
SAN
COV 220 kV
A PASO PE
AYO 500 kV
3 x 375 MVA
YAC 500 kV
CDO 220 kV
CBO 220 kV
CAM 220 kV
TRI 220 kV
220 kVIRY
YZU
375 MVA
5 x
220 kV
MD
MD 500 kV
ACY 220 kV
220 kV
LUQ
220 kVVHA
220 kVPIH
A CAT - SGA 220 kV
220 kV
VAP
220 kV
SJB
220 kVSPA
600 MVA
2 x
500 kVESA
2 x 600 MVA
220 kVMAQ
220 kV
VAQ
A SISTEMANORTE
220 kVPIR
CMY 220 kV
220 kV
VEL
220 kV
VAU
220 kVMCC
ACY 66 kVA APR 66 kV
TRI II 500 kV
600 MVA
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Asociada a esta obra, se encuentra también la construcción de la doble terna en 220 kV Los Cedrales –
Presidente Franco, de manera a poder inyectar potencia hacia las principales cargas de la región de
Ciudad del Este. También se prevé para finales del año 2022, la construcción de la LT 500 kV Ayolas –
Eusebio Ayala, y para el año 2023, la construcción de la Subestación Carayaó en 500 kV, así como el
seccionamiento de una de las líneas de 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes en dicha Subestación. Por
último, de igual manera se contempla para el 2023 la construcción de otra línea de transmisión en 500 kV
Margen Derecha – Carayaó.
En el Sistema Sur, se mantienen niveles adecuados de carga en las líneas de 220 kV que alimentan a
subestaciones de dicho sistema, así como a subestaciones del Sistema Metropolitano. Para el año 2017, se
prevé la construcción de la Subestación Trinidad II 500 kV, junto con la línea de transmisión 500 kV
Ayolas – Trinidad II, con el objetivo de aumentar sustancialmente la confiabilidad de la transmisión de
energía al área de Encarnación y zonas aledañas. De igual forma, se tiene prevista la construcción de la
LT 500 kV Ayolas – Eusebio Ayala para el 2022, requerida para incrementar la inyección de potencia
activa y reactiva desde el Sistema Sur al Sistema Metropolitano, a efectos de abastecer la creciente
demanda de dicho Sistema.
En el Sistema Norte, se requiere la construcción de la LT 220 kV Villa Hayes – Concepción, de manera a
evitar la sobrecarga de la LT 200 kV Carayaó – San Estanislao, para el año 2022 se requerirá la
duplicación de este último circuito, debido al importante nivel de cargaque alcanza la región Norte del
país para dicho periodo.
Para el Sistema Oeste se tiene prevista la construcción de la LT 220 kV Concepción – Pozo Colorado y
Pozo Colorado – Loma Plata, de manera a que con la misma se tenga una segunda alimentación al Chaco.
De igual manera para el periodo correspondiente al mediano plazo se considera también la inclusiónde la
LT 220 kV Vallemí – Toro Pampa, con la construcción de la Subestación Toro Pampa, con la cual los
centros de carga principalmente las relacionadas a las localidades de Toro Pampa, Fuerte Olimpo, Bahía
Negra, entre otros, tendrán mejores niveles de calidad de suministro, pues con la inyección de potencia
desde este nuevo centro de distribución, permitirá a la zona aumentar la confiabilidad del servicio,ya que
se tendrán mejoras sustanciales en los niveles de tensión.
Tabla 6. Carga en líneas del Sistema de Transmisión en condiciones normales – Periodo Medio Plazo.
LT (por circuito) y TR (por transformador) Nominal 2019 2020 2021 2022 2023
MD - ACY 667 244 274 323 362 360
ACY-K30 550 292 315 360 404 382
MD-IRY (4° y 5°) 267/550 215 239 276 305 200
Este ACY-COV (2° y 3°) 191 131 140 158 172 143
K30-COV (8° y 9°) 300 150 161 181 193 164
K30-COV (1°) 191 133 142 160 178 149
ACY-PFO 550 154 162 188 198 158
IRY-CAT-SGA 250 43 47 51 56 58
COV-SLO (1°) 272 181 196 217 246 250
Central COV-GUA (2° y 3°) 272 176 192 211 242 258
CYO-LIM (4° y 5°) 230 69 73 82 80 214
COV-VIL 240 164 157 173 182 200
AYO-SPA 375 152 147 156 137 139
SPA-GUA (6° y 7°) 240 169 157 152 126 123
Sur SPA-CBO 210 45 36 37 36 35
AYO-CBO 350 63 70 79 80 85
CBO-TRI 350 67 60 71 73 70
CYO-SES 270/350 208 232 250 151 180
Norte IRY-CUR-CCO 350 139 152 166 164 158
VHA-CON 350 103 116 136 124 97
MD-VHA 500 kV 2000 701 815 922 1002 908
MD-CYO 500 kV 2000 711 828 936 1017 906
MD-LCD 500 kV 2000 562 632 729 822 724
AYO-VHA 500 kV 2000 617 565 551 323 305
500 kV AYO-TRI 500 kV 2000 258 229 232 196 212
Transf. MD 500/220 kV 395 189 211 247 276 235
Transf. AYO 500/220 kV 375 222 176 190 172 176
Transf. VHA 500/220 kV 600 587 472 516 562 535
Transf. ESA 500/220 kV 600 496 276 257 347 305
Transf. LCD 500/220 Kv 600 280 316 364 411 361
Transf. TRI 500/220 kV 600 229 203 205 170 189
Carga (MVA)
ANDE
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Por su parte, el Sistema Metropolitano requiere la construcción de la segunda LT 500 kV Margen
Derecha – Villa Hayes, tal como explicado anteriormente. La construcción de la Subestación Eusebio
Ayala 500 kV es requerida de forma a evitar la sobrecarga de los autotransformadores en la Subestación
Villa Hayes 500 kV, y de forma a aumentar la seguridad del suministro a toda la región metropolitana de
Asunción. Esta segunda subestación en la zona, produce un aumento de la confiabilidad, ya que evita la
excesiva concentración de capacidad de transformación en una única subestación. Además, ante
eventuales problemas o inconvenientes de interconexión del SIN con los sistemas brasilero y argentino,
de manera a no poder operar el mismo en forma paralela, la Subestación Eusebio Ayala asumiría una
función de suma importancia, principalmente para una adecuada y necesaria redistribución de los flujos
de potencia hacia el sistema metropolitano.
7.1.2 Evaluación de reactivos del sistema
Los dispositivos de compensación reactiva proveen una capacidad de inyección dinámica y controlable, la
cual permite regular la tensión en distintos puntos del Sistema, así como aumentar la capacidad de
transmisión del mismo. Los siguientes equipos son considerados en el Sistema (existentes y futuros):
Subestación San Lorenzo: compensador estático de reactivo con una capacidad de -80 / +150
MVAr. Se prevé para el mismo un Retrofit en sus instalaciones, de forma a sustituir el actual
sistema dinámico (Tiristores, filtros, etc.) de electrónica de potencia, por otro nuevo y de iguales
características, año 2015 (futuro).
Subestación Limpio: compensador estático de reactivo con una capacidad de -150 / +250 MVAr
(existente).
Subestación Horqueta: compensador estático de reactivo con una capacidad de -80 / +150 MVAr
(existente).
Subestación Guarambaré: sistema estático de compensación reactiva con una capacidad de-
120/+300 MVAr, y con puesta en servicio a plena capacidad para el último trimestre del 2015
(futuro). Dicho equipo estará compuesto por una rama dinámica de -120 / +140 MVAr y dos
bancos de capacitores maniobrables de 80 MVAr. Dicha configuración proveerá capacidad de
compensación tanto para el SS1 como para el SS2 para la operación separada del SIN.
Enlas Tablas 7 y 8 se muestran las inyecciones de potencia reactiva de los Compensadores Estáticos de
Reactivo del Sistema. Puede apreciarse que las obras definidas en el Plan de Obras permitirían que todos
los equipos de compensación operen con márgenes de carga reactiva apreciables, de forma a permitir la
reacción de los mismos ante contingencias en el sistema, principalmente en el corto plazo.
Tabla 7. Inyección de potencia reactiva de los Compensadores Estáticos de Reactivo –Condiciones Normales
Caso Punta – Periodo 2014 - 2018
Tabla 8. Inyección de potencia reactiva de los Compensadores Estáticos de Reactivo –Condiciones Normales
Caso Punta – Periodo 2019 - 2023
CER / Bancos Nominal* 2014 2015 2016 2017 2018
San Lorenzo 66 kV 150 55 91 55 51 51
Limpio 250 67 106 52 41 201
Guarambaré 300 172 246 206 223 213
Horqueta 150 20 46 56 76 113
* Valores máximos capacitivos
Reactivo (MVAr)
CER / Bancos Nominal* 2019 2020 2021 2022 2023
San Lorenzo 66 kV 150 49 52 56 65 80
Limpio 250 30 165 209 214 210
Guarambaré 300 199 144 194 202 245
Horqueta 150 72 120 93 88 76
* Valores máximos capacitivos
Reactivo (MVAr)
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Dada la configuración adoptada para el Sistema de Compensación Reactiva de la Subestación
Guarambaré, con dos bancos fijos de 80 MVAr, dicho equipo resulta el más exigido durante los primeros
años hasta la incorporación de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes en el año 2016. Posterior a ello, puede
observarse un creciente requerimiento de reactivos del sistema, llegándose a reducir apreciablemente el
margen de carga reactiva de los compensadores para el año 2020. Dichos márgenes son restablecidos una
vez incorporada la segunda LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes.
Es importante resaltar, que adicionalmente se prevé la instalación de bancos de capacitores en 23 kV en
las distintas subestaciones del Sistema, de forma a acompañar el crecimiento de la demanda,
manteniéndose factores de potencia aceptables en los transformadores de potencia que alimentan al
sistema de distribución, optimizándose de esta forma la utilización de la capacidad de dichos
transformadores. El detalle de la compensación reactiva instalada en 23 kV se presenta en el Anexo 2.
Complementariamente, se realiza el análisis de curvas QV, de manera a evaluar el margen de estabilidad
del Sistema. En la Figura 5, se muestran la curva QV de la barra 220 kV de la Subestación Guarambaré
(SS1) correspondiente al año 2014 en condiciones normales. Puede observarse, que la operación con la
LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes permitiría una operación estable, aún sin compensación
reactiva en Guarambaré.
Figura 6. Curvas QV – Subestación Guarambaré (SS1) – Caso Punta 2014 – Condiciones Normales
Las Figuras 7 y 8 muestran las curvas QV de la barras de 220 kV de las Subestaciones Guarambaré y
Horqueta, para los años 2018 y 2023 respectivamente. En la Subestación Guarambaré, el margen de carga
reactiva disminuye progresivamente desde el año 2014, como consecuencia del aumento en la demanda
del SIN, hasta que en el año 2018 se tiene nuevamente un notorio aumento en tal indicador como
consecuencia de la incorporación de la Subestación Eusebio Ayala 500 kV. Dicho margen de carga
reactiva se ve disminuido para el 2023, nuevamente a consecuencia del importante aumento de carga,
mismo considerando en servicio la segunda LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes.
Figura 7.Curvas QV – Caso Punta 2018 – Subestaciones Guarambaré y Horqueta – Condiciones Normales
En la Subestación Horqueta, puede apreciarse un reducido margen de potencia reactiva (en torno a los 80
MVAr), lo cual subraya la dificultad de operación sin el Compensador Estático de Horqueta. Dicho
déficit de potencia reactiva se mantiene aproximadamente igual en el año 2023, debido a diversas obras
de refuerzo en el sistema Norte y Oeste, como por ejemplo la LT 220 kV Villa Hayes – Concepción.
-335
-156
24
203
383
0,894 0,936 0,978 1,02 1,062 1,104
Tensión (pu)
404 GUA B1 220
Curva QV - Barra 220 kV de Guarambaré
-384
-229
-75
80
235
1, 1,015 1,03 1,045 1,06 1,075
Tensión (pu)
Curva QV - Barra 220 kV de Guarambaré
-82
11
103
196
288
0,95 0,978 1,006 1,034 1,062 1,09
Tensión (pu)
Curva QV - Barra 220 kV de Horqueta
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Figura 8.Curvas QV – Caso Punta 2023 – Subestaciones Guarambaré y Horqueta – Condiciones Normales
Cabe destacar del monitoreo de las curvas QV, que en las mismasse observan varios casos donde el
mínimo de la curva, que indica el límite entre la región de operación estable (pendiente positiva) y la
región de operación inestable (pendiente negativa), se ubica dentro de la faja de tensiones de operación
considerada Normal, lo que indica el alto grado de compensación reactiva existente en el Sistema.
7.1.3 Evaluación del margen de carga del sistema
Otro aspecto considerado en el análisis realizado en estos estudios se refiere a la cargabilidad del sistema
de transmisión en el periodo. Para ello, se trazan las curvas PV de forma a percibir la evolución del
margen de estabilidad y el impacto de las obras de refuerzo introducidas.
Las Tablas 9 y 10, muestran respectivamente los márgenes de carga, en el corto y medio plazo, obtenidos
para un aumento de carga uniforme en todo el Sistema.
Tabla 9. Incremento de carga (Curva PV) – Corto Plazo
Tabla 10. Incremento de carga (Curva PV) – Medio Plazo
La Figura 9, muestra las curvas PV del sistema para el año 2014, considerando la carga punta del Sistema
en condiciones normales. Puede apreciarse un aceptable margen de carga, debido entre otras obras, a la
entrada en operación de la línea LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes, las líneas LT 220 kV Villa
Hayes – Puerto Sajonia I y II y el Compensador Estático de Reactivos de la Subestación Horqueta.
-10
33
77
120
164
1,034 1,038 1,041 1,044 1,048 1,051
Tensión (pu)
Curva QV - Barra 220 kV de Guarambaré
-81
26
133
240
347
1,026 1,037 1,048 1,058 1,069 1,08
Tensión (pu)
Curva QV - Barra 220 kV de Horqueta
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Figura 9. Curvas PV – Punta 2014 - Normal
La Figura 9, muestra las curvas PV del sistema para el año 2015, considerando la carga punta del Sistema
en condiciones normales. Puede apreciarse un reducido margen de carga, empezando a manifestarse los
mismos en las Subestaciones ubicadas en las fronteras de los Sistemas Este y Sur,lo que lleva a
caracterizar dicha área como zona crítica del Sistema (Trinidad, Natalio, etc.), esto se debe
fundamentalmente a dos aspectos, al aumento de la demanda y a la configuración radial de dichos locales,
abastecidos desde la Central Hidroeléctrica de Yacyretá, y considerando además la operación del SIN en
dos subsistemas eléctricos aislados.
Figura 10. Curvas PV – Punta 2015 – Normal
La Figura 11, muestra las curvas PV del sistema para el año 2016, considerando la carga punta del
Sistema en condiciones normales. Puede apreciarse un considerable aumento en el margen de carga como
consecuencia de la incorporación de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes y la operación Interconectada de
los Sistemas Eléctricos de Potencia de Paraguay, Argentina y Brasil.
Figura 11. Curvas PV – Punta 2016 – Normal
La Figura 12, muestra las curvas PV del sistema para el año 2019, considerando la carga punta del
Sistema en condiciones normales. Puede apreciarse que pese al considerable incremento de la demanda
entre los años 2016 y 2019, la reducción en el margen de carga es pequeña, debido a importantes obras
como la Subestación Eusebio Ayala 500 kV (Año 2018) y la segunda línea LT 500 kV Margen Derecha –
Villa Hayes (2019). Para este año, la red de transmisión del Sistema Oeste se manifiesta como la zona
más crítica del sistema, en relación a la estabilidad de tensión.
0,965
0,991
1,017
1,042
1,068
2965 3007 3048 3090 3132 3173
Crecimiento de Carga (MW)
V, 404 GUA B1 220
V, 453 NAT TA 220
V, 468 HOR B1 220
V, 475 PPE B1 220
V, 479 LPA B1 220
Curvas PV - Año 2015 - Normal
0,978
0,999
1,021
1,042
1,063
3260 3365 3471 3576 3681 3787
Crecimiento de Carga (MW)
V, 404 GUA B1 220
V, 468 HOR B1 220
V, 475 PPE B1 220
V, 479 LPA B1 220
Curvas PV - Año 2016 - Normal
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Figura 12. Curvas PV – Punta 2019 – Normal
La Figura 13, muestra las curvas PV del sistema para el año 2023, considerando la carga punta del
Sistema en condiciones normales. Puede apreciarse una reducción en el margen de carga del Sistema
como consecuencia del aumento en la demanda, no obstante, cabe destacar que el perfil de tensiones en el
Sistema Oeste mejora considerablemente. Dicha mejoría se debe principalmente a las nuevas obras de
refuerzos en líneas de transmisión de 220 kV para dicho Sistema, y previstas para finales del mediano
plazo.
Figura 13. Curvas PV – Punta 2023 – Normal
7.2 Análisis de contingencias del SIN
Otro análisis normalmente desarrollado en estudios de sistemas eléctricos es la evaluación del desempeño
ante la pérdida de uno de sus elementos, ya sea, línea de transmisión, transformador, generador o
dispositivo especial como compensadores estáticos de reactivo.
Dada la naturaleza de los sistemas eléctricos, y su exposición a agentes externos, como por ejemplo,
condiciones atmosféricas desfavorables, es previsible la ocurrencia de eventos que producen la
desconexión temporal de distintos equipamientos de la red. Por ello, en esta sección se evalúan las
condiciones de operación del sistema de transmisión ante la ocurrencia de distintas contingencias del tipo
Criterio N – 1.
Considerando que las contingencias que involucran a la red de 500 kV son las que mayor impacto
producen en el sistema, afectando potencialmente a mayor número de usuarios, en la siguiente sección se
muestran en detalle los niveles de carga en el sistema ante el fuera de servicio de distintas líneas de
transmisión en 500 kV previstas en el Plan de Obras.
En base a la operativa normal de ANDE, principalmente en los primeros años en los cuales se tiene al
SIN operando en 2 sub-sistemas eléctricamente separados, se adopta como criterio válido la posibilidad
de reconfiguración topológica del SIN a fin de reducir eventuales sobrecargas.
0,8
0,865
0,93
0,995
1,06
4324 4436 4548 4660 4772 4885
Crecimiento de Carga (MW)
V, 404 GUA B1 220
V, 468 HOR B1 220
V, 475 PPE B1 220
V, 479 LPA B1 220
Curvas PV - Año 2019 - Normal
0,97
0,988
1,007
1,025
1,043
5935 6031 6127 6224 6320 6416
Crecimiento de Carga (MW)
V, 404 GUA 220
V, 468 HOR 220
V, 475 PPE 220
V, 479 LPA 220
Curvas PV - Año 2023 - Normal
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7.2.1 Principales contingencias en la red de 500 kV 7.2.1.1 Desconexión de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes
En las Tablas 12 y 13 se resumen respectivamente, los valores de carga de las principales líneas y
transformadores del SIN, así como la inyección de potencia reactiva requerida de los dispositivos de
compensación reactiva ante la ocurrencia de una desconexión de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa
Hayes en el periodo 2014 –2018, considerando la carga punta del sistema.
Puede mencionarse, desde el punto de vista de cargabilidad de elementos del SIN, que debido al elevado
monto de potencia transmitida por la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes en condiciones normales
de operación, el fuera de servicio de esta línea ocasiona demandas de potencias a ser transmitidas
incompatibles con las capacidades de transmisión de las líneas del tronco principal de 220 kV, que
vinculan la generación del Sistema Este con importantes Subestaciones del Sistema Central,
principalmente los circuitos 4° y 5°, es decir, la línea LT 220 kV doble terna Margen Derecha – Itakyry –
Carayaó, donde en los años 2014 y 2015, el SIN aún no opera interconectado, se constituyen en los
elementos que limitan la capacidad de suministro del SIN. En otro aspecto, desde el punto de vista de
soporte reactivo, la indisponibilidad de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes produce importantes
déficit de reactivos, que en los años 2014 y 2015 son suplidos en gran medida por la compensación
reactiva en 220 kV disponible en las Subestaciones de San Lorenzo y Guarambaré (2 x 80 MVAr en cada
local).
Se resalta además que el Compensador Estático de Reactivos previsto para la Subestación Guarambaré
para finales del 2015, brindará un soporte reactivo muy importante al Sistema Metropolitano y por ende al
SIN, principalmente ante una eventual indisponibilidad del CER de la Subestación San Lorenzo, el cual
se encuentra cercano a la culminación de su vida útil (33 años de operación), en ese sentido, se plantea
también para el año 2016 el correspondiente retrofit de dicho equipo de compensación reactiva. La tabla
13 muestra valores referenciales de cortes de carga que serían requeridos para mantener la operación de
los principales elementos del sistema dentro de los criterios técnicos establecidos.
Tabla 11. Carga en líneas y transformadores del sistema de transmisión – Periodo 2014-2018. Fuera de Servicio LT
500 kV Margen Derecha – Villa Hayes – Carga punta del sistema
LT Potencia en Emergencia 2014 2015 2016 2017 2018
MD - ACY 667 470 463 484 320 373
ACY-K30 660 283 283 262 386 421
MD-IRY (4° y 5°) 267 / 660 263 264 267 400 350
Este ACY-COV (2° y 3°) 229 178 177 151 221 225
K30-COV (8° y 9°) 360 187 184 163 240 244
K30-COV (1°) 229 171 177 153 222 226
ACY-PFO (1° y 2°) 210/660 121 49 93 280 280
IRY-CAT-SGA 300 33 33 36 38 41
COV-SLO (1°) 272 215 213 151 250 242
Central COV-GUA (2° y 3°) 272 209 203 126 225 224
CYO-LIM (4° y 5°) 230 159 163 68 153 172
COV-VIL 260 54 57 103 128 144
AYO-SPA 294 / 375 200 145 243 196 187
SPA-GUA (6° y 7°) 270 118 120 232 229 224
Sur SPA-CBO 210 166 54 38 79 57
AYO-CBO 350 - 128 168 78 75
CBO-TRI 350 - 76 85 100 90
Norte CYO-SES 270 86 88 206 220 243
IRY-CUR-CCO 360 95 97 136 168 185
AYO-VHA 500 kV 2200 - - 1068 915 982
AYO-TRI 500 kV 2200 - - - 249 197
MD-LCD 500 kV 2200 - - - 872 864
Transf. MD 500/220 kV 428 282 285 319 300 303
Transf. AYO 500/220 kV 375 231 236 370 272 251
Transf. VHA 500/220 kV 720 - 0 369 328 291
Transf. ESA 500/220 kV 720 - - - - 217
Transf. LCD 500/220 kV 720 - - - 437 431
Transf. TRI 500/220 kV 720 - - - 202 167
Carga (MVA)
500 kV
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Tabla 12. Inyección de potencia reactiva de los Compensadores Estáticos de Reactivo – Periodo 2014-2018. Fuera
de Servicio LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes – Punta del Sistema
La entrada en operación en el año 2016 de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes permitiría reducir los
montos de carga que serían eventualmente desconectados ante la contingencia aquí analizada (Corte de
Carga I, indicada en la tabla 13), considerando la posibilidad de una mayor importación de potencia del
Sistema Argentino de Interconexión SADI, a través de la CH – Yacyretá, y teniendo en cuenta que la
mutua asistencia entre sistemas eléctricos ante condiciones de emergencia es uno de los beneficios de la
interconexión eléctrica. Con esta consideración, ante la entrada en operación de la Subestación Los
Cedrales y la repotenciación de la doble terna LT 220 kV Margen Derecha – Itakyry, no existirían cortes
de carga en el año 2017. Eventualmente, de no ser posible el incremento de intercambio con el SADI,
deberán considerarse los cortes indicados en la línea “Corte de Carga II” de la tabla 13.
Tabla 13. Cortes de carga requeridos – Periodo 2012-2016. Fuera de Servicio LT 500 kV Margen Derecha – Villa
Hayes – Punta del Sistema
Se observa en la tabla 12, la falta de soporte reactivo para el año 2018, donde se aprecia que
prácticamente todos los Compensadores Estáticos de Reactivos del SIN se encuentran operando próximos
a sus capacidades nominales. Para paliar esta situación y poder minimizar los cortes de carga en dicho
año, de manera a poder obtener los valores indicados en la tabla 14, se requiere la instalación de
compensación reactiva en 220 kV en el Sistema Central (específicamente la misma fue evaluada para la
Subestación Carayaó), donde para el efecto podría emplearse uno de los Bancos de Capacitores de 80
MVAr - 220 kV, actualmente instalados en la SE Guarambaré.
Las Tablas 14 y 15 muestran los valores de carga de las principales líneas de transmisión y equipos del
SIN encontrados en el periodo 2019-2023, considerando la carga de punta del sistema, ante la
contingencia analizada, y la inyección de potencia reactiva por parte de los Compensadores Estáticos.
En el año 2019 se prevé la puesta en servicio de la segunda LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes,
obra que mitigará en gran medida el impacto de la contingencia considerada en esta sección. Así, el
sistema estaría en condiciones de soportar el fuera de servicio de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa
Hayes, sin ninguna consecuencia, salvo naturalmente, la reducción en la confiabilidad, hasta el año 2021
inclusive, teniendo en cuenta la posibilidad de un incremento en el intercambio con el SADI en ese año.
No obstante, a partir del año 2022 se observa la necesidad de efectuar cortes de carga debido a los flujos
de potencia a través de las líneas del tronco secundario, que unen el sistema Central con el sistema
Metropolitano (circuitos 1°, 2° y 3°). Puede apreciarse en la tabla 16, que el soporte de potencia reactiva
en el periodo 2019-2023 es adecuado. La tabla 16 muestra valores referenciales de cortes de carga que
serían requeridos para mantener los flujos a través de las líneas de transmisión en niveles compatibles con
sus capacidades en régimen de emergencia.
CER Nominal* 2014 2015 2016 2017 2018
San Lorenzo 150 35 -5 80 145 148
Limpio 250 74 80 212 247 250
Guarambaré 300 176 202 231 300 300
Horqueta 150 -50 -47 61 101 125
* Valores máximos capacitivos
Reactivo (MVAr)
Año 2014 2015 2016 2017 2018
Corte de Carga I (MW) 867 1140 802 0 90
Corte de Carga II (MW)* 867 1140 1297 284 451
* No considera incrento de intercambio con el SADI
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Tabla 14. Carga en líneas y transformadores del Sistema de transmisión – Periodo 2019-2023. Fuera de Servicio LT
500 kV Margen Derecha – Villa Hayes – Punta del Sistema
Tabla 15. Inyección de potencia reactiva de los Compensadores Estáticos de Reactivo – Periodo 2019-2023. Fuera
de Servicio LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes – Punta del Sistema
Tabla 16. Cortes de cargas requeridos – Periodo 2017-2021.Fuera de Servicio LT 500 kV Margen Derecha – Villa
Hayes – Punta del Sistema
En general, puede concluirse que la contingencia constituida por el fuera de servicio de la LT 500 kV
Margen Derecha – Villa Hayes representa la contingencia más severa a nivel sistémico, debido a la
pérdida súbita de suministro tanto de potencia activa como reactiva en el Sistema Metropolitano, principal
centro de carga del SIN.
Estudios específicos posteriores deberán analizar la conveniencia técnica y económica de repotenciar las
líneas de 220 kV mencionadas en esta sección (circuitos 1° al 5°) o alguna otra medida equivalente, con
el propósito de evitar o mitigar los cortes de carga referenciales indicados anteriormente.
7.2.1.2 Desconexión de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes
En esta sección se analiza el desempeño del sistema ante la ocurrencia de una desconexión de la LT 500
kV Ayolas – Villa Hayes. Las Tablas 17 y 18 muestran los valores de carga de las principales líneas de
transmisión y equipos del SIN encontrados en el periodo 2016-2023, considerando la carga de punta del
LT Emergencia 2019 2020 2021 2022 2023
MD - ACY 667 321 346 405 405 422
ACY-K30 274,8 362 386 451 442 472
MD-IRY (4° y 5°) 660 280 307 362 353 361
Este ACY-COV (2° y 3°) 229 176 188 217 212 213
K30-COV (8° y 9°) 326,4 197 209 242 236 234
K30-COV (1°) 229 178 189 219 213 218
ACY-PFO (1° y 2°) 660 207 216 252 242 246
IRY-CAT-SGA 312 44 47 52 51 54
COV-SLO (1°) 272 214 226 262 255 261
Central COV-GUA (2° y 3°) 272 208 217 254 245 263
CYO-LIM (4° y 5°) 230 119 121 143 137 127
COV-VIL 260 169 161 175 174 184
AYO-SPA 375 161 162 174 171 147
Sur SPA-GUA (6° y 7°) 270 185 180 178 174 143
SPA-CBO 210 50 46 44 46 39
AYO-CBO 350 56 68 74 75 75
CBO-TRI 350 73 72 82 82 82
Norte CYO-SES 270/550 221 240 270 263 151
IRY-CUR-CCO 450 159 170 193 188 178
MD-VHA 500 kV 2200 1125 1223 1404 1384 1386
MD-LCD 500 kV 2200 729 792 965 908 948
AYO-VHA 500 kV 2200 680 677 741 723 411
AYO-TRI 500 kV 2200 215 200 180 188 165
Transf. MD 500/220 kV 428 251 270 326 313 324
Transf. AYO 500/220 kV 450 232 190 196 194 181
Transf. VHA 500/220 kV 720 474 407 462 453 471
Transf. ESA 500/220 kV 720 388 208 238 236 280
Transf. LCD 500/220 kV 720 363 396 483 454 474
Transf. TRI 500/220 kV 720 190 175 156 162 135
Carga (MVA)
500 kV
CER Nominal* 2019 2020 2021 2022 2023
San Lorenzo 150 98 141 142 147 94
Limpio 250 221 246 211 245 175
Guarambaré 300 213 300 264 295 186
Horqueta 150 117 150 146 127 95
Reactivo (MVAr)
Año 2019 2020 2021 2022 2023
Corte de Carga I (MW) 0 0 0 393 662
Corte de Carga II (MW)* 0 115 125 538 819
* No considera incremento de intercambio con el SADI
ANDE
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sistema, ante la contingencia analizada, así como la inyección de potencia reactiva por parte de los
Compensadores Estáticos.
Tabla 17. Carga en líneas y transformadores del Sistema de transmisión – Periodo 2016-2023. Fuera de Servicio
LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes – Punta del Sistema
Tabla 18. Inyección de potencia reactiva de los Compensadores Estáticos de Reactivo – Periodo 2016-2023. Fuera
de Servicio LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes – Punta del Sistema
Puede apreciarse en las tablas precedentes que, salvo en el año 2016, las restricciones operativas se deben
al agotamiento del soporte reactivo en los Compensadores Estáticos del sistema Metropolitano. También,
en la tabla 20 se indican los cortes de carga referenciales requeridos para mantener las líneas y equipos
del SIN operando dentro de sus límites nominales, ante la eventual contingencia analizada.
Tabla 19. Cortes de cargas requeridos – Periodo 2016-2021. Fuera de Servicio LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes –
Punta del Sistema
Los montos de corte presentados en la tabla 19, indican que esta contingencia es menos severa que la
analizada en la sección anterior y que en general podrían minimizarse con la instalación de compensación
reactiva en otros niveles de tensión, y de esta forma permitir operar a los Compensadores Estáticos de
Reactivos de manera más holgada, exceptuando al año 2016, donde sería necesario anticipar la
repotenciación de la LT 220 kV Margen Derecha – Itakyry (prevista para el año 2017), de manera
aanularlos cortes indicados.
LT Emergencia 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
MD - ACY 667 550 279 322 274 290 333 362 357
ACY-K30 326,4 290 351 380 332 346 391 409 385
MD-IRY (4° y 5°) 267 / 660 263 364 307 247 263 299 311 202
Este ACY-COV (2° y 3°) 229 170 197 197 158 161 178 175 145
K30-COV (8° y 9°) 450 182 216 216 177 182 202 196 166
K30-COV (1°) 229 172 199 198 159 163 180 181 150
ACY-PFO (1° y 2°) 210/660 110 261 238 200 210 228 212 167
IRY-CAT-SGA 312 33 38 41 43 47 51 55 58
COV-SLO (1°) 272 174 209 177 162 162 186 240 240
Central COV-GUA (2° y 3°) 272 166 194 166 147 141 161 228 240
CYO-LIM (4° y 5°) 230 91 115 122 88 80 89 80 214
COV-VIL 260 106 128 146 167 158 175 184 201
AYO-SPA 294 / 375 178 146 176 206 210 230 163 158
SPA-GUA (6° y 7°) 270 162 164 213 237 236 242 157 148
Sur SPA-CBO 210 40 42 67 64 57 57 37 38
AYO-CBO 350 132 64 40 74 82 89 83 87
CBO-TRI 350 64 69 74 77 69 74 74 72
Norte CYO-SES 270 204 222 247 211 230 251 151 180
IRY-CUR-CCO 864 143 161 178 148 156 172 165 158
MD-VHA 500 kV 2200 1164 1216 1263 873 978 1030 1013 915
MD-CYO 500 kV 2200 - - - 886 992 1046 1028 914
MD-LCD 500 kV 2200 - 783 746 618 663 736 820 715
AYO-VHA 500 kV 2200 - - - - - - 548 516
AYO-TRI 500 kV 2200 - 221 210 309 299 314 228 239
500 kV Transf. MD 500/220 kV 428 241 269 260 216 229 259 280 234
Transf. AYO 500/220 kV 375 282 212 238 289 238 262 199 191
Transf. VHA 500/220 kV 720 412 424 421 559 439 493 554 521
Transf. ESA 500/220 kV 720 - - 72 242 126 139 302 263
Transf. LCD 500/220 kV 720 - 391 372 308 330 368 410 356
Transf. TRI 500/220 kV 720 - 189 208 283 277 296 204 217
Carga (MVA)
Reactivo (MVAr)
CER Nominal* 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
San Lorenzo 150 148 150 141 142 142 150 148 148
Limpio 250 164 250 250 202 238 248 189 242
Guarambaré 300 200 265 300 253 300 300 244 300
Horqueta 150 70 90 118 88 115 101 90 70
* Valores máximos capacitivos
Año 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Corte de Carga (MW) 81 0 25 0 28 0 0 0
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7.3 Evaluación de pérdidas de transmisión
La Tabla 20 muestra los valores de pérdidas totales del sistema de transmisión, obtenidos de las
simulaciones de flujo de potencia para condiciones de carga máxima, media y leve.
Tabla 20. Pérdidas de Transmisión del SIN.
En la Figura 14 se grafican los valores de pérdidas totales del Sistema de la Tabla 20. Puede apreciarse el
efecto de la entrada en servicio de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes. A modo de referencia, se
puede indicar que en el año 2013 (antes de la entrada parcial en operación de la LT 500 kV Margen
Derecha – Villa Hayes) se registraron valores de pérdidas de transmisión en punta en torno a 11,4%
(Febrero 2013). Para el año 2014, con la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes y la obras
complementarias en operación, se tendría una pérdida de transmisión en punta próxima a 5,8% y unas
pérdidas medias en torno a 5,2%.
En el 2016, puede observarse una reducción en los valores porcentuales de pérdidas, originada por la
inclusión de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes. Análogamente, en el año 2019, la puesta en servicio de
la segunda LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes produce nuevamente una reducción en las pérdidas
de transmisión. Obsérvese, que los valores de pérdidas resultantes del Plan de Obras son inferiores a los
valores actuales, y consistente con el plan de paulatina reducción de pérdidas de la empresa.
Figura 14.Pérdidas del sistema de transmisión en MW y en %.
Pérdidas (MW) Pérdidas * (%)
Año Punta Media Leve Punta Media Leve
2014 175 138 57 5,8 5,3 3,9
2015 209 174 69 6,1 5,7 4,0
2016 198 159 69 5,3 4,7 3,5
2017 222 178 76 5,4 4,8 3,6
2018 260 203 85 5,8 5,1 3,8
2019 235 193 74 4,8 4,5 3,0
2020 274 219 86 5,2 4,7 3,3
2021 316 246 103 5,5 4,9 3,6
2022 350 279 109 5,7 5,2 3,5
2023 347 289 109 5,3 5,0 3,4
% Pérdidas = Pérdidas / Generación total
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7.4 Interconexión con las Centrales Hidroeléctricas Binacionales
7.4.1 Capacidad de interconexión con la CH Itaipú
Actualmente, la interconexión del SIN con la CH Itaipú está constituida por 5 conjuntos de
autotransformadores/reguladores 500/220 kV repotenciados a 450 MVA cada uno, lo cual da una
capacidad disponible de 2.250 MVA. Adicionalmente, se dispone de un sexto conjunto (Tx/Rx), con igual
capacidad que los anteriores para dar seguridad al suministro.
Con la puesta en servicio de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes, en el año 2013 de forma a
optimizar la operación del sistema de transmisión, se dispone de una capacidad nominal adicional de 600
MVA con un auto-transformador, y 1200 MVA con dos auto-transformadores, limitado por la capacidad
transformación de la Subestación 500 kV Villa Hayes.
Finalmente, también es importante destacar que se tienen previstas las obras de seccionamiento de las
LTs 500 kV L3 y L4, en la Subestación Margen Derecha, que unen actualmente a la casa de máquinas de
la CH Itaipú con la Subestación Foz de Iguazú, lo cual producirá un aumento en la confiabilidad y
seguridad del suministro al SIN.
En la siguiente tabla, se incluyen valores referenciales de la inyección de potencia requerida por el SIN
desde la CH Itaipú en los casos de flujo de potencia para la punta del sistema en condiciones normales.
Los mismos pueden ser considerados como valores referenciales, ya que ante variaciones de carga, así
como la ocurrencia de contingencias los mismos pueden sufrir importantes variaciones. La inclusión en el
año 2016 de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes produce un aumento relativo de la participación de la
CH Yacyretá en el SIN, lo cual se refleja en la reducción de inyección de potencia desde la CH Itaipú en
el año 2016.
Tabla 21. Inyección de potencia desde la CH Itaipú al SIN (MW).
Caso de punta – Condiciones Normales.
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
2365 2694 2353 2597 2769 3098 3538 3978 4403 4819
7.4.2 Capacidad de interconexión con la CH Yacyretá
Actualmente, la CH Yacyretá se interconecta al SIN a través de la Subestación Ayolas por medio de dos
líneas de transmisión: una línea de 500 kV (operando en 220 kV) y otra línea de 220 kV simple terna.
Ambas líneas son alimentadas por autotransformadores 500/220 kV de 250 MVA instalados en la CH
Yacyretá, con lo cual se tiene una capacidad de 500 MVA. La ANDE está llevando adelante la
ampliación de la Subestación Ayolas, previéndose la instalación de dos autotransformadores 500/220 kV
de 375 MVA en dicha subestación. Esta obra, junto con las adecuaciones correspondientes en la salida de
500 kV en la CH Yacyretá y la efectiva operación en 500 kV de la línea de transmisión existente,
permitirán aumentar la capacidad de inyección de potencia desde la CH Yacyretá. Una vez culminadas las
obras en curso, previstas para el segundo semestre el 2014, se tendrá una capacidad de 750 MVA.
En este sentido, de forma a compatibilizar la capacidad de transmisión del sistema ANDE, resulta
fundamental la repotenciación de la LT 220 kV Ayolas – San Patricio, doble terna, de manera a poder
evacuar eventualmente los 750 MVA de capacidad disponibles en la Subestación Ayolas.
Estas obras resultan importantes con vistas a garantizar el suministro al SIN en casos de restricciones en
el sistema de transmisión proveniente de la CH Itaipú en el corto plazo, y con vistas a la operación
interconectada de las Centrales de Itaipú y Yacyretá en el medio y largo plazo.
En la siguiente tabla, se incluyen valores referenciales de la inyección de potencia requerida por el SIN
desde la CH Yacyretá en los casos de flujo de potencia para la punta del sistema en condiciones normales.
Tabla 22. Inyección de potencia desde la CHYacyretá al SIN (MW).
Caso de punta – Condiciones Normales.
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
456 502 1201 1328 1328 1338 1335 1338 1340 1337
ANDE
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Puede apreciarse que la incorporación de la LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes permite que el
sistema requiera en condiciones normales de valores bajos de inyección de potencia desdela CH Yacyretá.
Esto se debe fundamentalmente a que, ante la operación separada en dos subsistemas eléctricos (SS1 y
SS2), la CH Yacyretá sirva de fuente de generación prácticamente al Sistema Sur. No obstante, en
condiciones de emergencia en el periodo 2014-2015, la participación de la CH de Yacyretá es
fundamental para minimizar los efectos de la indisponibilidad delíneas de transmisión provenientes del
Sistema Este al Sistema Metropolitano.
Posteriormente, con la incorporación de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes, en el año 2016, se requieren
inyecciones superiores de potencia, de manera a optimizar la utilización de ejes de transmisión Este-
Central-Metropolitano y Sur-Metropolitano respectivamente.
Es importante destacar, que dado el paulatino incremento previsto en la participación de la CH Yacyretá
en el suministro del SIN, y a fin de evitar que la interconexión EBY-ANDE dependa del estado de una
única línea de transmisión, el Plan de Obras prevé, junto con el proyecto de la LT 500 kV Ayolas – Villa
Hayes, la construcción de la segunda LT 500 kV Yacyretá – Ayolas para el año 2016 y de una LT 500 kV
Ayolas-Eusebio Ayala hasta la futura Subestación 500 kV de Eusebio Ayala para el año 2022. Esto dotará
de una redundancia suficiente a la interconexión, con lo cual se busca dar mayor seguridad y
confiabilidad al suministro desde la CH Yacyretá.
ANDE
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8. ANÁLISIS POR SISTEMAS
A continuación se hace una descripción general del desempeño, así como los problemas encontrados en
los diferentes sistemas que componen el SIN: Central, Sur, Este, Metropolitano y Norte. Se describen las
obras incluidas dentro del Plan, así como un análisis de la utilización de la capacidad de transmisión y
transformación.
8.1 Sistema Central
Es importante destacar, que para el estudio se consideraron en operación, desde el año 2013, las nuevas
Subestaciones Itacurubí del Rosario y San Juan Nepomuceno, importantes obras de refuerzo para la red
del Sistema Central.
En cuanto a obras de refuerzos de líneas de transmisión, las principales obras requeridas en la zona son:
LT 220 kV Carayaó – San Estanislao (47 km) y San Estanislao - Santa Rosa (96 km): Repotenciación
a 270 MVA (año 2014), necesarias debido a limitaciones en la capacidad de transmisión existente
hacia el Sistema Norte.
LT 220 kV Coronel Oviedo – Coronel Oviedo II- Carayaó: Repotenciación de la simple terna a 350
MVA por cambio de conductores (2022), requerida para satisfacer la demanda de la zona.
LT 220 kV Carayaó – San Estanislao: Re-construcción en doble terna del circuito existente,
aproximadamente 47 km, (año 2022), requerida ante el incremento del intercambio con el Sistema
Norte y necesaria ante la proyectada construcción del patio de 500 kV en la Subestación Carayaó.
LT 500 kV Margen Derecha – Carayaó y Subestación Carayaó: Construcción de la línea de
transmisión en 500 kV de aproximadamente 210 km y la ampliación de la subestación Carayaó con
dos bancos de auto-transformadores 500/220 kV de 600 MVA (año 2023). Esta obra es requerida para
satisfacer la demanda de los Sistemas Central, Norte y Metropolitano, con reducción del flujo de
potencia a través del corredor de transmisión de 220 kV entre el Sistema Este y el Sistema Central
(Tronco principal de transmisión en 220 kV), permitiendo además una mejor utilización de las líneas
de transmisión de 220 kV que parten del sistema Central para el Sistema Metropolitano (Tronco
secundario de transmisión en 220 kV).
Por otro lado, se incluyen en el Plan de Obras la construcción de las siguientes nuevas subestaciones:
Barrio San Pedro: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2015).
Vaquería: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2015).
Coronel Oviedo II: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2019).
Los nuevos centros de distribución atienden fundamentalmente a la necesidad de reforzar las redes de
distribución existentes, considerando que las distancias de distribución se tornan incompatibles con los
niveles actuales de carga. Estas nuevas subestaciones, en general se encuentran en los extremos de los
alimentadores existentes, y la inyección de potencia desde los nuevos centros de distribución permitirá
aumentar la confiabilidad del servicio, así como la calidad del mismo, ya que se tendrán mejoras
sustanciales en los niveles de tensión.
Puede observarse que los nuevos centros de distribución estarán alimentados todos en 220 kV, ya que por
el nivel de carga y el escenario adoptado de crecimiento de la demanda, soluciones basadas en el nivel de
tensión de 66 kV presentan un agotamiento rápido de la capacidad de transmisión y condiciones técnicas
inferiores.
Por otro lado, el Plan contempla también el aumento de la capacidad de transformación en subestaciones
existentes, de manera a acompañar el crecimiento de la demanda.
En la siguiente tabla, se presenta un resumen con el estado de carga de los transformadores que alimentan
la carga en 23 kV. La primera columna indica el total de subestaciones que atienden carga en 23 kV,
discriminándose, el número de subestaciones cuyos transformadores presentan un factor de utilización
igual o inferior a 80%, entre 80 y 90%, entre 90 y 100%, y superior a 100%, lo cual indica una sobrecarga
ANDE
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en los equipos. El factor de utilización es calculado comparando la carga máxima prevista para la
subestación y la capacidad nominal del equipo de transformación instalado en la misma en 23 kV.
Tabla 23. Estado de carga de transformadores (23 kV), Sistema Central
Análogamente, la siguiente tabla y figura presentan la capacidad total instalada en 23 kV en las
subestaciones del Sistema Central, así como una sumatoria de la capacidad que se encuentra en las franjas
de utilización anteriormente mencionadas.
Tabla 24. Capacidad instalada según porcentaje de carga, Sistema Central
Figura 15. Porcentaje de transformadores (23 kV) según niveles de carga, Sistema Central.
TOTAL
AÑO
SEs 23 kV <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2.013 9 3 - 4 2
2.014 11 16 - 3 -
2.015 13 12 - 1 -
2.016 13 11 1 1 -
2.017 13 8 3 2 -
2.018 13 6 2 5 -
2.019 14 6 3 5 -
2.020 15 8 1 6 -
2.021 15 9 5 1 -
2.022 15 8 4 3 -
2.023 15 8 4 3 -
Subestaciones según
porcentaje de caraga de transformadores
TOTAL
AÑO
MVA <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2.013 332 134 - 115 83
2.014 455 330 - 125 -
2.015 622 580 - 42 -
2.016 622 550 30 42 -
2.017 632 415 133 83 -
2.018 652 310 125 217 -
2.019 693 310 145 238 -
2.020 762 462 42 258 -
2.021 938 640 268 30 -
2.022 969 495 288 185 -
2.023 1.009 565 235 208 -
Capacidad Instalada según
porcentaje de carga
ANDE
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En general, puede observarse un aumento en la capacidad instalada prevista para el Sistema Central,
pasándose de 332 MVA en el 2013 a 1.009 MVA en el 2023, con eliminación de las sobrecargas y
reducción del porcentaje de equipos con altos niveles de carga.
8.2 Sistema Sur
Para la elaboración del Plan de Obras, se asume la finalización para el año 2013 e inicios del año 2014, de
obras de refuerzo que se encuentran en ejecución en el Sistema Sur, respectivamente: construcción de la
Subestación Pirapó 66 kV, y ampliación de la Subestación Ayolas, con la instalación de 2
autotransformadores 500/220 kV de 375 MVA.
En cuanto a refuerzos de transmisión, las principales obras requeridas en la zona son:
LT 220 kV San Patricio– Coronel Bogado: Repotenciación a 250 MVA (año 2014), requerida para
acompañar el crecimiento de la demanda originado por el desarrollo de la zona de Encarnación como
consecuencia del Plan de Terminación de Yacyretá.
LT 220 kV de alimentación a Cambyretá: Construcción de una LT 220 kV a partir del seccionamiento
de la LT Trinidad – Cnel. Bogado para alimentación a Cambyretá (año 2014), obra requerida para
satisfacer la demanda de la zona de Encarnación.
LT 220 kV Ayolas – Coronel Bogado: Construcción de una simple terna de aproximadamente 65 km
(año 2015), requerida para adecuar la capacidad de inyección de potencia desde la CH Yacyretá al
SIN.
LT 220 kV Coronel Bogado - Trinidad: Construcción de una simple terna de aproximadamente 53 km
(año 2015), requerida para atender la demanda en la zona y fortalecer el corredor de transmisión de
220 kV entre los Sistemas Sur y Este.
LT 220 kV Ayolas – San Patricio: Repotenciación por cambio de conductor a 375 MVA por terna
(año 2017), requerida para adecuar la capacidad de inyección de potencia desde la CH Yacyretá al
SIN.
LT 220 kV Santa Rita – María Auxiliadora: Construcción de línea de transmisión de 110 km para
alimentación a María Auxiliadora (año 2017), requerida para satisfacer la demanda de la zona y
constituirse además en una segunda línea de alimentación desde las Centrales de Acaray e Itaipú.
LT 500 kV Ayolas – Trinidad II: Construcción de una simple terna de aproximadamente 129 km (año
2017) y la construcción de la subestación Trinidad II 500/220 kV con 600 MVA.
Subestación Ayolas: Montaje del tercer autotransformador 500/220 kV de 375 MVA, refuerzo
requerido para adecuar la capacidad de inyección de potencia desde la CH Yacyretá al SIN.
LT 220 kV Villalbín – Villeta II: Construcción de una simple terna de aproximadamente 200 km (año
2020). Con esta línea se dispondrá de una nueva interconexión entre el Sistema Sur y el Sistema
Metropolitano, lo cual acarreará un aumento de la capacidad de transmisión y confiabilidad del
servicio. Por otro lado, el trazado de esta línea pasará por las proximidades de la ciudad de Pilar,
donde se pretende construir una nueva Subestación de 220 kV (año 2021), y a la vez discurrirá
paralelo al cauce del río Paraguay, propiciando condiciones para la asentamiento de instalaciones que
utilicen dicha vía fluvial como medio de transporte.
LT 220 kV Ayolas – Villalbín: Repotenciación por cambio de conductor a 375 MVA (año 2020).
Asociado a la obra anterior, este refuerzo es necesario para robustecer el vínculo eléctrico entre los
Sistemas Sur y Metropolitano.
LT 500 kV Ayolas – Eusebio Ayala: Construcción de una simple terna de aproximadamente 225 km
(año 2022), requerida para incrementar la inyección de potencia activa y reactiva mediante el tronco
secundario de transmisión de 220 kV al Sistema Metropolitano, a efectos de abastecer la creciente
demanda de dicho Sistema.
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Por otro lado, el Plan de Obras prevé la construcción de seis nuevos centros de distribución:
Cambyretá: subestación 220/66/23 kV, con capacidades de transformación 220/66 kV de 120 MVA
y 220/23 kV de 41,67 MVA (año 2014).
Fram: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 30 MVA (año2016).María Auxiliadora:
subestación 220/23 kV, con una capacidad 41,67 MVA (año 2017).
Costanera: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 30 MVA (año 2019).
Yuty: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 30 MVA (año 2020).
Pilar II: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2021).
La Subestación Cambyretá 220 kV responde a la necesidad de dotar de adecuada infraestructura de
transmisión a la región, de forma a acompañar el crecimiento de la demanda eléctrica originado por el
desarrollo de la zona de Encarnación como consecuencia del Plan de Terminación de Yacyretá. Así
también, la Subestación Costanera es requerida principalmente por el importante crecimiento actual y
futuro de la zona de Encarnación, con una proyección tendiente al desarrollo turístico y comercial.
Por otro lado, la Subestación María Auxiliadora atenderá los requerimientos de la red de distribución, que
como consecuencia de la creciente actividad agroindustrial de la zona, ya no podrá ser atendida
adecuadamente desde los centros de distribución existentes.
La construcción de la Subestación de Yuty atiende fundamentalmente a la necesidad de reforzar las redes
de distribución existentes, atendiendo a que las distancias de distribución ya se vuelven incompatibles con
los niveles actuales de carga.
De similar manera, la Subestación Pilar II, alimentada en 220 kV, acompañará el crecimiento de la
demanda de la zona de influencia de la Subestación Pilar, ya que por el nivel de carga, soluciones basadas
en el nivel de tensión de 66 kV presentan un agotamiento rápido de la capacidad de transmisión y en
condiciones técnicas inferiores.
Adicionalmente, se prevé un aumento en la capacidad de transformación para alimentación a la red de
23 kV en prácticamente todos los centros de distribución. En la siguiente tabla, se presenta un resumen
con el estado de carga de los transformadores que alimentan la carga en 23 kV, discriminándose el
número de subestaciones conforme al factor de utilización de los transformadores de las mismas. Como
fuera mencionado, el factor de utilización es calculado comparando la carga máxima prevista para la
subestación y la capacidad nominal del equipo de transformación instalado en la misma en 23 kV.
Tabla 25. Estado de carga de transformadores (23 kV), Sistema Sur
TOTAL
AÑO
SEs 23 kV <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 11 7 3 1 -
2014 12 9 2 1 -
2015 12 9 2 1 -
2016 13 11 1 1 -
2017 14 11 2 1 -
2018 14 13 - 1 -
2019 15 9 6 - -
2020 15 9 2 4 -
2021 15 8 5 2 -
2022 15 10 4 1 -
2023 15 8 3 4 -
porcentaje de caraga de transformadores
Subestaciones según
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Análogamente, se presentan en la siguiente tabla y la próxima figura, la capacidad total instalada en
23 kV en las subestaciones del Sistema Sur, así como una sumatoria de la capacidad que se encuentra en
las franjas de utilización anteriormente mencionadas.
Tabla 26. Capacidad instalada según porcentaje de carga, Sistema Sur
Figura 16. Porcentaje de transformadores (23 kV) según niveles de carga, Sistema Sur.
En general, puede observarse un aumento en la capacidad instalada prevista para el Sistema Sur,
pasándose de 343 MVA en el 2013 a 920 MVA en el 2023. Con los proyectos del Plan de Obras, puede
apreciarse que los transformadores se mantienen operando dentro de sus límites, con un 63% de
transformadores que operarían con un factor de utilización menor a 80%.
8.3 Sistema Este
Para la elaboración del Plan de Obras, se asume la finalización para el año 2013 de la construcción de la
Subestación Kilómetro 15 en 66 kV y la Subestación Minga Porá, importantes obras de refuerzo de la red
del Sistema Este.
Se contempla en el plan las siguientes ampliaciones del parque de generación del SIN:
Central Hidroeléctrica de Acaray: Actualmente, se están llevando adelante los trabajos de
restauración y repotenciación de los Grupos 3 y 4, estimándose que los mismos estarían
completamente culminados para el año 2014, con lo cual se tendría una disponibilidad de 75 MVA
por máquina. Dado sus años de servicio, se hacen necesarios también trabajos similares para los
Grupos 1 y 2. Se considera que estos últimos estarían culminados para el año 2015.
Central Hidroeléctrica de Yguazú:Esta central tendría una capacidad total de generación de 200 MW,
con dos unidades de 100 MW cada una, a ser despachada en horario de punta. Dicha capacidad de
generación es considerada a partir del año 2018.
TOTAL
AÑO
MVA <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 343 237 86 20 -
2014 467 398 45 24 -
2015 483 397 72 15 -
2016 563 480 42 42 -
2017 605 482 82 42 -
2018 605 565 - 40 -
2019 685 458 227 - -
2020 685 458 72 155 -
2021 810 537 202 72 -
2022 882 675 165 42 -
2023 920 582 125 213 -
porcentaje de carga
Capacidad Instalada según
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En cuanto a refuerzos de transmisión, las principales obras requeridas en la zona son:
LT 220 kV Itakyry – Catueté – Salto del Guairá: Construcción de una simple terna de
aproximadamente 145 km (año 2014), obra requerida para satisfacer la creciente demanda asociada al
desarrollo agroindustrial de la zona de Catueté y comercial de la zona de Salto del Guairá. Esta obra
es de suma importancia, ya que el sistema de transmisión en 66 kV de la región se encuentra
operando en su límite, por lo que hasta tanto no se culmine este refuerzo, el abastecimiento de la
demanda adicional deberá ser realizado a través de generación térmica local.
LT 220 kV Acaray – Microcentro: Construcción de una línea de 220 kV, con un tramo de poco más de
5 km en doble terna y un tramo de aproximadamente 1 km de línea de 220 kV subterránea (año
2015), refuerzo requerido para abastecer la demanda del microcentro de Ciudad del Este y descargar
la Subestación Alto Paraná.
LT 220 kV Acaray – Presidente. Franco: Re-construcción en doble terna del circuito existente,
aproximadamente 10 km, (año 2015), obra requerida ante la superación de la capacidad de
transmisión existente, debido a la mayor participación de la Subestación Pte. Franco en el suministro
a la red de distribución del Área Metropolitana de Ciudad del Este, así como también previendo la
construcción de la Subestación Los Cedrales.
LT 220 kV K30 – Santa Rita: Construcción de una línea de 220 kV simple terna de aproximadamente
45 km (año 2016), obra necesaria para acompañar el crecimiento de la demanda, producto de la
expansión agroindustrial de la zona.
LT 220 kV Margen Derecha – Itakyry: Re-construcción en doble terna del circuito existente,
aproximadamente 71 km (año 2017), refuerzo requerido ante el agotamiento de la capacidad de
transmisión entre tales locales.
LT 500 kV Margen Derecha – Los Cedrales y Subestación Los Cedrales 500 kV: Construcción de una
línea de transmisión en 500 kV, simple terna de aproximadamente 25 km y la subestación Los
Cedrales con dos bancos de auto-transformadores 500/220 kV de 600 MVA (año 2017). Estas obras
son requeridas para atender la demanda en 220 kV de los Sistemas Este, Central y parte del Sur, ante
la saturación de la capacidad de transformación de la Subestación Margen Derecha 220 kV.
LT 220 kV Los Cedrales – Presidente Franco (10 km) y Presidente Franco – Paranambú (39km):
Construcción de línea de transmisión en doble terna, con capacidad de 350 MVA por terna (año
2017), requeridas para evacuar la inyección de potencia proveniente desde la Subestación Los
Cedrales y robustecer la interconexión entre los Sistemas Este y Sur.
LT 220 kV Paranambú – Carlos A. López (65 km) y Carlos A. López – Natalio (57km):
Repotenciación de la simple terna a 350 MVA por cambio de conductores, obras requeridas para
evacuar la inyección de potencia proveniente desde la Subestación Los Cedrales y robustecer la
interconexión entre los Sistemas Este y Sur.
Con relación a nuevos centros de distribución, el Plan de Obras prevé la construcción de las siguientes
nuevas subestaciones:
Ciudad del Este: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 60 MVA (año 2014).
Parque Industrial Hernandarias: subestación 220/66/23 kV, con capacidades de transformación
220/23 kV de 41,67 MVA y 220/66 kV de 60 MVA (año 2014).
Catueté: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2014).
Salto del Guairá: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2014).
Curuguaty: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2014).
Microcentro: subestación 220/66/23 kV, con capacidades de transformación 220/23 kV de 80 MVA y
220/66 de 60 MVA (año 2015).
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Juan León Mallorquín: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2015).
Santa Rita: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2016).
Kilómetro 7: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2017).
La Subestación Parque Industrial Hernandarias 220/66/23 kV, responde a la necesidad de dotar de
adecuada infraestructura de transmisión al departamento de Alto Paraná, que le permita proyectarse como
un importante polo industrial, fundamental para el desarrollo y establecimiento de proyectos de inversión.
De igual manera, la Subestación Microcentro permitirá abastecer exclusivamente todo el microcentro de
Ciudad del Este, conllevando una reducción considerable de distancias de nuevos alimentadores de
distribución. De esta forma, la nueva Subestación también ofrecerá una mayor confiabilidad para el área,
así como una respuesta adecuada a las actuales restricciones municipales, en lo que a construcción de
nuevas líneas de distribución subterráneas se refiere.
Las demás Subestaciones atienden fundamentalmente a la necesidad de reforzar las redes de distribución
existentes, teniendo en cuenta que las distancias de distribución se tornan incompatibles con los niveles
actuales de carga.
De igual forma, se prevé el aumento de potencia en prácticamente todas las subestaciones existentes. En
la siguiente tabla, se presenta un resumen con el estado de carga de los transformadores, calculado a partir
de los respectivos factores de utilización, que alimentan la carga en 23 kV del Sistema Este.
Tabla 27. Estado de carga de transformadores (23 kV), Sistema Este
Puede observarse, que de las 15 subestaciones del Sistema Este para el año 2013, 6 subestaciones se
encontrarían con sus transformadores operando con un factor de utilización entre 90 y 100%. Para el año
2023, se tendrían 20 subestaciones en servicio, de las cuales 5 subestaciones presentarían un factor de
utilización entre 90 y 100%.
Análogamente, se presenta en la siguiente tabla, la capacidad total instalada en 23 kV en las subestaciones
del Sistema Este, así como una sumatoria de la capacidad que se encuentra en las franjas de utilización
anteriormente mencionadas.
TOTAL
AÑO
SEs 23 kV <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 15 5 4 6 -
2014 16 10 2 4 -
2015 18 12 3 3 -
2016 19 13 1 5 -
2017 20 12 3 5 -
2018 20 14 3 3 -
2019 20 14 5 1 -
2020 20 11 4 5 -
2021 20 12 5 3 -
2022 20 11 3 6 -
2023 20 9 6 5 -
Subestaciones según
porcentaje de caraga de transformadores
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Tabla 28. Capacidad instalada según porcentaje de carga, Sistema Este
Puede apreciarse, que para el 2013 se tendrían 634 MVA instalados, requiriéndose para acompañar el
crecimiento de la demanda, de 1.665 MVA para el año 2023. La siguiente figura muestra el estado de
carga de los transformadores para los años 2013, 2018 y 2023, apreciándose que la gran capacidad
instalada en el corto plazo (hasta el 2018) permite tener un margen de carga apreciable en las
subestaciones, teniéndose aproximadamente 64% de la capacidad instalada operando con un factor de
utilización inferior al 80%. Por otro lado, en el medio plazo (entre 2018 y 2023) se tiene un menor ritmo
en el aumento de la capacidad instalada, por lo que en el 2023 solamente el 49% de la capacidad instalada
estaría operando con un factor de utilización inferior a 80%, mientras que el 23% de la capacidad
instalada tendría un factor de utilización entre 90 y 100%.
Figura 17. Porcentaje de transformadores (23 kV) según niveles de carga, Sistema Este.
8.4 Sistema Metropolitano
Para la elaboración del Plan de Obras, se asume la finalización para el año 2013 de importantes obras de
transmisión, como la puesta en servicio de la línea de transmisión en 500 kV Margen Derecha - Villa
Hayes, así como la construcción de la Subestación Villa Hayes 500 kV, con dos autotransformadores
500/220 kV de 600 MVA y un transformador 220/23 kV de 41,67 MVA en servicio.
En cuanto a refuerzos de transmisión, los principales refuerzos requeridos en la zona son:
LT 220 kV Villa Hayes – Puerto Sajonia: Construcción de una doble terna de aproximadamente 25
km, (año 2014), requerida como obra complementaria al proyecto de 500 kV, de forma a evacuar la
inyección de potencia proveniente de la línea de 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes.
LT 220 kV Villa Hayes – Puerto Botánico – Parque Caballero: Construcción de una doble terna,
aproximadamente 18 km, (año 2016), requerida para evacuar la inyección de potencia inyectada por
las líneas de transmisión de 500 kV.
TOTAL
AÑO
MVA <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 634 222 120 292 -
2014 931 634 120 177 -
2015 1.104 798 223 82 -
2016 1.127 802 60 265 -
2017 1.207 702 240 265 -
2018 1.279 815 263 200 -
2019 1.389 932 377 80 -
2020 1.389 760 262 367 -
2021 1.567 999 363 205 -
2022 1.567 947 222 398 -
2023 1.665 809 472 385 -
Capacidad Instalada según
porcentaje de carga
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LT 220 kV Limpio – Luque – San Lorenzo: Re-construcción en doble terna de la línea existente, de
aproximadamente 25 km (año 2016), requeridas para distribuir apropiadamente el flujo de potencia en
el anillo de 220 kV de la red de transmisión del Sistema Metropolitano.
LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes, LT 500 kV Yacyretá – Ayolas y ampliación de la Subestación Villa
Hayes: Construcción de la línea de transmisión en 500 kV de aproximadamente 347 km entre Ayolas
y Villa Hayes, construcción de la segunda línea de 500 kV entre la Central Hidroeléctrica de Yacyretá
y Ayolas, de aproximadamente 16 km y la ampliación de la Subestación Villa Hayes con la
instalación del tercer auto-transformador 500/220 kV de 600 MVA (año 2016). Estas obras son
requeridas para atender el incremento de la demanda del Sistema Metropolitano de Asunción y
proporcionarle mayor confiabilidad al suministro de energía.
Subestación Eusebio Ayala 500 kV: Seccionamiento de la LT 500 kV Ayolas – Villa Hayes e
instalación de un banco de auto-transformadores 500/220 kV de 600 MVA (año 2018). Esta obra es
requerida de forma a dotar de una segunda inyección de potencia desde la red de 500 kV a la red de
220 kV del Sistema Metropolitano. Esta obra también incluiría el seccionamiento de la doble terna
LT 220 kV Coronel Oviedo – Guarambaré, de modo a reforzar la capacidad del tronco secundario de
transmisión de 220 kV.
LT 500 kV Margen Derecha – Villa Hayes (2° terna): Construcción de la línea de transmisión en 500
kV de aproximadamente 341 km (año 2019) y ampliación de la Subestación Villa Hayes y Margen
Derecha respectivamente. Esta obra es requerida para satisfacer la demanda del Sistema con una
mayor confiabilidad, ya que sin este refuerzo, el fuera de servicio de una de las dos líneas de
transmisión en 500 kV que transportan energía hasta la Subestación Villa Hayes produciría
importantes requerimientos de corte de carga.
Subestación Eusebio Ayala 500 kV: ampliación de la Subestación Eusebio Ayala con la instalación
del segundo auto-transformador 500/220 kV de 600 MVA adicional (año 2020). Esta obra permitirá
evitar sobrecargas en dicha subestación y evacuar adecuadamente el flujo de potencia transportado
por la LT 500 kV Ayolas – Eusebio Ayala.
Subestación Villa Hayes 500 kV: ampliación de la Subestación Villa Hayes con la instalación del
cuarto auto-transformador 500/220 kV de 600 MVA (año 2020). Esta obra es requerida para evitar
sobrecargas en dicha subestación y evacuar adecuadamente el flujo de potencia transportado por las
líneas de 500 kV que llegan a la Subestación Villa Hayes 500 kV.
De igual manera, se tiene líneas de alimentación en 220 kV a los nuevos Centros de Distribución como
son Subestación Barrio Molino (2015), Subestación Villeta II (2017), Subestación Villa Aurelia (2017).
Estas obras de transmisión, en general buscan adecuar la capacidad del tronco de transmisión a los
requerimientos de la demanda, con lo que se obtendría un sistema operando con mayor margen de carga
y con menores niveles de pérdidas, lo cual repercute positivamente en todo el sistema. Adicionalmente,
las obras permiten soportar una contingencia simple en el tronco de transmisión con un grado de
afectación razonable en el resto del sistema, lo cual se traduce en una mayor flexibilidad y aumento de la
confiabilidad del sistema.
Con relación a nuevos centros de distribución, el Plan de Obras prevé la construcción de las siguientes
nuevas subestaciones:
Barrio Mburucuyá: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 90 MVA (año 2014).
Fernando de la Mora: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 90 MVA (año 2014).
Mariano Roque Alonso: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 60 MVA (año 2014).
La Colmena: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 20 MVA (año 2015).
Barrio Molino: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2015).
Villa Elisa 220 kV: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2016).
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Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 51
Instituto de Previsión Social: subestación 66/23 kV, con una capacidad de 60 MVA (año 2017).
Villeta II: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 41,67 MVA (año 2017).
Villa Aurelia 220 kV: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2017).Altos:
subestación 220/23 kV, con una capacidad de 80 MVA (año 2022).
De igual forma, se puede destacar importantes obras de ampliación de capacidad de transformación en
subestaciones existentes, resaltándose la paulatina introducción del nuevo módulo de 80 MVA de
capacidad de transformación 220/23 kV, en sustitución al módulo actual de 41,67 MVA, y del nuevo
módulo de 50 MVA de capacidad de transformación 66/23 kV, en sustitución al módulo actual de 30
MVA. Así mismo, puede resaltarse la necesidad de duplicación de la capacidad de transformación en las
Subestaciones Puerto Botánico, Lambaré, Parque Caballero y Puerto Sajonia las cuales se constituyen en
los mayores centros de distribución del área metropolitana de Asunción.
En general, se requieren ampliaciones en prácticamente todas las subestaciones del Sistema
Metropolitano. En la siguiente tabla, se presenta un resumen con el estado de carga previsto de los
transformadores que alimentan la carga en 23 kV del Sistema Metropolitano. En la tabla se agrupan las
subestaciones según el factor de utilización de su capacidad de transformación.
Tabla 29. Estado de carga de transformadores (23 kV), Sistema Metropolitano
Análogamente, se presenta en la siguiente figura y la próxima tabla, la capacidad total instalada en 23 kV
en las subestaciones del Sistema Metropolitano, así como una sumatoria de la capacidad que se encuentra
en las franjas de utilización anteriormente mencionadas.
Figura 18. Porcentaje de transformadores (23 kV) según niveles de carga, Sistema Metropolitano.
TOTAL
AÑO
SEs 23 kV <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 27 8 3 12 4
2014 32 14 7 11 -
2015 34 13 11 10 -
2016 35 9 14 12 -
2017 36 14 9 13 -
2018 36 16 13 7 -
2019 36 13 5 18 -
2020 36 8 18 10 -
2021 36 6 12 18 -
2022 37 6 10 21 -
2023 37 4 5 28 -
porcentaje de caraga de transformadores
Subestaciones según
ANDE
Dirección de Planificación General y Política Empresarial (DP) División de Estudios Energéticos (DP/EE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 52
Tabla 30. Capacidad instalada según porcentaje de carga, Sistema Metropolitano
Puede apreciarse que de las 27 subestaciones existentes en el Sistema Metropolitano en el 2013, con
1.960 MVA, para finales del 2023 se requerirán 37 subestaciones, con una capacidad instalada de
4.490 MVA Por el estado de carga de los transformadores, puede apreciarse que la capacidad a ser
instalada en el corto plazo produce márgenes de carga apreciables, obteniéndose aproximadamente el
44% del parque de transformadores con un factor de utilización por debajo del 80%.
En el medio plazo, se tiene una menor tasa de ampliaciones por lo que se tendría el 79% del parque de
transformadores con un factor de utilización entre 90 y 100%, lo cual apunta a un estrecho
acompañamiento de la demanda y una utilización de la capacidad instalada en el corto plazo, de forma a
reducir los requerimientos de recursos económicos.
8.5 Sistema Norte
En relación al Sistema Norte, las principales obras de transmisión requeridas en la zona son:
LT 220 kV Itakyry – Curuguaty – Capitán Bado – Cerro Corá: Construcción de LT 220 kV simple
terna de aproximadamente 330 km (año 2014). Esta obra de expansión de la red eléctrica se
constituye en la segunda alimentación al Sistema Norte, incrementando la capacidad de transmisión y
la confiabilidad del servicio de suministro de energía en la zona.
LT 220 kV Cruce Bella Vista – Bella Vista Norte: Construcción de LT 220 kV simple terna de
aproximadamente 80 km (año 2016). Esta obra permite ampliar el sistema de transmisión para
atender el potencial de crecimiento de la zona.
LT 220 kV Horqueta – Concepción II: Construcción de LT 220 kV simple terna de aproximadamente
45 km (año 2016). Esta obra de refuerzo permite acompañar adecuadamente el crecimiento de la
demanda del área de influencia de la Subestación Concepción, cuya topología radial y carga elevada
desaconsejan alternativas en 66 kV.
LT 220 kV Villa Hayes – Concepción II: Construcción de LT 220 kV simple terna de
aproximadamente 200 km (año 2019), refuerzo que constituye la primera etapa de una alimentación
desde la Subestación Villa Hayes al Sistema Oeste, y a su vez constituye la tercera alimentación al
sistema Norte, incrementando la capacidad de transmisión y la confiabilidad del servicio,
suministrando además soporte reactivo que permite una operación más holgada del Compensador
Estático de Reactivo de la Subestación Horqueta.
Por otro lado, el Plan de Obras prevé la construcción de tres nuevos centros de distribución:
Capitán Bado: subestación 220/23 kV, con una capacidad 41,67 MVA (año 2014).
Bella Vista Norte: subestación 220/23 kV, con una capacidad de 20 MVA (año 2016).
Concepción II: subestación 220/66/23 kV, con capacidades de transformación 220/66 kV de 60
MVA (año 2016) y 220/23 kV de 41,67 MVA (año 2021).
TOTAL
AÑO
MVA <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 1.960 632 202 787 340
2014 2.550 1.287 443 820 -
2015 2.692 1.195 770 727 -
2016 2.993 730 1.418 845 -
2017 3.243 1.212 1.017 1.015 -
2018 3.556 1.557 1.262 737 -
2019 3.634 1.127 402 2.105 -
2020 3.897 795 1.895 1.207 -
2021 4.130 702 1.252 2.177 -
2022 4.409 870 1.202 2.337 -
2023 4.490 423 510 3.557 -
Capacidad Instalada según
porcentaje de carga
ANDE
Dirección de Planificación General y Política Empresarial (DP) División de Estudios Energéticos (DP/EE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 53
Ambos locales atienden fundamentalmente a la necesidad de reforzar las redes de distribución existentes,
atendiendo a que las distancias de distribución se tornan incompatibles con los niveles actuales de carga.
Adicionalmente, se prevé un aumento en la capacidad de transformación para alimentación a la red de
23 kV en prácticamente todos los centros de distribución. En la siguiente tabla, se presenta un resumen
con el estado de carga de los transformadores que alimentan la carga en 23 kV, discriminándose el
número de subestaciones conforme al factor de utilización de los transformadores de las mismas. Como
fuera mencionado, el factor de utilización es calculado comparando la carga máxima prevista para la
subestación y la capacidad nominal del equipo de transformación instalado en la misma en 23 kV.
Tabla 31. Estado de carga de transformadores (23 kV), Sistema Norte
Análogamente, se presentan en la siguiente tabla y la próxima figura, la capacidad total instalada en
23 kV en las subestaciones del Sistema Norte, así como una sumatoria de la capacidad que se encuentra
en las franjas de utilización anteriormente mencionadas.
Tabla 32. Capacidad instalada según porcentaje de carga, Sistema Norte
TOTAL
AÑO
SEs 23 kV <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 8 4 1 3 -
2014 8 7 1 - -
2015 8 7 1 - -
2016 9 7 1 1 -
2017 9 7 1 1 -
2018 9 8 - 1 -
2019 9 7 2 - -
2020 9 6 1 2 -
2021 9 7 2 - -
2022 9 6 2 1 -
2023 9 4 4 1 -
porcentaje de caraga de transformadores
Subestaciones según
TOTAL
AÑO
MVA <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 139 39 30 70 -
2014 271 259 12 - -
2015 271 259 12 - -
2016 291 249 30 12 -
2017 299 257 12 30 -
2018 310 298 - 12 -
2019 318 217 102 - -
2020 318 202 15 102 -
2021 390 310 80 - -
2022 390 290 80 20 -
2023 390 208 122 60 -
porcentaje de carga
Capacidad Instalada según
ANDE
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Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 54
Figura 19. Porcentaje de transformadores (23 kV) según niveles de carga, Sistema Norte.
En general, puede observarse un aumento en la capacidad instalada prevista para el Sistema Norte,
pasándose de 139 MVA en el 2013 a 390 MVA en el 2023. Con los proyectos del Plan de Obras, puede
apreciarse que los transformadores se mantienen operando dentro de sus límites, con sólo un 15% de
transformadores que operarían con un factor de utilización entre 90 y 100%.
8.6 Sistema Oeste
En relación al Sistema Oeste, las principales obras de transmisión requeridas en la zona son:
LT 220 kV Concepción II – Pozo Colorado – Loma Plata: Construcción de LT 220 kV simple terna
de aproximadamente 280 km (año 2021). Esta obra de expansión de la red eléctrica se constituye en
la segunda alimentación al Sistema Oeste, incrementando la capacidad de transmisión y la
confiabilidad del servicio en la zona y permitiendo mejores condiciones de suministro a nivel de
distribución.
LT 220 kV Vallemí II – Toro Pampa: Construcción de LT 220 kV simple terna de aproximadamente
130 km (año 2016), obra de expansión que mejorará las condiciones de suministro de energía en la
zona de Toro Pampa, principalmente, considerando la gran longitud de los alimentadores de
distribución en la región.
Por otro lado, el Plan de Obras prevé la construcción de tre nuevos centros de distribución:
Acueducto: subestación 220/23 kV, con una capacidad 10 MVA (año 2016).
Toro Pampa: subestación 220/23 kV, con una capacidad 10 MVA (año 2021).
Pozo Colorado: subestación 220/23 kV, con una capacidad 10 MVA (año 2021).
Estos locales atienden fundamentalmente a la necesidad de reforzar las redes de distribución existentes,
atendiendo a que las distancias de distribución se tornan incompatibles con los niveles actuales y
esperados de carga, salvo la Subestación Acueducto, proyectada para atender un emprendimiento
específico (Proyecto Acueducto para el Chaco Central).
Adicionalmente, se prevé un aumento en la capacidad de transformación para alimentación a la red de
23 kV en prácticamente todos los centros de distribución. En la siguiente tabla, se presenta un resumen
con el estado de carga de los transformadores que alimentan la carga en 23 kV, discriminándose el
número de subestaciones conforme al factor de utilización de los transformadores de las mismas. Como
fuera mencionado, el factor de utilización es calculado comparando la carga máxima prevista para la
subestación y la capacidad nominal del equipo de transformación instalado en la misma en 23 kV.
ANDE
Dirección de Planificación General y Política Empresarial (DP) División de Estudios Energéticos (DP/EE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 55
Tabla 33. Estado de carga de transformadores (23 kV), Sistema Oeste
Análogamente, se presentan en la siguiente tabla y la próxima figura, la capacidad total instalada en 23
kV en las subestaciones del Sistema Oeste, así como una sumatoria de la capacidad que se encuentra en
las franjas de utilización anteriormente mencionadas.
Tabla 34. Capacidad instalada según porcentaje de carga, Sistema Oeste.
Figura 20. Porcentaje de transformadores (23 kV) según niveles de carga, Sistema Oeste.
En general, puede observarse un aumento en la capacidad instalada prevista para el Sistema Oeste,
pasándose de 47 MVA en el 2013 a 67 MVA en el 2023, con prácticamente todos sus transformadores
operando de manera holgada (utilización menor al 82%).
TOTAL
AÑO
SEs 23 kV <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 3 3 - - -
2014 3 3 - - -
2015 3 3 - - -
2016 3 3 - - -
2017 3 3 - - -
2018 3 3 - - -
2019 3 3 - - -
2020 3 3 - - -
2021 4 2 1 1 -
2022 4 3 1 - -
2023 5 4 - 1 -
Subestaciones según
porcentaje de caraga de transformadores
TOTAL
AÑO
MVA <80% 80% - 90% 90%-100% >100%
2013 47 47 - - -
2014 47 47 - - -
2015 47 47 - - -
2016 47 47 - - -
2017 32 32 - - -
2018 32 32 - - -
2019 32 32 - - -
2020 32 32 - - -
2021 42 25 12 5 -
2022 57 45 12 - -
2023 67 55 - 12 -
Capacidad Instalada según
porcentaje de carga
ANDE
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Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 56
9. OTROS PLANES DE EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO
Con relación a la expansión futura del Sistema Eléctrico de la ANDE, dentro una visión estratégica en lo
referente a la integración regional y buscando un mejor aprovechamiento de los recursos
hidroenergéticos, podemos mencionar los principales planes de construcción de nuevas centrales de
generación y ampliación de otras existentes, así como los planes en lo referente a sistemas de transmisión
en 500 kV.
9.1 Planes de Generación
Central Hidroeléctrica de Acaray
La ampliación de la casa de máquinas la Central Hidroeléctrica de Acaray, con el Proyecto Acaray III,
que duplicaría la motorización de la central con la adición de 4 grupos de 75 MVA similares a los
existentes, de forma a minimizar la indisponibilidad de máquinas de la Central Acaray y minimizar el
efecto sobre la contratación de la CH Itaipú, al operar a plena capacidad en el horario de punta del SIN.
Según el Estudio de los Ríos de la Región del Alto Paraná, realizado para la ANDE y la ELETROBRAS
en la década del 70, es factible la utilización del caudal no turbinable de la CH Itaipú, transfiriendo parte
del mismo, unos 2000 m3/s, por medio del canal Hernandarias al embalse de Acaray, con una
motorización intermedia en Hernandarias de 170 MW y energía adicional en torno a los 2.400 GWh.
Pequeñas Centrales Hidroeléctricas
Del estudio Atlas del Potencial Hidroenergético del Paraguay, elaborado por la Itaipu Binacional, se han
seleccionado los locales con Potencial Hidroeléctrico Aprovechable que se encuentran en las regiones
más aisladas del sistema eléctrico y alejadas de las centrales de generación existentes, de forma tal a
utilizar la inyección de potencia y energía para estabilizar dichos sistemas regionales.
Los Puntos de Potencial Hidroeléctrico Aprovechable, presentan un valor medio de factor de planta de
0,75 y serían aprovechados por medio de la construcción de Pequeñas Centrales Hidroeléctricas (PCH).
1. PCH Ypané I: Para abastecer parte de la demanda de la Ciudad de Concepción con 7
MW y que podría generar al año un promedio de 46 GWh.
2. PCH Ypané II:Para abastecer parte de la demanda de la localidad de Horqueta y regiones
aledañas con 8 MW y que podría generar al año un promedio de 43 GWh.
3. PCH Ypané III:Para abastecer parte de la demanda de la localidad de Horqueta y
regiones aledañas con 12 MW y que podría generar al año un promedio de 79 GWh.
4. PCH Jejuí:Para abastecer parte de la demanda de la localidad de Santa Rosa y regiones
aledañas con 9 MW y que podría generar al año un promedio de 66 GWh.
5. PCH Carapá I:Para abastecer parte de la demanda de la Ciudad de Salto del Guará y
regiones aledañas con 10 MW y que podría generar al año un promedio de 66 GWh.
6. PCH Carapá II: Para abastecer parte de la demanda de la Ciudad de Salto del Guará y
regiones aledañas con 30 MW y que podría generar al año un promedio de 197 GWh.
7. PCH Pirapó:Para abastecer parte de la demanda de la localidad de Yuty y regiones
aledañas con 4 MW y que podría generar al año un promedio de 26 GWh.
Centrales Hidroeléctrica Río Paraguay
En concordancia con la construcción de la Línea de Transmisión 220 kV Villa Hayes-Concepción y la
expansión de la red eléctrica en el Chaco Paraguayo, se prevé la construcción de las Central
Hidroeléctricas sobre el Río Paraguay, conforme a resultados del estudio Atlas del Potencial
Hidroenergético del Paraguay, elaborado por la Itaipu Binacional.
ANDE
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Centrales Hidroeléctrica Río Paraguay I
El proyecto se situaría aguas debajo de la localidad de Villa del Rosario, sobre el Río Paraguay.
El nivel máximo normal del embalse sería de 65.00 msnm, el salto (H) o diferencia entre este
nivel (NE) y el de restitución (NR), para el caudal medio de 85 m³/s sería de 5 m.
El proyecto de la central tiene 24 turbinas Tubo. La Potencia Instalada sería de 72 MW y la Firme
70 MW.
Se contemplan esclusas de navegación de 325 m de longitud y 27 m de ancho con compuertas del
tipo Busco y tiempo medio de llenado de 6 minutos.
Centrales Hidroeléctrica Río Paraguay II
El proyecto se situaría aguas arriba de la localidad de Villa del Rosario, sobre el Río Paraguay.
El nivel máximo normal del embalse sería de 70.00 msnm, el salto (H) o diferencia entre este
nivel (NE) y el de restitución (NR), para el caudal medio de 95 m³/s sería de 5 m.
El proyecto de la central tiene 24 turbinas Tubo. La Potencia Instalada sería de 96 MW y la Firme
70 MW.
Se contemplan esclusas de navegación de 325 m de longitud y 27 m de ancho con compuertas del
tipo busco y tiempo medio de llenado de 6 minutos.
Central Hidroeléctrica del Brazo Aña Cuá
Conforme indicado por el Gobierno
Nacional, la Entidad Binacional Yacyretá
se encuentra avanzando en la
maquinización de la Presa sobre el Brazo
Aña Cuá del Río Paraná. El objetivo de esta
obra es aprovechar el potencial hídrico del
caudal ecológico mínimo requerido en
dicho brazo del Río Paraná.
El proyecto de la central tiene 5 turbinas
Bulbo de 9.50 m de diámetro. La Potencia
Instalada sería de 273 MW y la Firme 245
MW. Podría generar al año un promedio de
1.800 GWh.
Para el proyecto de la central se utilizarían
5 vanos de los 16 vanos del vertedero
existente.
Dicha generación sería inyectada directamente al sistema de 500 kV de la Casa de Máquinas de la CH
Yacyretá, por lo que desde el punto de vista de transmisión, la interconexión en 500 kV existente y a ser
construida dentro del Plan de Obras, permitirán que dicha generación adicional pueda ser incorporada sin
inconvenientes al SIN.
Central Hidroeléctrica de Corpus Christi
El Gobierno Nacional ha indicado su voluntad de avanzar con el Proyecto de Construcción de la Central
Hidroeléctrica de Corpus Christi. Dicho Por otro Proyecto es llevado discutido y llevado adelante en el
seno de la Comisión Mixta Paraguayo-Argentina del Río Paraná (COMIP).
El nivel máximo normal del embalse Corpus Christi sería de 105.00 msnm, el salto (H) o diferencia entre
este nivel (NE) y el de restitución (NR), para el caudal medio de 11.600 m³/s sería de 21 m. El proyecto
ANDE
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Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 58
de la central tiene 20 turbinas Kaplan de 9.50 m de diámetro. La Potencia Instalada sería de 2.875 MW y
la Firme 2688 MW. Podría generar al año un promedio de 18.600 GWh.
El proyecto de la central contiene un
vertedero de 28 vanos y una esclusa de
navegación.
Dado el tiempo de construcción de un
proyecto de esta envergadura, en el presente
estudio que abarca el periodo 2014 – 2023,
en el Plan de Obras no se incluye la
generación proveniente de la CH Corpus
Christi. Sin embargo debido a la proyección
del Margen de Reserva de Generación es de
suma importancia que que el Proyecto
Corpus Christi sea tenido en cuenta en la
definición del sistema de transmisión,
principalmente en lo que atañe a las redes
de 500 kV, de manera a producir planes de
generación y transmisión congruentes
Central Hidroeléctrica de Itacorá-Itatí
El Gobierno Nacional ha indicado su
voluntad de avanzar con el Proyecto de
Construcción de la Central
Hidroeléctrica de Itacorá-Itatí. Dicho
Proyecto es discutido y llevado
adelante en el seno de la Comisión
Mixta Paraguayo-Argentina del Río
Paraná (COMIP). Originalmente
figuraba en el Tratado de Yacyretá
como un embalse de regulación aguas
debajo de la Central Hidroeléctrica de
Yacyretá.
El nivel máximo normal del embalse
Itacorá-Itatísería de 61.00 msnm, el
salto (H) o diferencia entre este nivel
(NE) y el de restitución (NR), para el caudal medio de 11.600 m³/s sería de 13.04 m. El proyecto de la
central tiene 32 turbinas Bulbo de 7.50 m de diámetro. La Potencia Instalada sería de 1.600 MW y la
Firme 1425 MW. Podría generar al año un promedio de 11.290 GWh.
El proyecto de la central contiene un vertedero de 76 vanos dividido en dos partes y una esclusa de
navegación. Se presentan dos soluciones para la disposición de estructuras sobre la misma traza, según
que la esclusa se encuentre en margen paraguaya o argentina. En un futuro podría presentarse una única
solución con dos esclusas, una en cada margen.
9.2 Plan de Inversión en Redes de Transmisión de 500kV
El análisis de la operación actual del sistema de transmisión, así como la evaluación del desempeño del
sistema ante contingencias en el futuro, condiciones ante las cuales el sistema operaría con una red
exclusivamente en 220 kV, presentándose altos niveles de pérdidas de transmisión, elevados
requerimientos de compensación reactiva y de corte de carga, son claros indicadores de la necesidad de
refuerzos en 500 kV dentro de la red de transmisión nacional.
ANDE
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Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 59
Figura 14. Mapa eléctrico con proyectos de largo plazo
La implementación de una red de 500 kV es fundamental con vistas a asegurar la disponibilidad de
energía eléctrica en el largo plazo en los distintos puntos del país, tanto en calidad como cantidad, de
manera a fomentar el desarrollo y bienestar nacional basados en la plena utilización de sus recursos
hidroeléctricos.
STA.RITA
AYALA
NORTE
SAN PEDRO
REGION ORIENTAL
LARGO PLAZO
VALLEMI
P. J. CABALLERO
CONCEPCION
HORQUETA
YBY YAU
CRUCE
BELLA VISTA
SANTA ROSA
SAN ESTANISLAO
CARAYAO
VILLA HAYES ACEPARLIMPIO
LUQUE
CAPIATA
ITAUGUA
PIRAYU
PARAGUARI
CAAPUCU
PTO.BOTANICO
PARQUECABALLERO
PTO. SAJONIA
LAMBARE
SAN ANTONIO
PTO. MCAL.
REGION
OCCIDENTAL
ARGENTINA
ARGENTINA
BRASIL
CURUGUATY
CATUETE
ITAKYRY
ITAIPU
ACARAY ( 520 MW )
PARANAMBU
NARANJAL
SAN JUANBAUTISTAPILAR
VILLALBIN AYOLAS
SAN PATRICIO
YACYRETA
CNEL.BOGADO
TRINIDAD
NATALIO
C. A. LOPEZ
S. PEDRODEL PARANA
VALLEMI II
LA VICTORIA
HERNANDARIAS
CNEL.OVIEDO
VILLARRICA
CAAZAPA
PTE. FRANCO
KM 30 ALTO PARANA
CAAGUAZUCAMPO DOS
QUIINDY
PIRAPO
KM 15
CAACUPE
EUSEBIO
VALLE APUA
COSTANERA
CAMBYRETA
CIUDAD DEL ESTE
PASO PE
SALTO DEL
GUAIRA
MINGAPORA
VILLA HAYES 500 kV
DP / DEGFECHA: 19/12/13
ARCHIVO : 23-O
ITACURUBIDEL ROSARIO
SAN JUANNEPOMUCENO
CORACERRO
GUARAMBARE
SANLORENZO
A ACUEDUCTO
PARQUE INDUSTRIAL
CAPITANBADO
BARRIOSAN PEDRO
VAQUERIA
MALLORQUIN
SICBRAS
COLMENALA
CONCEPCION II
KM 7
VILLETA
LOS CEDRALES
YGUAZU
MARIA AUXILIADORA
CNEL.OVIEDO II
YUTY
A TORO PAMPA
A POZO COLORADO
ALTOS
MICROCENTRO
CORPUS ( 2.875 MW )
NORTE
BELLA VISTA
TRINIDAD II
ENCARNACION
FRAM
RIO PARAGUAY II ( 96 MW )
RIO PARAGUAY I ( 72 MW )
YPANE I ( 7 MW )
YPANE II ( 8 MW )
YPANE III ( 12 MW )
JEJUI ( 7 MW )
CARAPA II ( 30 MW )
CARAPA I ( 10 MW )
ITACORA
( 1.600 MW )
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA
OBRAS DE 500 kV
OBRAS DE 220 kV
OBRAS DE 66 kV
PIRAPO ( 4 MW )
ANDE
Dirección de Planificación General y Política Empresarial (DP) División de Estudios Energéticos (DP/EE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión (2014 – 2023) Pág. 60
En este sentido, en el ítem anterior 1.2.1 fue presentado el Plan de Obras que incluye dicho conjunto de
proyectos en 500 kV.
Estas importantes obras de transmisión aseguran un tronco de transmisión fuerte, que permite atender el
crecimiento de la demanda nacional considerado. De igual forma, en base a estudios disponibles (Estudio
de Optimización del Sistema Principal de Transmisión de la ANDE, del año 2006, elaborado por ANDE y
ELETROBRAS y el recientemente elaborado por la consultora Leme Engenharia para la ampliación de
transmisión de nuestro sistema eléctrico nacional) este conjunto de obras permitirá la operación
interconectada de las Centrales de Itaipú y Yacyretá, con lo cual se obtendrá una optimización tanto
eléctrica como energética del Sistema.
Por otro lado, considerando y pretendiendo avanzar en la integración energética regional, se vuelve vital
la construcción de estas redes eléctricas de gran porte, de manera a viabilizar el transporte de energía. En
este contexto, en el Informe DPM/DEG/01/10 “Sistema de 500 kV – Estudio de Largo Plazo” se analizan
alternativas de largo plazo, presentándose la necesidad de construcción de la LT 500 kV Margen Derecha
– Los Cedrales – Ayolas, conforme la demanda nacional o regional así lo requiera.
La construcción de esta línea es compatible tanto con el proyecto de la Central Hidroeléctrica Corpus,
como con la eventual instalación de una industria electrointensiva de gran porte en algún punto sobre el
trazado de la misma.
Es importante destacar, que la operación interconectada de los Sistemas Paraguayo, Argentino, Uruguayo
y Brasileño, a través de las Centrales de Itaipú y Yacyretá, así como un intercambio energético regional
más fluido, requerirá posiblemente de acuerdos operativos tripartitos, de manera a compatibilizar aspectos
técnicos y comerciales.
Finalmente, cabe resaltar que el Plan de Obras de 500 kV esbozados en este Plan puede ser implementado
en forma gradual, con la incorporación sucesiva de los proyectos mencionados, conforme a la evolución
de la demanda, así como también a la disponibilidad de recursos económicos y financieros de la ANDE.
La Figura 14 muestra un mapa eléctrico incluyendo los proyectos de generación y transmisión en 500 kV
previstos en un plazo de 20 años.
ANDE
Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 - 2023
ANEXOS
ANDE Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 ‐ 2023
Anexo A.1
INTERCONEXIONES INTERNACIONALES Y SISTEMAS
REGIONALES DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
EDEFOR
EMSA
YACYRETA
ITAIPU
COPEL
ENERSUL
INTERCONEXION CON LOS PAISES VECINOS
BOLIVIA
BRASIL
ARGENTINA
ARGENTINA
BOQUERON
ALTO PARAGUAY
PRESIDENTE HAYES
CONCEPCION
SAN PEDROCANINDEYU
CAAGUAZU
CENTRAL
AMAMBAY
CORDILLERA
ÑEEMBUCU
MISIONES
PARAGUARI
GUAIRA
CAAZAPA
ITAPUA
ALTOPARANA
ARGENTINA
6300 MW
25 MW
1340 MWDESCONECTADO
DESCONECTADODESCONECTADO
DESCONECTADO
.
ANEXO A.1 - 2
FECHA: 23/12/13
ARCHIVO : A.1-2
A.1-2
DP / DEG
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
CANINDEYU
ALTO
PARANA
PRESIDENTE HAYES
CEN
TRA
L
SAN PEDRO
CAAGUAZU
CAAZAPA
GUAIRA
CORDILLERA
PARAGUARI
ITAPUAMISIONESÑEEMBUCU
AMAMBAY
CONCEPCION
ALTO PARAGUAY
BOQUERON
FECHA: 23/12/13
ARCHIVO : ANEXO1
ANEXO A.1 - 1
SUBSISTEMAS DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
BOLIVIA
BRASIL
BRASIL
ARGENTINA
ARGENTINA
REFERENCIAS
SISTEMA METROPOLITANO
SISTEMA CENTRAL
SISTEMA SUR
SISTEMA ESTE
SISTEMA NORTE
A.1-1
SISTEMA OESTE
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
DP / DEG
ANDE Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 ‐ 2023
Anexo A.2
LISTADO DE OBRAS SUBSISTEMAS DEL
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
ANDE Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 ‐ 2023
Anexo A.3
MAPAS ELÉCTRICOS
DP / DEGFECHA: 02/10/13
ARCHIVO : 2014-M
A.3-1
ITAIPU
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
CAPIATA
ACARAY
PARANAMBU
C. A. LOPEZ
NATALIO
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
PTE. FRANCOSAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
ALTO PARANA
NARANJAL
PIRAPO
SAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
CAACUPE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2014
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
LIMPIO
ACEPAR
AE
RO
PU
ER
TO
INTE
RN
AC
ION
AL
PTO. BOTANICO
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
GRANHOSPITALNACIONAL
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
CIUDAD DEL ESTE
VILLA HAYES
VILLA HAYES 500 kV
VILLA HAYES
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
PARAGUARI
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
TRINIDAD
CNEL. BOGADO ENCARNACION
CAMBYRETA
DP / DEGFECHA: 07/10/13
ARCHIVO : 2015-M
A.3-2
ITAIPU
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
CAPIATA
ACARAY
PARANAMBU
C. A. LOPEZ
NATALIO
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
PTE. FRANCOSAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
ALTO PARANA
NARANJAL
PIRAPO
SAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
CAACUPE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2015
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
LIMPIO
ACEPAR
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
PTO. BOTANICO
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
GRANHOSPITALNACIONAL
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
CIUDAD DEL ESTE
VILLA HAYES
VILLA HAYES 500 kV
VILLA HAYES
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
MICROCENTRO
TRINIDAD
CNEL. BOGADO ENCARNACION
CAMBYRETA
DP / DEGFECHA: 08/10/13
ARCHIVO : 2016-M
A.3-3
ITAIPU
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
CAPIATA
ACARAY
PARANAMBU
C. A. LOPEZ
NATALIO
TRINIDAD
YACYRETA
VILLALBIN
CNEL. BOGADO
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
SAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
NARANJAL
PIRAPO
SAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
CAACUPE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2016
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
LIMPIO
ACEPAR
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
PTO. BOTANICO
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
GRANHOSPITALNACIONAL
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
VILLA HAYES
VILLA HAYES 500 kV
VILLA HAYES
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
ENCARNACION
CAMBYRETA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
STA. RITA
CONCEPCION II
PTE. FRANCO
ALTO PARANA
CIUDAD DEL ESTE
ACUEDUCTO
MICROCENTRO
VILLA ELISA
BELLA VISTANORTE
FRAM
DP / DEGFECHA: 10/10/13
ARCHIVO : 2017-M
A.3-4
ITAIPU
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
CAPIATA
ACARAY
PARANAMBU
C. A. LOPEZ
NATALIO
TRINIDAD
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
SAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
NARANJAL
PIRAPO
SAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
CAACUPE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2017
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
LIMPIO
ACEPAR
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
PTO. BOTANICO
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
GRANHOSPITALNACIONAL
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
VILLA HAYES
VILLA HAYES 500 kV
VILLA HAYES
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
CONCEPCION II
IPS
VILLETA II
KM 7
LOS CEDRALES
PTE. FRANCO
ALTO PARANA
CIUDAD DEL ESTE
ACUEDUCTO
VILLETA II
MICROCENTRO
TRINIDAD II
STA.
MARIA AUXILIADORA
RITA
VILLA ELISA
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
BELLA VISTANORTE
CNEL. BOGADO ENCARNACION
CAMBYRETA
FRAM
DP / DEGFECHA: 15/10/13
ARCHIVO : 2018-M
A.3-5
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
PARANAMBU
C. A. LOPEZ
NATALIO
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
SAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
PIRAPO
SAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2018
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
LIMPIO
ACEPAR
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
VILLA HAYES
VILLA HAYES 500 kV
VILLA HAYES
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
STA.
CONCEPCION II
IPS
KM 7
NARANJAL
MARIA AUXILIADORA
RITA
YGUAZU
VILLA ELISA
CAPIATA
CAACUPE
GRANHOSPITALNACIONAL
PTO. BOTANICO
ITAIPU
ACARAY
LOS CEDRALES
PTE. FRANCO
ALTO PARANA
CIUDAD DEL ESTE
ACUEDUCTO
VILLETA II
VILLETA II
MICROCENTRO
TRINIDAD II
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
BELLA VISTANORTE
TRINIDAD
CNEL. BOGADO ENCARNACION
CAMBYRETA
FRAM
DP / DEGFECHA: 16/10/13
ARCHIVO : 2019-M
A.3-6
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
C. A. LOPEZ
NATALIO
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
SAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
PIRAPO
SAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2019
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
VILLA HAYES
VILLA HAYES 500 kV
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
STA.
CONCEPCION II
IPS
KM 7
NARANJAL
MARIA AUXILIADORA
RITA
YGUAZU
VILLA ELISA
CNEL. OVIEDO II
LIMPIO
ACEPARVILLA HAYES
DEL ROSARIOITACURUBI
CAPIATA
CAACUPE
GRANHOSPITALNACIONAL
PTO. BOTANICO
ITAIPU
ACARAY
PARANAMBU
LOS CEDRALES
PTE. FRANCO
ALTO PARANA
CIUDAD DEL ESTE
ACUEDUCTO
VILLETA II
VILLETA II
COSTANERA
MICROCENTRO
TRINIDAD II
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
BELLA VISTANORTE
TRINIDAD
CNEL. BOGADO
ENCARNACION
CAMBYRETA
FRAM
DP / DEGFECHA: 17/10/13
ARCHIVO : 2020-M
A.3-7
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
C. A. LOPEZ
NATALIO
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
SAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
PIRAPOSAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2020
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
VILLA HAYES
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
STA.
CONCEPCION II
IPS
KM 7
NARANJAL
MARIA AUXILIADORA
RITA
YGUAZU
VILLA ELISA
CNEL. OVIEDO II
YUTY
LIMPIO
ACEPAR
VILLA HAYES 500 kV
VILLA HAYES
CAPIATA
CAACUPE
GRANHOSPITALNACIONAL
PTO. BOTANICO
ITAIPU
ACARAY
PARANAMBU
LOS CEDRALES
PTE. FRANCO
ALTO PARANA
CIUDAD DEL ESTE
ACUEDUCTO
VILLETA II
VILLETA II
MICROCENTRO
TRINIDAD II
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
BELLA VISTANORTE
COSTANERA
TRINIDAD
CNEL. BOGADO
ENCARNACION
CAMBYRETA
FRAM
DP / DEGFECHA: 18/10/13
ARCHIVO : 2021-M
A.3-8
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
C. A. LOPEZ
NATALIO
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
SAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
PIRAPOSAN PEDRODEL PARANAPILAR II
LUQUE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2021
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
ITAUGUA
GUARAMBARE
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
VILLA HAYES
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
STA.
CONCEPCION II
IPS
KM 7
NARANJAL
MARIA AUXILIADORA
RITA
YGUAZU
VILLA ELISA
CNEL. OVIEDO II
YUTY
TORO PAMPA
LIMPIO
ACEPARVILLA HAYES
VILLA HAYES 500 kV
CAPIATA
CAACUPE
CAACUPE
GRANHOSPITALNACIONAL
PTO. BOTANICO
ITAIPU
ACARAY
PARANAMBU
LOS CEDRALES
PTE. FRANCO
ALTO PARANA
CIUDAD DEL ESTE
ACUEDUCTO
VILLETA II
VILLETA II
PILAR
MICROCENTRO
TRINIDAD II
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
BELLA VISTANORTE
COSTANERA
TRINIDAD
CNEL. BOGADO
ENCARNACION
CAMBYRETA
FRAM
DP / DEGFECHA: 23/10/13
ARCHIVO : 2022-M
A.3-9
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
C. A. LOPEZ
NATALIO
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
SAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
PIRAPOSAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2022
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
VILLA HAYES
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
STA.
CONCEPCION II
IPS
KM 7
NARANJAL
MARIA AUXILIADORA
RITA
YGUAZU
VILLA ELISA
CNEL. OVIEDO II
YUTY
TORO PAMPA
LIMPIO
ACEPARVILLA HAYES
ALTOS
ALTOS
VILLA HAYES 500 kV
CAPIATA
CAACUPE
GRANHOSPITALNACIONAL
PIRAYU
PTO. BOTANICO
ITAIPU
ACARAY
PARANAMBU
LOS CEDRALES
PTE. FRANCO
ALTO PARANA
CIUDAD DEL ESTE
ACUEDUCTO
VILLETA II
VILLETA II
PILAR II
MICROCENTRO
TRINIDAD II
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
BELLA VISTANORTE
COSTANERA
TRINIDAD
CNEL. BOGADO
ENCARNACION
CAMBYRETA
FRAM
DP / DEGFECHA: 25/10/13
ARCHIVO : 2023-M
A.3-10
SANESTANISLAO
SANTA ROSA
HORQUETA
VALLEMI ILOMA PLATA
LIMPIO
CARAYAO
CNEL. OVIEDO
S. LORENZO
CAPIATA
C. A. LOPEZ
NATALIO
YACYRETA
VILLALBIN
SAN JUANBAUTISTA
SAN PATRICIO
PARQUE CABALLERO
LAMBARE
PTO. MARISCAL
GUARAMBARE
AYOLAS
REGION OCCIDENTAL
ACEPAR
SAN ANTONIO
PTO. BOTANICO
ARGENTINA
ARGENTINA
BOLIVIA
REGIONORIENTAL
ITAKYRY
VALLEMI II
PUERTO SAJONIA
P. J. CABALLERO
LA VICTORIA
CATUETE
CONCEPCION
SAN PEDRO NORTE
HERNANDARIAS
PIRAPO
SAN PEDRODEL PARANA
PILAR
LUQUE
CAACUPE
ITAUGUA
FILADELFIA
MARISCAL ESTIGARRIBIA
BRASIL
BRASIL
CAAGUAZU
CAMPO DOS
KM 30
KM 15
CAAPUCU
QUIINDY
REPUBLICA DEL PARAGUAY - MAPA ELECTRICO
AÑO 2023
SIMBOLOGIA
CENTRAL HIDROELECTRICA EXISTENTE
OBRAS DE 500 kV EXISTENTES
OBRAS DE 220 kV EXISTENTES
OBRAS DE 66 kV EXISTENTES
OBRAS PROGRAMADAS EN EL AÑO
AE
RO
PU
ER
TO
INT
ER
NA
CIO
NA
L
BANCOCENTRAL
LUQUE
S. MIGUEL Bo.PARQUE
LAMBARE
CERRO
REFINERIA
LAMBARE
LA VICTORIA
SAN LORENZO
CAPIATA
CAACUPE
ITAUGUA
GUARAMBARE
GRANHOSPITALNACIONAL
PARAGUARI
VILLETA
SAN ANTONIO
PTO. MARISCAL
REGION ORIENTALCENTRAL
ARGENTINA
GRAL. DIAZ
VILLAAURELIA
REPUBLICANO
EUSEBIOAYALA
EUSEBIO AYALA
VALLE APUA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
PASO PE
CAAZAPA
VILLA HAYES
VILLA HAYES 500 kV
PTO.SAJONIA
PARQUECABALLERO
MARIANO R.ALONSO
BARRIO SANPEDRO
F. DE LAMORA
MINGAPORA
MALLORQUIN
PARAGUARI LACOLMENA
BARRIOMOLINO
CERROCORA
SALTO DELGUAIRA
VIÑAS CUE
JARDINBOTANICO
VILLARRICA
SAN JUANNEPOMUCENO
DEL ROSARIOITACURUBI
TRESBOCAS
REGION
OCCIDENTAL
VILLA HAYES 500 kV
PIRAYU
CURUGUATY
CAPITANBADO
PIRAYU
MBURUCUYABo.
PARQUE INDUSTRIALSICBRAS
SICBRAS
VAQUERIA
STA.
CONCEPCION II
IPS
KM 7
NARANJAL
MARIA AUXILIADORA
RITA
YGUAZU
VILLA ELISA
CNEL. OVIEDO II
YUTY
TORO PAMPA
LIMPIO
ACEPARVILLA HAYES
ALTOS
ALTOS
POZO COLORADO
PTO. BOTANICO
ITAIPU
ACARAY
PARANAMBU
LOS CEDRALES
PTE. FRANCO
ALTO PARANA
CIUDAD DEL ESTE
MICROCENTRO
ACUEDUCTO
VILLETA II
VILLETA II
PILAR II
TRINIDAD II
CRUCEBELLA VISTA
YBY YAU
BELLA VISTANORTE
COSTANERA
TRINIDAD
CNEL. BOGADO
ENCARNACION
CAMBYRETA
FRAM
ANDE Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 ‐ 2023
Anexo A.4
PROYECCIÓN DE CARGAS POR BARRA PARA EL
PERIODO 2014 – 2023
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 11
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 22
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 33
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 44
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 55
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 66
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 77
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 88
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 99
ADMINIPRO
ISTRACIÓN OYECCIÓN
NACIONAL DE CARGAS2014-2023
DE ELECTRS POR BAR
RICIDAD RAS
A. 4 – 100
ANDE Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 ‐ 2023
Anexo A.5
BALANCE DE GENERACIÓN Y DEMANDA DEL
SISTEMA
ANDE Dirección de Planificación General y Política Empresarial (DP) División de Estudios Energéticos (DP/EE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
A5 ‐ 1
ADMINISTRACIÓN NACIONAL DE ELECTRICIDAD PLAN MAESTRO DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2014 – 2023
BALANCE DE GENERACIÓN, CARGAS Y PÉRDIDAS
Carga Punta del Sistema
Generación (MW) Cargas (MW) %Año Itaipú Yacyretá Acaray Yguazú Total ANDE Ventas Pérdidas Pérdidas2014 2.365 456 214 - 3.035 2.835 25 175 5,772015 2.694 502 214 - 3.410 3.176 25 209 6,132016 2.353 1.201 214 - 3.767 3.544 25 198 5,262017 2.597 1.328 214 - 4.139 3.892 25 222 5,372018 2.769 1.328 214 200 4.511 4.226 25 260 5,772019 3.098 1.338 214 200 4.850 4.590 25 235 4,842020 3.538 1.335 214 200 5.286 4.988 25 274 5,172021 3.978 1.338 214 200 5.730 5.389 25 316 5,512022 4.403 1.340 214 200 6.157 5.782 25 350 5,692023 4.819 1.337 214 200 6.570 6.197 25 347 5,29
% Pérdidas = Pérdidas / Generación total
Carga Media del Sistema
Generación (MW) Cargas (MW) %Año Itaipú Yacyretá Acaray Yguazú Total ANDE Ventas Pérdidas Pérdidas2014 2.061 355 214 - 2.630 2.467 25 138 5,262015 2.440 391 214 - 3.045 2.846 25 174 5,702016 2.073 1.067 214 - 3.354 3.170 25 159 4,752017 2.289 1.174 214 - 3.677 3.473 25 178 4,852018 2.557 1.203 214 - 3.974 3.747 25 203 5,102019 2.849 1.220 214 - 4.283 4.065 25 193 4,512020 3.238 1.200 214 - 4.651 4.407 25 219 4,712021 3.614 1.200 214 - 5.028 4.758 25 246 4,892022 4.006 1.198 214 - 5.419 5.114 25 279 5,152023 4.339 1.220 214 - 5.773 5.459 25 289 5,00
% Pérdidas = Pérdidas / Generación total
Carga Leve del Sistema
Generación (MW) Cargas (MW) %Año Itaipú Yacyretá Acaray Yguazú Total ANDE Ventas Pérdidas Pérdidas2014 1.025 214 214 - 1.453 1.371 25 57 3,922015 1.279 234 214 - 1.727 1.633 25 69 3,972016 1.138 579 214 - 1.931 1.838 25 69 3,552017 1.258 617 214 - 2.089 1.988 25 76 3,652018 1.386 654 214 - 2.254 2.144 25 85 3,762019 1.543 663 214 - 2.419 2.321 25 74 3,042020 1.763 651 214 - 2.628 2.517 25 86 3,272021 2.003 666 214 - 2.883 2.755 25 103 3,582022 2.199 657 214 - 3.070 2.936 25 109 3,542023 2.472 558 214 - 3.244 3.109 25 109 3,37
% Pérdidas = Pérdidas / Generación total
ANDE Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 ‐ 2023
Anexo A.6
LONGITUD DE LÍNEA Y CAPACIDAD
INSTALADA EN SUBESTACIONES
ANDEDirección de Planificación General y Política Empresarial
División de Estudios Energéticos
Departamento de Estudios de Generación y Transmisión
ADMINISTRACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
PLAN MAESTRO DE GENERACION - TRANSMISION
2014 - 2023
Longitud de Líneas, Capacidad Instalada en Subestaciones
Sistema Interconectado Nacional
Concepto Unid. Existente Aumento Previsto Previsto
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total 2023
Generación MW 200 0 52 0 0 200 0 0 0 0 0 252 452
Líneas en 500 kV km 363 0 0 363 154 0 348 0 0 225 210 1.300 1.662
Líneas en 220 kV km 4.087 6.182
Construcción km 575 32 379 143 110 200 200 410 47 0 2.095
Recapacitación km 258 0 0 165 0 0 121 0 48 188 780
Líneas en 66 kV km 1.257 1.402
Construcción km 55 40 12 3 0 10 26 0 0 0 145
Recapacitación km 87 4 17 5 8 72 38 0 0 24 230
Transformadores
500/220 kV MVA 3.445 850 0 600 1.800 600 0 1.575 0 0 1.200 6.625 10.070
220/66 kV MVA 2.035 743 120 240 120 107 143 60 40 120 120 1.812 3.846
220/23 kV MVA 1.812 771 410 258 282 410 80 275 778 320 87 3.671 5.484
66/23 kV MVA 1.815 596 66 120 108 140 158 80 60 75 80 1.483 3.298
Compensación
CER 220 kV MVAr -230/400 -120/140 -120/140 -350/540
CER 66 kV MVAr -80/150 -80/150
Reac. 500 kV MVAr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Reac. 220 kV MVAr 240 0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 40 280
B.C. 220 kV MVAr 180 0 0 0 0 160 0 0 0 0 0 160 340
B.C. 23 kV MVAr 822 300 117 18 102 57 36 99 132 99 6 966 1.788
0
Subestaciones Un. 73 10 6 5 7 2 2 1 2 1 2 38 111
Plan Maestro de Generación y Transmisión 2014-2023 A.6-1
ANDEDirección de Planificación General y Política Empresarial
División de Estudios Energéticos
Departamento de Estudios de Generación y Transmisión
ADMINISTRACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
PLAN MAESTRO DE GENERACION - TRANSMISION
2014 - 2023
Longitud de Líneas, Capacidad Instalada en Subestaciones
Sistema Central
Concepto Unid. Existente Aumento Previsto Previsto
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total 2023
Generación MW 0 0 0
Líneas en 500 kV km 0 0 210 210 210
Líneas en 220 kV km 1.560 1.607
Construcción km 47 47
Recapacitación km 143 48 191 191
Líneas en 66 kV km 89 89
Construcción km 0
Recapacitación km 0
Transformadores
500/220 kV MVA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.200 1.200 1.200
220/66 kV MVA 135 0 0 60 0 0 0 40 60 160 295
220/23 kV MVA 348 42 167 0 0 42 38 167 455 803
66/23 kV MVA 74 20 0 0 0 20 0 0 30 40 110 184
Compensación
CER 220 kV MVAr
CER 66 kV MVAr
Reac. 500 kV MVAr 0 0 0
Reac. 220 kV MVAr 20 0 20
B.C. 220 kV MVAr 0 80 80 80
B.C. 23 kV MVAr 108 48 15 0 6 6 12 3 6 66 162 270
0 0
Subestaciones Un. 10 2 1 1 4 14
Plan Maestro de Generación y Transmisión 2014-2023 A.6-2
ANDEDirección de Planificación General y Política Empresarial
División de Estudios Energéticos
Departamento de Estudios de Generación y Transmisión
ADMINISTRACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
PLAN MAESTRO DE GENERACION - TRANSMISION
2014 - 2023
Longitud de Líneas, Capacidad Instalada en Subestaciones
Sistema Sur
Concepto Unid. Existente Aumento Previsto Previsto
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total 2023
Generación MW 0 0 0
Líneas en 500 kV km 15 16 129 145 160
Líneas en 220 kV km 674 1.152
Construcción km 50 118 110 200 478
Recapacitación km 64 43 121 228
Líneas en 66 kV km 254 300
Construcción km 5 5 10 26 46
Recapacitación km 55 38 93
Transformadores
500/220 kV MVA 500 250 0 0 600 0 0 375 0 1.225 1.725
220/66 kV MVA 235 120 60 0 0 0 0 0 180 415
220/23 kV MVA 108 137 0 0 0 42 0 0 167 42 38 425 533
66/23 kV MVA 248 50 16 80 10 0 80 30 0 30 296 544
Compensación
CER 220 kV MVAr
CER 66 kV MVAr
Reac. 500 kV MVAr 0 0 0
Reac. 220 kV MVAr 60 0 60
B.C. 220 kV MVAr 0 0 0
B.C. 23 kV MVAr 72 42 0 6 48 120
0 0
Subestaciones Un. 11 1 1 2 1 1 1 7 18
Plan Maestro de Generación y Transmisión 2014-2023 A.6-3
ANDEDirección de Planificación General y Política Empresarial
División de Estudios Energéticos
Departamento de Estudios de Generación y Transmisión
ADMINISTRACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
PLAN MAESTRO DE GENERACION - TRANSMISION
2014 - 2023
Longitud de Líneas, Capacidad Instalada en Subestaciones
Sistema Este
Concepto Unid. Existente Aumento Previsto Previsto
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total 2023
Generación MW 200 52 200 252 452
Líneas en 500 kV km 0 25 25 25
Líneas en 220 kV km 487 820
Construcción km 145 22 45 120 332
Recapacitación km 122 122
Líneas en 66 kV km 276 293
Construcción km 17 17
Recapacitación km 75 75
Transformadores
500/220 kV MVA 2.345 0 0 0 1.200 0 0 0 1.200 3.545
220/66 kV MVA 418 180 60 20 0 27 60 60 0 407 824
220/23 kV MVA 223 273 163 42 80 68 0 118 38 783 1.006
66/23 kV MVA 397 80 30 20 30 30 60 250 647
Compensación
CER 220 kV MVAr
CER 66 kV MVAr
Reac. 500 kV MVAr 0 0 0
Reac. 220 kV MVAr 0 0 0
B.C. 220 kV MVAr 20 0 20
B.C. 23 kV MVAr 138 81 30 12 24 6 12 18 27 210 348
0 0
Subestaciones Un. 14 5 2 1 2 10 24
Plan Maestro de Generación y Transmisión 2014-2023 A.6-4
ANDEDirección de Planificación General y Política Empresarial
División de Estudios Energéticos
Departamento de Estudios de Generación y Transmisión
ADMINISTRACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
PLAN MAESTRO DE GENERACION - TRANSMISION
2014 - 2023
Longitud de Líneas, Capacidad Instalada en Subestaciones
Sistema Metropolitano
Concepto Unid. Existente Aumento Previsto Previsto
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total 2023
Generación MW 0 0 0
Líneas en 500 kV km 348 347 348 225 920 1.267
Líneas en 220 kV km 738 871
Construcción km 50 10 51 23 133
Recapacitación km 51 188 239
Líneas en 66 kV km 297 374
Construcción km 33 40 2 3 0 77
Recapacitación km 12 4 17 5 2 17 56
Transformadores
500/220 kV MVA 600 600 0 600 0 600 0 1.200 0 3.000 3.600
220/66 kV MVA 1.113 383 0 120 60 80 23 120 785 1.898
220/23 kV MVA 1.023 278 80 197 160 300 38 237 233 278 1.802 2.825
66/23 kV MVA 1.012 366 20 20 90 90 40 30 0 40 696 1.708
Compensación
CER 220 kV MVAr -150/250 -120/140 -120/140 -270/390
CER 66 kV MVAr -80/150 -80/150
Reac. 500 kV MVAr 0 0 0
Reac. 220 kV MVAr 60 0 60
B.C. 220 kV MVAr 160 80 0 80 240
B.C. 23 kV MVAr 454 117 63 72 39 12 72 114 6 495 949
0 0
Subestaciones Un. 28 3 2 3 2 1 11 39
Plan Maestro de Generación y Transmisión 2014-2023 A.6-5
ANDEDirección de Planificación General y Política Empresarial
División de Estudios Energéticos
Departamento de Estudios de Generación y Transmisión
ADMINISTRACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
PLAN MAESTRO DE GENERACION - TRANSMISION
2014 - 2023
Longitud de Líneas, Capacidad Instalada en Subestaciones
Sistema Norte
Concepto Unid. Existente Aumento Previsto Previsto
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total 2023
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Generación MW 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Líneas en 500 kV km 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Líneas en 220 kV km 418 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.073
Construcción km 330 0 125 0 0 200 0 0 0 0 655
Recapacitación km 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Líneas en 66 kV km 265 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 270
Construcción km 0 0 5 0 0 0 0 0 0 0 5
Recapacitación km 0 0 0 0 6 0 0 0 0 0 6
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Transformadores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
500/220 kV MVA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
220/66 kV MVA 105 60 0 60 0 0 0 0 0 0 60 180 285
220/23 kV MVA 109 42 0 10 42 0 0 0 93 0 0 187 296
66/23 kV MVA 37 80 0 0 8 0 8 20 0 0 0 116 153
Compensación
CER 220 kV MVAr -80/150 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -80/120 -80/120
CER 66 kV MVAr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Reac. 500 kV MVAr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Reac. 220 kV MVAr 100 0 40 0 0 0 0 0 0 0 0 40 140
B.C. 220 kV MVAr 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
B.C. 23 kV MVAr 45 12 3 6 0 6 0 6 6 6 0 45 90
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Subestaciones Un. 7 1 0 2 0 0 0 0 0 0 0 3 10
Plan Maestro de Generación y Transmisión 2014-2023 A.6-6
ANDEDirección de Planificación General y Política Empresarial
División de Estudios Energéticos
Departamento de Estudios de Generación y Transmisión
ADMINISTRACION NACIONAL DE ELECTRICIDAD
PLAN MAESTRO DE GENERACION - TRANSMISION
2014 - 2023
Longitud de Líneas, Capacidad Instalada en Subestaciones
Sistema Oeste
Concepto Unid. Existente Aumento Previsto Previsto
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 Total 2023
Generación MW 0 0 0
Líneas en 500 kV km 0 0 0
Líneas en 220 kV km 210 660
Construcción km 40 410 450
Recapacitación km 0
Líneas en 66 kV km 76 76
Construcción km 0
Recapacitación km 24 24
Transformadores
500/220 kV MVA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
220/66 kV MVA 30 40 60 100 130
220/23 kV MVA 0 10 10 20 20
66/23 kV MVA 47 15 15 62
Compensación
CER 220 kV MVAr
CER 66 kV MVAr
Reac. 500 kV MVAr 0 0 0
Reac. 220 kV MVAr 0 0
B.C. 220 kV MVAr 0 0 0
B.C. 23 kV MVAr 6 6 6 12
0 0
Subestaciones Un. 3 1 1 1 3 6
Plan Maestro de Generación y Transmisión 2014-2023 A.6-7
ANDE Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 ‐ 2023
Anexo A.7
DIAGRAMAS DE FLUJOS DE POTENCIA Y
TENSIONES DE BARRAS POR AÑO
151.8
153.9
163.4
165.9
163.4
165.9
18.9
18.7
17.9
18.0
147.5
146.2
141.0
139.5
241.0
239.5
139.1
138.2
1152.8
1145.5
2152.8
2145.5
1257.5
1256.3
2257.5
2256.3
153.9
151.8
143.2
143.1
1978.2
1978.7
2997.1
2997.6
16297.4
16369.1
11442.6
11442.6
11442.6
11442.3
1286.3
1286.3
1286.3
1286.3
1286.3
1286.3
1286.3
1286.3
113.7
113.7
213.7
213.7
1270.3
1264.4
1286.3
1286.3
1287.4
1286.3
1287.4
1286.3
1287.4
1286.3
1287.4
1286.3
1287.4
1286.3
1966.1
1966.1
265.0
264.9
1164.1
1162.3
1114.8
1113.0
1113.0
1111.3
1462.7
1456.8
2462.7
2456.8
1183.6
1
182.72
183.62
182.7
1103.7
1101.8
1103.7
1101.8
178.8
177.1
178.8
177.1
149.9
150.0
1 49.9
150.0
145.5
146.3
1166.6
1163.8
1465.2
1464.7
2465.2
2464.7
180.8
180.5
135.7
134.0
1144.6
1
138.8
1159.6
1
154.7
1112.6
1111.3
1130.2
1127.4
143.0
143.0
1129.9
1129.9
1150.2
1147.0
181.4
181.2
125.4
125.3
1207.8
1211.6
2206.1
2210.0
129.5
129.2
1230.0
1232.1
2230.0
2232.1
12520.2
12570.7
1175.6
1179.2
115.7
114.5
146.1
146.4
113.7
113.4
140.7
139.6
11483.7
11483.4
19.3
19.3
118.6
118.4
218.4
218.2
132.2
132.4
232.2
232.4
139.0
139.6
1129.8
1129.9
181.9
181.5
181.9
181.5
122.4
122.4
122.4
17.0
16.9
137.6
137.6
137.6
137.6
143.9
143.8
143.9
1 43.8
143.1
143.0
122.4
141.5
141.5
128.9
128.5
114.4
114.8
1
21.5
1
21.0
221.7
221.11
14.21
14.01
14.11
14.2
111.7
111.5
133.6
132.8
119.8119.3
119.3
119.0
116.3
116.5
116.5
116.2
116.7
115.9
157.1
157.3
1
12.6
112.6
2
12.6
212.6
169.4
169.1
132.4
133.0
118.1
117.9
144.0
1 27.0
126.9
1 3.2
13.3
1 31.8
129.5
1103.8
198.5
131.1
132.6
135.9
134.9
149.4
149.3
168.2
168.1
133.0
132.6
1214.1
1213.3
194.0
191.1
146.4
148.81
63.8
155.5
1464.3
1461.9
181.7
1 77.1
127.8
128.7
112.8
112.5
143.0
142.2
11.1
11.1
15.4
15.4
116.6
116.5
116.4116.5
144.3
1124.9
1126.9
1119.6
1116.0
1
20.9
1
20.5
21686.6
21686.5
31686.6
31686.5
4976.7
4975.7
3976.7
3975.7
1950.0
1938.11
938.11
925.3
1204.9
1204.7
1
204.7
1204.4
1
196.5
1196.7
1196.5
1193.1
136.9
129.4
1130.5
1126.3
110.1
110.0
114.5
114.5
113.7
113.9
112.3
112.4
16.0
15.9
123.1
122.9
1166.3
1163.1
115.2
113.6
113.6
113.6
12.7
1
3.0
345.3
344.2
133.1
132.9
121.9
121.6
1
87.6
185.6
221.9
221.6
1102.7
1102.8
1 110.81
110.8
194.9
1
94.9
116.5
116.1
114.2
114.5
111.4 1 1
1.4
1
14.5 1
14.5
169.2
166.9
1130.0
1129.9
142.9
143.0
268.2
2 67.5
168.2
1 67.5
1113.0
1109.5
1154.0
1154.9
1221.3
1219.5
138.2
136.7
238.2
236.7
1115.4
1114.0
1109.9
1110.0
1138.1
1137.6
183.3
184.1
1137.4
1135.3
1135.3
1133.9
1117.5
1117.4
199.3
198.1
175.8
173.9
1104.6
1104.0
140.3
138.8
240.3
238.8
149.9
148.6
134.6
134.0
234.6
234.0
131.0
129.8
12.8
12.8
127.6
128.1
1 16.4
116.5
116.5
1
16.51
12.5
1
12.4
112.5
112.5
120.1
119.5
177.6
175.0
277.6
275.0
148.9
148.0
140.9
140.3
150.2 150.6
120.4
1 20.1
130.8
130.4
1
30.0
129.3
128.0
128.3
12.3
1 2.3
125.1
126.0
126.8
127.3
124.3
123.6
132.4
131.4
235.2
234.2
1143.3
1143.9
335.2
334.2
179.9
177.4
280.2
277.7
19.0
19.2
141.6
141.5
150.6
149.1
140.2
140.5
144.3
143.2
143.2
143.3
110.3
18.1
124.5
124.5 1
46.0
144.8
156.4
155.3
2154.0
2154.9
1158.0
1
157.7
111.3
111.3
113.2
111.4
147.8
148.2
120.3
120.3
120.0
120.1
119.7
120.1
176.8
176.8
133.3
133.3
133.3
133.2
130.6
130.8
124.3
124.4
114.7
114.2
18.7
18.8
18.8
18.8
18.7
18.7
122.2
122.2
10.7
10.0
136.0
134.6
2
36.0
2
34.6
115.8
112.0
ACY G1 13.8181
1.045
ACY B2 220401
1.096
ACY G2 13.8182
1.045
ACY G3 13.8183
1.045
ACY G4 13.8184
1.045
ACY B3 66382
1.011
ACYAB 23281
1.016
ACYABC 231281
1.024
APR BP 663840.999
K15 TA 66398
0.984
ACYC 232281
1.022
COV B1 220
402
1.052
K30 B1 220
488
1.091
PFO TA 220
489
1.091
MD B1 220483
1.097
SAN TA 220410
1.033
LAM_FIC 2201400
1.033
FOZ B2 500
804
1.060
IPU B1 500800
1.061
MD B1 500
801
1.061
IPU10G 18700
1.048
IPU B2 500805
1.061
MD B2 500802
1.061
MD F5 241.51483
1.006
MD F1 241.51484
1.006
MD F2 241.51485
1.006
MD F3 241.51486
1.006
MD F4 241.51487
1.006
MD HER2 661516
0.994
IRY B1 220484
1.079
CYO A 220
485
1.056
VHA B1 500846
0.955
LIM B1 220409
1.037
SES TA 220
466
1.053
CAT B1 220491
1.094
BSP B1 220412
1.055
SRO TA 220467
1.057
HOR B1 220468
1.071
VHA B1 220
446
1.041
PBO B1 220408
1.034
PBO F1 505
1.010
PBO F2 506 1.010
PCA AB 220424
1.030
PCA F1 524
1.023PCA F2 525
1.023
PCA B1 66
3241.022
LIM RE 11.8411
1.073
SLO B1 220
403
1.020
CAP TA 220493
1.019
VIC TA 2202418
1.024
ESA TA 220434
1.030
PBU TA 220451 1.084
CAL B1 220452
1.078
NAT TA 220453
1.021
TRI B1 220454
1.026
CDO TA 220496
1.071
CZU TA 220
497
1.058
GUA B1 220
404
1.036
LAM_PSA AER11405
1.034
LAM_PSA SUB114061.034
LAM_PSA SUB21408
1.034
LAM_PSA AER2
1407 1.034
LAM B1 220405
1.033
PIR B1 220425
1.035
RED TA 220430 1.034
PMA B1 220730
1.033
VIL B1 2204751.044
PFO B1 66389
1.000
CDE B1 6623041.000
WMA A 66394
0.974
SPA B1 220
4871.073
CBO TA 220
480
1.052
AYO B1 220
4561.098
VIN B1 220
4571.092
AYO B1 500
8561.041
YAC B1 500890
1.043
YAC19G 13.2
790
1.038
SGA B1 220
4491 1.094
HOR comp 220
4468
1.090
VM2 B1 2201469 1.080
CBV B1 2201814
1.080
VM1 B1 220469
1.080LPA B1 220479 1.066
CCO B1 220
471
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66.7 70.4
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190.6184.0
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302.0301.7
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57.657.3
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52.7
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1.060
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SLO B1 220
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368
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CON B1 66
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4484
1.076
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GAQ A 23
2266
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1.067
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293
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337
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63.0 65.3
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15.615.5
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513.0508.1
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109.4108.2
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21.3
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44.7
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PCA B1 66
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LAM B1 220405
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1.111
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nLT F1 661416
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1.015
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2204
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CAM B1 66378
1.019
CUR B1 220492
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2204
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1.009
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360
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1.012
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1.076
CAM B1 66378
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1.071
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368
1.066
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16.616.5
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118.8118.8
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107.8106.7
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101.9
101.9
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18.1
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SAN TA 220410
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1.032
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1.149
SLO B1 220
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1.051
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1.073
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456
1.096
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466
1.034
CAT B1 220491
1.083
BSP B1 220412
1.028
SRO TA 220467
1.027
HOR B1 220468
1.048
VHA B1 220
446
1.052
PBO B1 220408
1.044
PBO F1 505
1.022
PBO F2 506 1.022
PCA AB 220424
1.035
PCA F1 524
1.044PCA F2 525
1.044
PCA B1 66324 1.044
LIM RE 11.8411
1.064
SLO B1 220
403
1.034
CAP TA 220493
1.029
VIC TA 2202418
1.036
ESA TA 220434
1.033
PBU TA 220451 1.095
CAL B1 220452
1.077
NAT TA 220453
1.066
TRI B1 220454
1.060
CDO TA 220496
1.069
CZU TA 220
497
1.059
LAM_PSA AER11405
1.047
LAM_PSA SUB114061.048
LAM_PSA SUB21408
1.048
LAM_PSA AER2
1407 1.047
LAM B1 220405
1.045
PIR B1 220425
1.039
RED TA 220430 1.042
PMA B1 220730
1.041
VIL B1 220475 1.030
PFO B1 66389
1.006
CDE B1 6623041.004
WMA A 66394
0.969
SPA B1 220
4871.080
CBO TA 220
480
1.073
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1.099
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AYO B1 500856
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1.045
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4468
1.120
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1.025
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1.040
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1.013
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1.014
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1.021
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1.020
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1.023
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1.021
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1.026
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1.026
CBO B1 66
380
1.006
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0.949
ENC B1 66
360
1.020
TRI B1 66
354
1.073
nTE F1 661360
1.058
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1.024
VIL BP 66375
1.025
ACE B1 663450.966
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344
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376
0.930
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1.062
CAM B1 66378
1.019
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1.066
BDO B1 220
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CCO B1 66
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PJC B1 66
3711.033
CBV B1 66370
0.995
HOR B1 66
368
1.067
CON B1 66372 1.035
SICBRAS 220
4409
1.040
YBY B1 663690.999
K30 BP 66388
0.968
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0.968
nTS F1 661370
1.008
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1.095
PQI B1 2204495
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1.091
PQI B1 664395
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SGA A 232491 1.010
CAT2 A 23
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GAQ A 23
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1.013
CDO A 23
296
1.024
CZU A 23297
1.017
CMY B1 22014091.047
VHA AB2 2322461.022
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1.048
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1.048
SJB TA 220482
1.069
CAP A 23
293
1.028
ESA B1 66334
1.046
PIR B1 66325
1.050PAR B1 66335
1.021QUI B1 66
337
1.044
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1.031
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1.055
VAP A 23261
1.015
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QUI B1 FIC6613381.053
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2239
1.023
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1.001
CVP BP 66
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1.006GHN B1 66
343
1.006
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1.011
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1.019
SLO B1 66301
1.050
FDM B1 66
323
1.046
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1.029
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1.026
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1.027
SLO RE 66
302
1.069
VCU B1 66307
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1.017
AMP B1 66
3271.021
nPS F1 661306 1.037
SMI B1 66308
1.040
nBS F1 661308 1.038
nBC F1 661326 1.034
CEN B1 66
311
1.034
nCP F1 661313 1.031
GDI B1 662311
1.027
nGR F1 661311 1.022
SAN A 23210
1.053
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1.016
COV AB 23273
1.002
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1.067
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1.032
BMO A 232222
1.015
COL BP 66322
1.006
GUA B2 2205404
1.091
SRI B1 220
44881.097
SRI AB 23
2288
1.016
CN2 B1 2204472
1.042
CN2 B1 663372
1.046
ACU B1 2204479 1.014
GUA B1 220
404
1.045
LCD B2 5008889
1.053
LCD TA 2204489
1.103
KM7 B1 2204498
1.095
KM7 A 232298
1.027
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1.045
VT2 AB 23
240 1.014
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FICT VAU 2203409
1.032
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SJN TA 2204497
1.025
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414
1.043
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1.016
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MAU AB 232491.046
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1.050
1.050
1.050
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0.900
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0.958
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1.000
1.000
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0.950
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1.000
1.100
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1.060
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1.033
1.033
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1.100
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0.993
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0.953
0.953
1.007
1.020
1.020
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1.007
50.1
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63.4 65.8
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42.4 41.4
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18.918.8
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315.7307.4
315.7307.4
315.7307.4
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302.6300.6
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125.2125.0
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117.1115.9
145.8
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145.8
134.2
102.5
102.5
102.5
102.5
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351.0
351.9
351.0
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209.2
213.6
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275.2
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18.3
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1487.3
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20.6 20.4
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25.7
25.5
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106.1
103.1
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18.8
18.8
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33.6 33.6
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71.1
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21.6
21.8
21.6
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38.4
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46.8
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12.4
12.2
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11.1
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48.3
40.0
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1691.1
1690.9
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965.4 964.4
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18.0
17.9
17.3
17.3
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85.6
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17.6
17.6
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12.9
12.9
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40.5
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17.2
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2.8
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9.8
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111.3
111.9
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36.7
36.7
36.7
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29.6
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47.9
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69.0
32.3
32.2
32.2
32.1
30.1
30.2
79.9
79.8
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46.8
67.2
66.7
32.3
32.5
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14.7
14.6
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30.229.1
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210.4
23.9 23.6
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11.3 11.2
91.2
91.7
34.4
29.7
10.3
10.4
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907.3
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164.3
163.7
70.7
70.7
94.1
93.9
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158.3
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135.1
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69.3
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32.6
46.8
46.4
72.8
73.0
21.3
20.9
42.4
43.5
43.5
42.8
42.8
42.3
60.3
59.3
50.2
51.4
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128.9
129.4
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153.7
153.9
190.9
190.1
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16.8
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457.1456.3
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1.015
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293
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17.517.5
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155.2154.6
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109.7
109.7
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22.7
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73.1
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91.7
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33.832.5
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213.0
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213.0
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332.0334.0
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333.8
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12.8
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207.9
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1.050
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1.161
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403
1.047
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1.046
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1.049
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1.070
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1.045
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1.075
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1.068
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1407 1.054
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1.052
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1.012
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1.020
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1.006
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360
1.020
TRI B1 66
354
1.063
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1.051
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1.010
VIL BP 66375
1.014
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0.996CZA B1 66
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0.910
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CAM B2 220478
1.046
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1.022
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1.059
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CCO B1 66
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PJC B1 66
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CBV B1 66370
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HOR B1 66
368
1.068
CON B1 66372 1.035
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4409
1.051
YBY B1 663690.996
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0.974
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0.974
nTS F1 661370
1.008
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1.100
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1.019
CDO A 23
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1.013
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1.069
CAP A 23
293
1.015
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1.062
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1.050PAR B1 66335
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1.040
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302
1.073
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309.2 310.7
309.2 310.7
309.2 310.7
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17.917.9
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319.8310.7
319.8310.7
319.8310.7
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138.5138.2
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135.7130.4
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146.2
134.5
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101.6
101.5
101.6
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410.1
408.7
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202.2
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263.7
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65.4
64.5
33.633.9
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22.7
22.4
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42.3
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1689.2
1688.9
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965.5 964.5
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19.5
19.5
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12.7
12.7
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3.2
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29.6 28.9
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49.8
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67.1
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33.7
33.7
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59.859.3
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16.7
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307.4
307.0
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454.3458.4
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458.4
458.6
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12.3
12.2
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49.7
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21.6
21.6
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15.6
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171.9
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179.3
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PFO TA 220
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1.041
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FOZ B2 500
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MD HER2 661516
1.002
IRY B1 220484
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CYO A 220
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1.042
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1.022
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1.015
SRO TA 220467
1.014
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1.039
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446
1.038
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1.029
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1.030
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1.022
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1.045PCA F2 525
1.045
PCA B1 66324 1.044
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1.182
SLO B1 220
403
1.039
CAP TA 220493
1.035
VIC TA 2202418
1.040
ESA TA 220
434
1.043
PBU TA 220451 1.089
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1.068
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1.059
TRI B1 220454
1.052
CDO TA 220496
1.053
CZU TA 220
497
1.042
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1.043
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1.044
LAM_PSA AER2
1407 1.044
LAM B1 220405
1.045
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1.040
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1.044
VIL B1 220475 1.014
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1.000
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WMA A 66394
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1.013
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1.021
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1.031
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1.023
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1.029
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1.025
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1.025
CBO B1 66
380
1.008
SPP B1 66362
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ENC B1 66
360
1.019
TRI B1 66
354
1.067
nTE F1 661360
1.053
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1.014
VIL BP 66375
1.017
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LIM B1 66
344
0.993
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0.997CZA B1 66
376
0.914
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CAM B2 220478
1.053
CAM B1 66378
1.021
CUR B1 220492
1.045
BDO B1 220
4721.016
CCO B1 66
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PJC B1 66
3711.035
CBV B1 66370
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HOR B1 66
368
1.065
CON B1 66372 1.032
SICBRAS 220
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1.038
YBY B1 663690.993
K30 BP 66388
0.967
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0.967
nTS F1 661370
1.008
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1.099
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CAT2 A 23
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1.020
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4466
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1.019
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1.010
CMY B1 22014091.040
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1.064
CAP A 23
293
1.021
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1.063
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1.050PAR B1 66335
1.018QUI B1 66
337
1.034
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1.022
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343
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1.016
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1.013
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1.019
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323
1.072
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1.039
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SLO RE 66
302
1.136
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1.024
AMP B1 66
3271.027
nPS F1 661306 1.040
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1.042
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CEN B1 66
311
1.035
nCP F1 661313 1.031
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1.028
nGR F1 661311 1.022
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1.052
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404
1.048
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1.090
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1.134
1.134
1.134
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1.050
1.050
1.050
1.050
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0.900
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0.9600.900 0.900
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G
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G
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40.5 39.0
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200.1 200.2
200.1 200.2
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15.915.9
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578.6565.5
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167.2166.5
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168.8159.1
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165.0
151.8
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112.1
112.2
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268.2
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104.1
102.1
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19.3
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1681.7
1681.7
1681.7
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806.4 804.7
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12.8
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8.6
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40.1
40.1
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15.2
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14.9
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MD HER2 661516
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IRY B1 220484
1.087
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1.062
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1.029
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446
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PCA B1 66324 1.045
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1.053
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1.052
VIC TA 2202418
1.055
ESA TA 220
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368
1.072
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SICBRAS 220
4409
1.057
YBY B1 663690.993
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1.005
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1.003
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1.007
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296
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1.069
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293
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343
1.003
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1.008
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1.026
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FDM B1 66
323
1.058
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1.034
SLO RE 66
302
1.081
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1.039
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1.036
AMP B1 66
3271.039
nPS F1 661306 1.042
SMI B1 66308
1.042
nBS F1 661308 1.041
nBC F1 661326 1.039
CEN B1 66
311
1.035
nCP F1 661313 1.032
GDI B1 662311
1.028
nGR F1 661311 1.023
SAN A 23210
1.051
BSP A 23212
1.028
COV AB 23273
1.023
VAQ TA 220427
1.076
ADU 2205401
1.097
MAQ B1 220 415
1.090
BMO B1 2204222
1.051
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1.012
MD HER2 661516
1.002
IRY B1 220484
1.085
CYO A 220
485
1.058
VHA B1 500
846
0.977
LIM B1 220409
1.061
SES TA 220
466
1.032
CAT B1 220491
1.081
BSP B1 220412
1.023
SRO TA 220467
1.023
HOR B1 220468
1.040
VHA B1 220
446
1.068
PBO B1 220
408
1.056
PBO F1 505
1.040
PBO F2 506 1.040
PCA AB 220424
1.047
PCA F1 524
1.047PCA F2 525
1.047
PCA B1 66324 1.047
LIM RE 11.8411
1.148
SLO B1 220
403
1.052
CAP TA 220493
1.051
VIC TA 2202418
1.052
ESA TA 220
434
1.078
PBU TA 220451 1.093
CAL B1 220452
1.072
NAT TA 220453
1.062
TRI B1 220454
1.054
CDO TA 220496
1.077
CZU TA 220
497
1.071
LAM_PSA AER11405
1.060
LAM_PSA SUB114061.061
LAM_PSA SUB21408
1.061
LAM_PSA AER21407
1.060
LAM B1 220405
1.057
PIR B1 220425
1.055
RED TA 220430 1.054
PMA B1 220730
1.053
VIL B1 2204751.039
PFO B1 66389
1.000
CDE B1 6623040.993
WMA A 66394
0.999
SPA B1 220487
1.081
CBO TA 220
480
1.067
AYO B1 220456
1.100
VIN B1 2204571.081
AYO B1 500856
1.042
YAC B1 500890
1.043
YAC19G 13.2
790
1.035
SGA B1 220
4491 1.076
HOR comp 220
4468
1.156
VM2 B1 2201469 0.965
CBV B1 2201814
1.029
VM1 B1 220469
0.964
LPA B1 220479 0.900
CCO B1 220
471
1.018
K15 A 23
298
1.012
LAM F1
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LAM F2
510 1.020
LAM B1 66316
1.019
nLT F1 661416
1.021
REP B1 662308
1.022
TBO B1 66320
1.027
PSA B1 66313
1.023
PBO B1 66306
1.039
PSA F1 513
1.025
PSA F2 514
1.025
CBO B1 66380
1.046
SPP B1 66362
0.966
ENC B1 66360
1.026
TRI B1 66
354
1.063
nTE F1 661360
1.053
PPO B1 66355
0.996
VIL BP 66375
1.089
ACE B1 663450.975
LIM B1 66
344
0.997
COV BP 66373
1.028CZA B1 66
376
0.997
CDE A 232204
1.026
CAM B2 220478
1.055
CAM B1 66378
1.024
CUR B1 220492
1.061
BDO B1 220
472
1.031
CCO B1 66
33711.041
PJC B1 66
3711.029
CBV B1 66370
0.980
HOR B1 66
368
1.076
CON B1 66372 1.029
SICBRAS 220
4409
1.057
YBY B1 663690.989
K30 BP 66388
1.001
CAR A 66393
0.999
nTS F1 661370
1.029
CYO B1 500885
1.017
PQF B1 220490
1.100
PQI B1 2204495
1.098
PQF B2 220590
1.096
PQI B1 664395
0.999
SGA A 232491 1.011
CAT2 A 23
2291 1.025
CUR B 2322921.015
BDO 2322721.025
CYO A 23285
1.027
GAQ TA 220
4466
1.026
GAQ A 23
2266
1.021
CDO A 23
296
1.036
CZU A 23297
1.006
CMY B1 22014091.064
VHA AB2 2322461.026
VHA F1 33460.974VHA B1 66
346 0.971
PSA B2 2204413
1.061
LUQ TA 220421
1.053
LUQ A 23221 1.029
FMY TA 2204433
1.077
VAP TA 220461
1.057
SJB TA 220482
1.073
CAP A 23
293
1.030
ESA B1 66334
1.053
PIR B1 66325
1.045PAR B1 66335
1.006QUI B1 66
337
0.984
CAU B1 66338
0.968
VAP B1 66361
1.000
VAP A 23261
1.029
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13370.996
QUI B1 FIC6613380.997
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2239
1.019
GUA B1 66339
0.996
CVP BP 66305
0.971
VTA BP 66341
0.950
nGI F1 661343
0.996GHN B1 66
343
0.995
ITG BP 66331
0.998
CAE BP 66333
0.973
SLO AB 23201
1.029
SLO B1 66301
1.060
FDM B1 66
323
1.057
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1.036
VAU B1 662309
1.033
BPA B1 66303
1.035
SLO RE 66
302
1.079
VCU B1 66307
1.038
MRA B1 66304
1.033
AMP B1 66
3271.038
nPS F1 661306 1.043
SMI B1 66308
1.044
nBS F1 661308 1.042
nBC F1 661326 1.040
CEN B1 66
311
1.035
nCP F1 661313 1.032
GDI B1 662311
1.028
nGR F1 661311 1.023
SAN A 23210
1.043
BSP A 23212
1.023
COV AB 23273
1.011
VAQ TA 220427
1.072
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1.098
MAQ B1 220 415
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1.050
BMO A 232222
1.026
COL BP 66322
1.064
GUA B2 2205404
1.023
SRI B1 220 4488
1.099
SRI AB 232288 1.025
CN2 B1 2204472
1.036
CN2 B1 663372
1.044
ACU B1 2204479 0.934
GUA B1 220
404
1.057
LCD B2 5008889
1.071
LCD TA 2204489
1.100
KM7 B1 2204498
1.098
KM7 A 232298
1.016
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1.059
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FICT VAU 2203409
1.050
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IPS_PBO_F2664306 1.039
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1.098
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VEL AB 23
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1.071
CO2 AB 23248
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COS B1 663363
1.021
YUT B1 66
363
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1.090
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G47.024.2
1.090
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1.090
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1.090
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1.020
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1.033
1.033
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0.975
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1.020
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G
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G
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1.020
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0.900 0.900
1.020
1.000
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63.7 66.2
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46.1 44.1
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194.4
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281.2 282.0
281.2 282.0
281.2 282.0
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16.716.7
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287.2282.0
287.2282.0
287.2282.0
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167.0166.2
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161.4154.3
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176.2
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105.2
105.2
105.2
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380.1
379.2
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79.5
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111.3
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178.0
175.6
178.0
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198.7
196.7
198.7
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24.5
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1473.3
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45.9
45.6
45.9
111.2
111.3
103.4
102.9
103.4
102.9
33.8
33.8
33.8
10.9 10.8
68.5 68.6
68.5 68.6
69.7
69.8
69.7
69.8
79.5
79.5
33.8
57.2
56.6
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25.0 23.6
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38.9
21.3
20.9
21.3
20.9
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40.941.1
40.941.1
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46.4
45.9
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8.7
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48.9
48.7
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1675.1
1675.1
1675.1
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277.0
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258.8
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2.3
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51.6
50.7
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191.9
192.2
198.7
198.9
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18.3
18.3
20.1
20.2
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111.6
111.3
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79.5
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109.2
104.8
109.2
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198.6
199.4
71.3
69.2
36.8
35.7
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90.9
90.9
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193.6
191.9
162.1
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54.352.1
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24.4
24.4
24.5
16.0
15.7
16.0
16.0
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40.8
40.5
18.6
18.5
4.0
4.0
46.4 49.9
54.1
56.4
15.6
15.3
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62.9 61.1
35.3 34.3
105.4103.6
105.8103.9
34.5
32.5
56.8
56.6
66.1
63.5
55.153.453.453.5
21.4
19.2
16.716.8 59.1
57.1 159.2
151.2
198.6
199.4
18.818.8
77.6
77.7
48.4
48.6
11.7
11.7
40.6
40.7
71.5
71.5
37.7
37.6
37.6
37.6
34.7
34.8
83.6
83.5
37.2
37.9
45.1
45.3
68.7
68.3
34.7
35.0
64.862.8
64.862.8
31.3
30.2
35.033.5
35.033.5
258.4255.550.5
49.9
221.2217.1205.1201.2
80.680.9
205.4202.4180.7
175.2
31.6 31.0
54.8 55.0 55.0 54.0
15.1 14.9
103.8
102.5
34.8
31.5
13.6
13.6
383.6381.0
230.4
229.3
126.5
126.7
137.4
136.8
167.4166.6183.0
182.2
172.5
171.0
71.9
71.9
35.0
35.1
45.3
45.0
81.3
81.4
29.6
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99.2
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281
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402
1.051
K30 B1 220
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1.086
PFO TA 220
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MD B1 220483
1.098
SAN TA 220410
1.039
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FOZ B2 500
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MD B1 500
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IRY B1 220484
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1.050
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1.043
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1.021
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1.049
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446
1.042
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408
1.031
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1.040
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1.181
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403
1.037
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1.034
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1.039
ESA TA 220
434
1.054
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1.066
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1.057
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1.053
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497
1.049
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1.040
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1.040
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1.040
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1.003
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1.078
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1.065
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1.099
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VM1 B1 220469
0.977
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1.012
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1.017
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1.014
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1.016
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1.019
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1.023
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1.056
SPP B1 66362
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ENC B1 66360
1.026
TRI B1 66
354
1.062
nTE F1 661360
1.053
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VIL BP 66375
1.060
ACE B1 663450.969
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344
0.996
COV BP 66373
1.005CZA B1 66
376
0.963
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1.025
CAM B2 220478
1.053
CAM B1 66378
1.025
CUR B1 220492
1.049
BDO B1 220
472
1.020
CCO B1 66
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PJC B1 66
3711.023
CBV B1 66370
0.976
HOR B1 66
368
1.074
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4409
1.040
YBY B1 663690.985
K30 BP 66388
1.004
CAR A 66393
1.003
nTS F1 661370
1.035
CYO B1 500885
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1.096
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PQI B1 664395
1.000
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CAT2 A 23
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GAQ A 23
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1.013
CDO A 23
296
1.016
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1.012
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1.053
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1.047
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1.067
CAP A 23
293
1.027
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1.046
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302
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404
1.047
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1.064
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256.5 257.4
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0.00.0
0.00.0
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262.5257.4
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182.8181.7
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176.2166.6
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174.2
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112.7
112.8
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354.6
353.7
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169.9
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193.7
195.9
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45.7
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67.4
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16.7
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17.5
16.4
84.3 81.1 15.0 15.0 8.1
8.1
10.3 10.2 3.63.3
50.8
35.2
27.7
179.2174.4
101.2
93.4
1671.5
1671.6
1671.5
1671.6
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624.2 620.6
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228.7
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43.3
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2.7
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55.4
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108.4
111.7
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65.5
66.5
65.5
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64.163.2
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26.5
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17.5
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61.1 59.4
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77.3
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47.2
47.2
47.0
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80.8
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67.566.1
34.4
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30.729.7
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205.5
205.5
205.5
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386.9388.2
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388.2
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44.4
44.4
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7.7
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17.7
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99.2
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56.1
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212.7
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APR BP 663841.003
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1.099
SAN TA 220410
1.034
LAM_FIC 2201400 1.035
FOZ B2 500
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MD HER2 661516
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IRY B1 220484
1.076
CYO A 220
485
1.042
VHA B1 500
846
0.958
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1.045
SES TA 220
466
1.018
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1.068
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1.017
SRO TA 220467
1.026
HOR B1 220468
1.060
VHA B1 220
446
1.049
PBO B1 220
408
1.037
PBO F1 505
1.022
PBO F2 506 1.022
PCA AB 220424
1.028
PCA F1 524
1.037PCA F2 525
1.037
PCA B1 66324 1.036
LIM RE 11.8411
1.157
SLO B1 220
403
1.036
CAP TA 220493
1.036
VIC TA 2202418
1.036
ESA TA 220
434
1.059
PBU TA 220451 1.086
CAL B1 220452
1.063
NAT TA 220453
1.051
TRI B1 220454
1.045
CDO TA 220496
1.062
CZU TA 220
497
1.053
LAM_PSA AER11405
1.037
LAM_PSA SUB114061.037
LAM_PSA SUB21408
1.037
LAM_PSA AER2
14071.036
LAM B1 220405
1.033
PIR B1 220425
1.038
RED TA 220430 1.037
PMA B1 220730
1.036
VIL B1 220475 1.017
PFO B1 66389
1.001
CDE B1 6623040.998
WMA A 66394
0.997
SPA B1 220487
1.078
CBO TA 220
480
1.062
AYO B1 220456
1.101
AYO B1 500856
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1.032
YAC19G 13.2
790
1.027
SGA B1 220
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HOR comp 220
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1.148
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1.018
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ENC B1 66360
1.022
TRI B1 66
354
1.053
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VIL BP 66375
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376
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1.042
CAM B2 220478
1.045
CAM B1 66378
1.020
CUR B1 220492
1.052
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CCO B1 66
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PJC B1 66
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CBV B1 66370
0.970
HOR B1 66
368
1.066
CON B1 66372 1.038
SICBRAS 220
4409
1.041
YBY B1 663690.977
K30 BP 66388
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0.998
nTS F1 661370
1.030
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1.098
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1.016
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1.042
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293
1.029
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1.047
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1.050PAR B1 66335
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1.019
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1.006
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343
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1.033
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311
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404
1.040
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1.063
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1.034
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1.052
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1.056
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1.016
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363
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1.007
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1.072
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1.068
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1.035
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343
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302
1.093
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1.058
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AYO B1 500856
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298
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1.046
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1.020
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354
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1.019
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1.043
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472
1.012
CCO B1 66
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368
1.081
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SICBRAS 220
4409
1.040
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1.002
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1.000
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1.025
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293
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1.015
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1.001
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343
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323
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302
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1.034
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311
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404
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1.014
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363
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416.5413.0
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166.5165.6
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163.0156.5
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171.1
158.8
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94.9
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444.2
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184.4
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206.9
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125.5
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21.6
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64.2
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38.2
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16.7
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50.0
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16.7
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1670.0
1670.0
1670.0
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208.5
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202.1 202.1
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5.5
5.5
30.6
30.9
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136.9
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111.4
112.5
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65.5
66.5
65.5
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68.1
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64.163.2
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53.351.3
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26.6
26.7
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17.1
17.6
17.6
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40.5
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4.3
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20.8
20.2
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61.3 59.5
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7.5
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76.3
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71.9
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40.0
40.0
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36.6
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51.5
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17.1
28.2
28.3
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24.5
24.7
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67.566.2
34.4
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31.129.9
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14.9
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155.7
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72.2
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28.3
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51.1
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31.8
33.8
31.9
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27.8
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118.0
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163.1
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68.967.4
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22.8
22.9
25.5
25.1
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82.0
86.1
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47.0
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264.9
264.8
264.9
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482.6483.3
483.3
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483.3
482.5
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132.7
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481.4
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52.9
37.6
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56.8
56.8
56.3
22.1
22.2
22.1
22.1
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17.8
17.7
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124.5
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139.7
182.6
182.3
24.9
24.1
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16.7
16.6
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31.6
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186.0
184.2
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54.5
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176.1
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K30 B1 220488
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1.097
SAN TA 220410
1.005
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MD B1 500
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1.013
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1.009
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1.008
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1.009
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1.031
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1.056
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1.045
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1.042
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1.038
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1.025
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1.004
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1.000
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1.011
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1.011
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1.097
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1.173
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1.062
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1.017
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1.040
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1.015
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1.034
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1.004
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PJC B1 66
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368
1.072
CON B1 66372 1.040
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4409
1.012
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K30 BP 66388
1.000
CAR A 66393
0.999
nTS F1 661370
1.025
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1.095
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1.090
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PQI B1 664395
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CAT2 A 23
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1.033
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1.026
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296
0.991
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0.981
CMY B1 22014091.013
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346 0.993
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1.004
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1.010
LUQ A 23221 1.029
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1.030
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1.021
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293
1.030
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1.048
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1.050PAR B1 66335
1.010QUI B1 66
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0.983
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QUI B1 FIC6613380.998
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2239
1.024
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1.027
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1.011
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1.016GHN B1 66
343
1.015
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0.971
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1.014
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323
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1.023
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1.019
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302
1.112
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404
1.015
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1.063
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1.011
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1.055
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1.055
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G
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G
100.030.7
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63.4 65.8
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54.3 51.5
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1523.11523.0
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244.8 245.5
244.8 245.5
244.8 245.5
0.00.0
0.00.0
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249.7245.5
249.7245.5
249.7245.5
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515.0505.3
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188.0186.8
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180.7170.5
197.2
179.1
197.2
179.1
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112.5
112.4
112.5
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396.5
395.4
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127.2
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188.0
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151.2
152.6
179.2
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179.2
181.4
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1467.2
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49.3
49.1
49.3
179.4
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118.6
113.8
14.0
14.0
14.0
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51.9
51.9
187.6
187.9
14.0
18.4
18.4
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36.6
19.7
19.4
19.7
19.4
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40.0
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15.5
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1667.9
1668.1
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492.6 486.0
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1.4
1.0
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20.8
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114.1
113.9
114.1
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90.6
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301.6
69.0
67.5
69.0
67.5
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28.2
27.7
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70.969.5
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53.551.4
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28.5
28.6
20.4
19.7
20.5
20.4
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40.8
40.5
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25.4
5.1
5.1
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50.1
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63.7 62.2
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20.6
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76.6
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30.2
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20.2
21.0
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24.0
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68.767.3
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76.9
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37.0
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173.2
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55.7
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25.0
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132.7
132.1
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457.5
451.7
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195.8
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IRY B1 220484
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846
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SES TA 220
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1.094
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1.062
SRO TA 220467
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1.049
VHA B1 220
446
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408
1.038
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PCA AB 220424
1.029
PCA F1 524
1.038PCA F2 525
1.038
PCA B1 66
324 1.037
LIM RE 11.8411
1.157
SLO B1 220403
1.034
CAP TA 220493
1.036
VIC TA 2202418
1.033
ESA TA 220
434
1.073
PBU TA 220451 1.087
CAL B1 220452
1.059
NAT TA 220453
1.048
TRI B1 220454
1.040
CDO TA 220496
1.074
CZU TA 220
497
1.068
LAM_PSA AER11405
1.031
LAM_PSA SUB114061.032
LAM_PSA SUB21408
1.032
LAM_PSA AER2
1407 1.031
LAM B1 220405
1.028
PIR B1 220425
1.041
RED TA 220430 1.037
PMA B1 220730
1.036
VIL B1 220475 1.030
PFO B1 66389
0.998
CDE B1 6623040.992
WMA A 66394
0.996
SPA B1 220487
1.077
CBO TA 220
480
1.056
AYO B1 220456
1.100
AYO B1 500856
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1.032
YAC19G 13.2
790
1.025
SGA B1 220
4491 1.076
HOR comp 220
4468
1.121
VM2 B1 220 1469
1.048
CBV B1 2201814
1.023
VM1 B1 220469
1.047
LPA B1 220479 1.026
CCO B1 220
471
1.003
K15 A 23
298
1.012
LAM F1
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LAM F2
510 1.022
LAM B1 66316
1.021
nLT F1 661416
1.021
REP B1 662308
1.022
TBO B1 66320
1.020
PSA B1 66313
1.025
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1.019
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1.027
PSA F2 514
1.027
CBO B1 66380
1.051
SPP B1 66362
0.970
ENC B1 66360
1.022
TRI B1 66
354
1.048
nTE F1 661360
1.041
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VIL BP 66375
1.084
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0.991
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373
1.027CZA B1 66
376
1.004
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1.029
CAM B2 220478
1.037
CAM B1 66378
1.020
CUR B1 220492
1.058
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CCO B1 6633711.095
PJC B1 66
3711.079
CBV B1 66370
0.996
HOR B1 66368
1.073
CON B1 66372 1.031
SICBRAS 220
4409
1.048
YBY B1 663690.993
K30 BP 66388
0.999
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0.997
nTS F1 661370
1.028
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1.000
PQF B1 220490
1.099
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PQF B2 220590
1.096
PQI B1 664395
1.009
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CAT2 A 23
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CUR B 2322921.013
BDO 2322721.025
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1.028
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1.090 GAQ A 232266
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CDO A 23
296
1.044
CZU A 23297
1.033
CMY B1 22014091.047
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346 0.963
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1.032
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1.036
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1.073
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1.042
CAP A 23
293
1.022
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1.042
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1.049PAR B1 66335
1.007QUI B1 66
337
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2239
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1.009
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343
1.015
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0.966
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323
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1.025
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1.023
SLO RE 66
302
1.083
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1.014
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1.034
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311
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404
1.040
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1.016
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1.070
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1.068
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1.056
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1.090
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1.000
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1.020
1.100
0.950
0.950
1.020
1.020
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1340.0
1.000
1.047
1.047
1.033
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1.047
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1.020
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0.993
0.9930.950
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0.967
1.020
1.020
1.020
1.020
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G
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63.7 66.3
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157.5156.8
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92.6
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160.3
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106.1
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35.736.2
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293
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2239
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1.011
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nGI F1 661343
1.017GHN B1 66
343
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SLO AB 23201
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1.050
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323
1.047
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1.026
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1.023
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1.023
SLO RE 66
302
1.086
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1.010
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1.008
AMP B1 66
3271.010
nPS F1 661306 1.026
SMI B1 66308
1.029
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nBC F1 661326 1.026
CEN B1 66
311
1.026
nCP F1 661313 1.026
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1.023
nGR F1 661311 1.020
SAN A 23210
1.038
BSP A 23212
1.025
COV AB 23273
0.983
VAQ TA 220427
1.048
ADU 2205401
1.092
MAQ B1 220 415
1.061
BMO B1 2204222
1.006
BMO A 232222
1.026
COL BP 66322
1.023
GUA B2 2205404
1.037
SRI B1 220 4488
1.079
SRI AB 232288 1.018
CN2 B1 2204472
1.039
CN2 B1 663372
1.036
ACU B1 220
44791.049
GUA B1 220
404
1.016
LCD B2 5008889
1.065
LCD TA 2204489
1.095
KM7 B1 2204498
1.090
KM7 A 232298
1.018
VT2 B1 220440
1.018
VT2 AB 23
240 1.022
VAU B1 2202409 1.007
FICT VAU 2203409
1.008
IPS_SMI_F1663306 1.024
IPS_PBO_F2664306 1.012
IPS B1 66328 1.014
MAU B1 220 449
1.075
MAU A 23
249
0.994
YZU B1 220 481 1.099
YZU G1 13.8 185 1.050
YZU G2 13.8 186 1.050
BGD B1 500
825 0.961
VEL B1 220 414
1.004
VEL AB 23
214 1.029
CO2 B1 220448
1.037
CO2 AB 23248
1.053
COS B1 663363
1.017
YUT B1 66363
0.974
SJN TA 2204497
0.993
VIN B1 2204571.069
PIL T1 220458
1.060
SJB TA 220482
1.061
PZC T1 2204487
1.051
TOR B1 2204470
1.062
ALT F 2204407
1.015
PQIS B1 5008480
1.036
BVN B1 220
4414
1.016
1.090
G47.027.3
G60.028.2
1.090
1.090
0.975
0.993
1.047
1.047
1.073
G47.027.3
1.090
G 6300.0756.1
1.024
1.120
1.120
1.120
1.120
1.100
1.100 1.120 1.050
1.050
1.050
1.050
1.050
0.900
0.900
0.960
0.9600.900 0.900
1.0001.000
G60.028.2
3.9
0.9250.925
1.025
G 2837.5867.7
191.8
0.958
0.958
1.100 1.100
0.9670.967
1.000 1.000
1.000
1.000
1.0001.000
0.980
0.950
0.950
0.900
0.993
1.100
0.950
0.950
1.033
1.033
102.7
1.033
1340.0
1.000
1.047
1.047
1.033
1.0200.967
0.993
7.0
0.993
1.020
1.020
1.020
0.967
1.073
0.980 0.980
0.980 0.980
1.007
1.007
0.953
0.940
0.940
0.9930.975
0.967
0.967
0.9670.950
0.950
-80.029.5147.3
0.953
0.953
0.980
1.020
1.020
1.020
0.953
21.7
1.047
0.900
0.940
1.007
1.000
0.967
0.967
0.980
0.900
0.975
0.975
1.047
0.980
86.2
1.047
1.0901.090
G
100.028.9
G
100.029.0
0.953
0.967
0.950
0.925
0.900
0.900 0.900
0.953
0.993
0.967
1.047
0.953
0.953
0.9000.900
1.000
0.993
ANDE Dirección de Planificación General y Política Estratégica (DP) División de Estudios Energéticos (DP/DEE) Departamento de Estudios de Generación y Transmisión (DP/DEG)
Plan Maestro de Generación y Transmisión – Periodo 2014 ‐ 2023
Anexo A.8
DIAGRAMAS UNIFILARES DEL SIN
60
60 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II
VALLEMI
2 x 20 MVA
CARAYAO 220 kV
60 MVA 60 MVA
KM 30
60 MVA
WHITEMARTINS
HERNAN-
2 x 30MVA
PTE. FRANCO 220kV
PARANAMBU
3 x 20
41.67MVA
SISTEMAEMSA
MVA
NATALIO
41.67
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
SAN PEDRO
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
PARAGUARI
20
QUIINDY
CAAPUCU
20 MVA
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
2 x 12 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA 66 kV
2 x 30 MVA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
2 x 30 MVA
CAPIATA
MD - ITAIPU 500 kV
LUQUE 220 kV
CER
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO 220 kV
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
20
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
2 x 41.67 MVA
AYOLAS
2 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
40/20/20MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
CERROCORA220 kV
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
12 MVA
23 kV
66 kV
66 kV
CEPCION
23 kV 2 x 30MVA
220 kV
20 MVAr
220 kV
6.3 kV 20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS
220 kV
23 kV
CAAGUAZU
220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
13.8 kV13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
2366 kV
220 kV
23 kV
220kV
MVA
23 kV
220 kV
66 kV
23 kV
MVACNEL.BOGADO66 kV
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
41.67 MVA
23 kV20 MVAr
66 kV
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
YACYRETA 500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
VILLALBIN 66 kV
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
20 MVAr
23 kV
220 kV
23 kV
23 kV23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO66 kVPARQUE
23 kV
66 kV
MVA
66 kV
23 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
23 kV66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
12MVA
VISTA
56 MVA 56 MVA 60 MVA 60 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2014
DP / DEGFECHA: 02/10/13
ARCHIVO : 2014-D
A.8-1
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
2 x 30MVA
KM 15 66 kV
23 kV12 MVAr
6 MVAr
2 X 30 MVA
EUSEBIO AYALA
30 MVA
220 kV
23 kV
37.5
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
20MVA
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
5.4 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
LOMA PLATA 66 kV
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
3 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
6 MVAr
41.67
23 kV
MVA
41.67
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
CER
-80 / + 150 MVAr
600
41.67
23 kV
MVA
8.4 MVAr
41.67
CIUDAD DELESTE
66 kV
2 x 30MVA
23 kV12 MVAr
MVA
30MVA
20 MVA
18 MVAr
12 MVAr
2.4 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
36 + 12 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
6 MVAr
36 MVAr
18 + 6 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
19 MVAr
9 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
12 MVAr6 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
41.67
2 x 60MVA
2 x
LOPEZ220 kV
C. A.
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
12 MVAr
23 kV
30
23 kV
CAMBYRETA
MVA
66 kV
CAMBYRETA 220 kV
603 + 6 MVAr MVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUE MARIANOROQUEALONSO66 kV
2 x 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
30MVA
23 kV
30MVA
2 x 30MVA
23 kV
41.67MVA
23 kV
24 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
6 + 9 MVAr23 kV
6 MVAr
12 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kV
6 MVAr
41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
60MVA
CERRO CORA66 kV
2 x
2 x 120/60/60MVA
2 x 120/80/40MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
10
kV
2 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYESMVA
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
NARANJAL
120MVA
66 kV
66 kV
23 kV
MVA2 x 20
30/20/15MVA
23 kV
27 MVAr
4 x 30MVA
ENCARNACION 66 kV
23 kV
3 MVAr
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
41.67MVA
LA
12 MVAr
VILLA HAYES 500 kV
12MVA
23 kV3 MVAr
20MVA
23 kV
6 MVAr
23 kV
2 x 30/20/15MVA
2 x
MVA30MVA
23 kV
20 MVA
3 MVAr
23 kV30/25/10MVA
41.67 MVA
2 x 41.67 MVA
41.67MVA
41.67MVA
6 MVAr
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
6 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
6 MVAr
EUSEBIO AYALA 66 kV
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
SICBRAS 220 kV
ÑANERETA
ALEACIONESYGUAZU
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
12 MVAr 3 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
30MVA
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
12 MVAr
DARIAS
41.67MVA
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV60MVA
2 x 20 MVA
CAIASA
MARISCALADM
3 x80 MVAr2 x
ERIDAY
AYOLAS 66 kV
66 kV
23 kV
20MVA
41.67MVA
23 kV3 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
120 MVA
66 kV
120 MVA
66 kV
2 x 30MVA
23 kV
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
60
66 kV
MVA
DEL PARANA
MVA30
6 MVAr
41.67
41.67
ITAKYRY 220 kV
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
6 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
6 MVAr
12 MVAr
6 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
20MVA
23 kV
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 220 kV
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
220 kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
MVA
23 kV
30
MVA41.67
23 kV
2 x
66 kV
2 x
23 kV
MVA41.67
220 kV
3 MVAr
60
60 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II
VALLEMI
2 x 20 MVA
CARAYAO 220 kV
60 MVA 60 MVA
KM 30
60 MVA
WHITEMARTINS
HERNAN-
2 x 30MVA
PTE. FRANCO 220kV
PARANAMBU
3 x 20
SISTEMAEMSA
MVA
NATALIO
41.67
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
2 x 20 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA 66 kV
2 x 30 MVA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
2 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
LUQUE 220 kV
CER
LIMPIO 220 kV
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
2 x 41.67 MVA
AYOLAS
2 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
40/20/20MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
12 MVA
23 kV
66 kV
66 kV
CEPCION
23 kV 2 x 30MVA
220 kV
20 MVAr
220 kV
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS
220 kV
23 kV
CAAGUAZU
220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
13.8 kV13.8 kV13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
2366 kV
220 kV
23 kV
220kV
MVA
23 kV
220 kV
23 kV
MVACNEL.BOGADO66 kV
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV20 MVAr
YACYRETA500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
VILLALBIN
23 kV
20 MVAr
23 kV
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO66 kVPARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
23 kV66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
12MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2015
DP / DEGFECHA: 07/10/13
ARCHIVO : 2015-D
A.8-2
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
2 x 30MVA
KM 15 66 kV
23 kV12 MVAr
12 MVAr
2 X 30 MVA
EUSEBIO AYALA
30 MVA
220 kV
23 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
5.4 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
LOMA PLATA 66 kV
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
6 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
41.67
23 kV
MVA
41.67
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
18 + 12 MVAr
24 MVAr
CER
-80 / + 150 MVAr
600
41.67
23 kV
MVA
20.4 MVAr
41.67
CIUDAD DELESTE
66 kV
2 x 30MVA
23 kV12 MVAr
MVA
30MVA
20 MVA
24 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
48 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
36 + 12 MVAr
24 MVAr
18 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
3 MVAr
9 MVAr
3 MVAr
12 MVAr12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
41.67
2 x 60MVA
2 x
LOPEZ220 kV
C. A.
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
12 MVAr
23 kV
30
23 kV
CAMBYRETA
MVA
66 kV
CAMBYRETA 220 kV
609 MVAr MVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUE MARIANOROQUEALONSO66 kV
2 x 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
30MVA
23 kV
30MVA
2 x 30MVA
23 kV
41.67MVA
23 kV
30 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
9 MVAr
12 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kV
LACOLMENA
66 kV
20MVA
23 kV
3 MVAr 6 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
CERRO CORA66 kV
2 x
2 x 120/60/60MVA
2 x 120/80/40MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
10
kV
2 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYESMVA
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
NARANJAL
120MVA
66 kV
66 kV
23 kV
MVA2 x 20
30/20/15MVA
23 kV
27 MVAr
4 x 30MVA
ENCARNACION 66 kV
23 kV
3 MVAr
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
12 MVAr
VILLA HAYES 500 kV
12MVA
23 kV3 MVAr
20MVA
23 kV
6 MVAr
23 kV
2 x 30/20/15MVA
2 x
MVA30MVA
23 kV30/25/10MVA
41.67 MVA
2 x 41.67 MVA
41.67MVA
41.67MVA
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 66 kV
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANERETA
ALEACIONESYGUAZU
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
12 MVAr
DARIAS
41.67MVA
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV60MVA
2 x 20 MVA
CAIASA
MARISCALADM
3 x80 MVAr2 x
80MVA
23 kV6 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
66 kV 66 kV
60 MVA
2 x 41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kV6 MVAr
VAQUERIA220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
2 x 15 MVA
ERIDAY
AYOLAS 66 kV
66 kV
23 kV
20MVA
6 MVAr
6 MVAr6 MVAr
6 MVAr6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
20MVA
23 kV
SICBRAS 220 kV
41.67MVA
23 kV6 MVAr
120 MVA
66 kV
120 MVA
66 kV
2 x 30MVA
23 kV
12 MVAr
PARAGUARI
20
QUIINDY
CAAPUCU
20 MVA
66 kV
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
37.5
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
20MVA
2.4 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV9 MVAr
60
66 kV
MVA
6 MVAr
SAN PEDRO
66 kVDEL PARANA
MVA30
CERROCORA220 kV
60MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
41.67
41.67
ITAKYRY 220 kV
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY 66 kV
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
6 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23 kV
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
220 kV
MICROCENTRO
80MVA
23 kV66 kV
60 MVA
FOZ DE YGUAZU 500 kV
3 MVAr
3 MVAr
MVA
23 kV
30
MVA41.67
23 kV
ACY 66 kV
A APR 66 kV6 MVAr
23 kV
41.67MVA
2 x
6 MVAr 23 kV
MVA41.67
ACUEDUCTO
60
60 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II 220 kV
VALLEMI 220 kV
20
CARAYAO 220 kV
60 MVA 60 MVA
KM 30
60 MVA
WHITEMARTINS
HERNAN-
2 x 30MVA
PTE. FRANCO 220kV
PARANAMBU
3 x 20
SISTEMAEMSA
MVA
NATALIO
41.67
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
2 x 20 MVA
2 x 15 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA 66 kV
2 x 30 MVA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
2 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
CER
LIMPIO 220 kV
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
2 x 41.67 MVA
AYOLAS
2 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
ERIDAY
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
40/20/20MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
12 MVA
23 kV
66 kV
66 kVCEPCION
23 kV
2 x 30MVA
20 MVAr
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS
220 kV
23 kV
CAAGUAZU
220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
13.8 kV13.8 kV
13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
2366 kV
220 kV
23 kV
220kV
MVA
23 kV
220 kV
MVACNEL.BOGADO66 kV
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV20 MVAr
YACYRETA
500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
AYOLAS 66 kV
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
66 kV
23 kVVILLALBIN
23 kV
20 MVAr
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO
66 kV
PARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
23 kV66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
12MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2016
DP / DEGFECHA: 08/10/13
ARCHIVO : 2016-D
A.8-3
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
2 x 30MVA
KM 15 66 kV
23 kV18 MVAr
12 MVAr
2 X 30 MVA
EUSEBIO AYALA
30 MVA
220 kV
23 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
5.4 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
LOMA PLATA
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
6 MVAr
18 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
41.67
23 kV
MVA
41.67
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
CER
-80 / + 150 MVAr
41.67
23 kV
MVA
20.4 MVAr
41.67
CIUDAD DELESTE
66 kV
2 x 30MVA
23 kV18 MVAr
MVA
30MVA
20 MVA
24 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
48 MVAr
12 MVAr
48 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
3 MVAr
9 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
41.67
2 x 60MVA
2 x
LOPEZ220 kV
C. A.
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
12 MVAr
CAMBYRETA66 kV
CAMBYRETA 220 kV
609 MVAr MVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUE MARIANOROQUEALONSO66 kV
2 x 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
30MVA
23 kV
30MVA
2 x 30MVA
23 kV
41.67MVA
23 kV
30 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
9 MVAr
12 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kV
LACOLMENA
66 kV
20MVA
23 kV
3 MVAr 6 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
CERRO CORA66 kV
2 x 300/180/120MVA
2 x 120/80/40MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
10
kV
2 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYES
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
NARANJAL
120MVA
66 kV
66 kV
23 kV
MVA2 x 30
30/20/15MVA
23 kV
27 MVAr
4 x 30MVA
ENCARNACION 66 kV
23 kV
3 MVAr
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
12 MVAr
VILLA HAYES 500 kV
12MVA
23 kV3 MVAr
20MVA
23 kV
6 MVAr
23 kV
6 MVAr
30/20/15MVA
2 x
MVA30MVA
23 kV30/25/10MVA
41.67 MVA
41.67MVA
80MVA
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 66 kV
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANERETA
ALEACIONESYGUAZU
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
12 MVAr
DARIAS
41.67MVA
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV60MVA
2 x 20 MVA
CAIASA
MARISCALADM
3 x80 MVAr2 x
80MVA
23 kV6 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
66 kV 66 kV
60 MVA
2 x 41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kVVAQUERIA
220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
600 MVA3 x
LUQUE 220 kV
23 kV24 MVAr
41.67MVA
80MVA
30
23 kVMVA
2 x
20
23 kV
MVA
41.67
STA.
220 kV
23 kV
RITA
MVA
6 MVAr
CON-CEPCION II
220 kV
60MVA
66 kV
2 x
MVA
60MVA
66 kV
20MVA
23 kV
66 kV
6 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
20MVA
23 kV
SICBRAS 220 kV
41.67MVA
23 kV6 MVAr
120 MVA
66 kV
120 MVA
66 kV
2 x 30MVA
23 kV
PARAGUARI
30
QUIINDY
CAAPUCU
20 MVA
66 kV
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
37.5
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
20MVA
2.4 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV
9 MVAr
60
66 kV
MVA
12 MVAr6 MVAr
23 kV3 MVAr
SAN PEDRO
66 kVDEL PARANA
MVA30
3 MVAr
CERROCORA220 kV
60MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
41.67
41.67
ITAKYRY 220 kV
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY 66 kV
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
6 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23 kV
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
220 kV
12 MVAr
10MVA
23 kV
220 kV
3 MVAr
3 MVAr
MVA
23 kV
30
MVA41.67
23 kV
220 kVMICROCENTRO
80MVA
23 kV66 kV
60 MVA
ACY 66 kV
A APR 66 kV
24 MVAr23 kV
41.67MVA
2 x
6 MVAr 23 kV
MVA41.67
VILLA ELISA
220 kV
23 kV
80MVA
18 MVAr
20MVA
23 kV
220 kV
BELLAVISTANORTE
FRAM
66 kV
23 kV
30 MVA
3 MVAr
220 kVMICROCENTRO
60
120 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II 220 kV
VALLEMI 220 kV
20
CARAYAO 220 kV
60 MVA 60 MVA
KM 30
60 MVA
WHITEMARTINS
HERNAN-
2 x 30MVA
PTE. FRANCO 220kV
PARANAMBU
3 x 20
SISTEMAEMSA
MVA
NATALIO
41.67
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
2 x 20 MVA
2 x 15 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
2 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
CER
LIMPIO 220 kV
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
41.67 MVA
AYOLAS
2 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
ERIDAY
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
40/20/20MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
CERROCORA220 kV
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
20 MVA
23 kV
66 kV
66 kVCEPCION
23 kV
2 x 30MVA
20 MVAr
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS
220 kV
23 kV
CAAGUAZU
220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
13.8 kV13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
2366 kV
220 kV
23 kV
220kV
MVA
23 kV
220 kV
MVACNEL.BOGADO66 kV
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV
MVAr
YACYRETA500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
AYOLAS 66 kV
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
66 kV
23 kVVILLALBIN
23 kV
20 MVAr
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO
66 kV
PARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
23 kV66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
12MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2017
DP / DEGFECHA: 10/10/13
ARCHIVO : 2017-D
A.8-4
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
2 x 30MVA
KM 15 66 kV
23 kV18 MVAr
12 MVAr
EUSEBIO AYALA
220 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
5.4 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
6 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
41.67
23 kV
MVA
41.67
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
CER
-80 / + 150 MVAr
41.67
23 kV
MVA
20.4 MVAr
41.67
CIUDAD DELESTE
66 kV
2 x 30MVA
23 kV18 MVAr
MVA
30MVA
20 MVA
24 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
48 MVAr
12 MVAr
48 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
9 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
41.67
2 x 60MVA
2 x
LOPEZ220 kV
C. A.
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
12 MVAr
CAMBYRETA66 kV
CAMBYRETA 220 kV
609 MVArMVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUEMARIANOROQUEALONSO66 kV
2 x 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
2 X 30MVA
23 kV
2 x 30MVA
23 kV
41.67MVA
23 kV
30 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
9 MVAr
12 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kV
LACOLMENA
66 kV
20MVA
23 kV
3 MVAr 6 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/128/120MVA
60MVA
CERRO CORA66 kV
2 x 300/180/120MVA
2 x 120/80/40MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
10
kV
2 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYES
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
NARANJAL
120MVA
66 kV66 kV
23 kV
MVA2 x 30
30/20/15MVA
23 kV
27 MVAr
4 x 30MVA
ENCARNACION 66 kV
23 kV
3 MVAr
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
12 MVAr
VILLA HAYES 500 kV
12MVA
23 kV3 MVAr
MVA
23 kV
2 x
MVA30MVA
23 kV30/25/10MVA
41.67 MVA
41.67MVA
80MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 66 kV
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANERETA
ALEACIONESYGUAZU
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
12 MVAr
DARIAS
41.67MVA
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV60MVA
20 MVA
CAIASA
MARISCALADM
3 x80 MVAr2 x
80MVA
23 kV6 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
66 kV 66 kV
60 MVA
2 x 41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kVVAQUERIA
220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
600 MVA3 x
30
23 kVMVA
2 x
20
23 kV
MVA
CON-CEPCION II
220 kV
60MVA
66 kV
2 x
MVA
80MVA
23 kV
VILLAAURELIA 220 kV
80MVA
2 x 30 MVA
23 kV
2 x 30
IPS 66 kV
MVA
23 kV
66 kV
2 X 30MVA
2 X 30MVA
41.67MVA
23 kV
VILLETA II 220 kV
80 MVA
KM 7220 kV
23 kV
24 MVAr
2 x
600
LOS CEDRALES2 x
LOS
220 kVCEDRALES
MVA
500 kV
2 x
20
18 MVAr
41.67
23 kV
20MVA
LOMA PLATA
60MVA
66 kV
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
12 MVAr 12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
6 MVAr
20MVA
23 kV
SICBRAS 220 kV
41.67MVA
23 kV6 MVAr
120 MVA
66 kV
120 MVA
66 kV
2 x 30MVA
23 kV
PARAGUARI
30
QUIINDY
CAAPUCU
20 MVA
66 kV
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
37.5
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
20MVA
2.4 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV
9 MVAr
60
66 kV
MVA
12 MVAr6 MVAr
23 kV3 MVAr
SAN PEDRO
66 kVDEL PARANA
MVA30
41.67
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
41.67
ITAKYRY 220 kV
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY 66 kV
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
6 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23 kV
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
220 kV
12 MVAr
80MVA
66 kV
60 MVA
23kV
23 kV
6 MVAr
30/20/15MVA
66 kV
LUQUE 220 kV
23 kV24 MVAr
41.67MVA
80MVA
ACUEDUCTO
10MVA
220 kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
3 MVAr
3 MVAr
MVA
23 kV
30
MVA41.67
23 kV
ACY 66 kV
A APR 66 kV
TRINIDAD 500 kV
600 MVA
24 MVAr23 kV
41.67MVA
2 x
12 MVAr 23 kV
MVA41.67
41.67
STA.
220 kV
23 kV
RITA
41.67
MARIA
220 kV
23 kV
AUXILIA-DORA
MVA
6 MVAr
MVA
VILLA ELISA
220 kV
23 kV
80MVA
18 MVAr
20MVA
23 kV
220 kV
BELLAVISTANORTE
FRAM
66 kV
23 kV
30 MVA
60
120 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II 220 kV
VALLEMI 220 kV
20
CARAYAO 220 kV
60 MVA 60 MVA
KM 30
60 MVA
WHITEMARTINS
HERNAN-
2 x 30MVA
PTE. FRANCO 220kV
PARANAMBU
3 x 20
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
PARAGUARI
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
2 x 20 MVA
2 x 15 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
2 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
CER
LIMPIO 220 kV
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
41.67 MVA
AYOLAS
2 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
ERIDAY
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
40/20/20MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
CERROCORA220 kV
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
20 MVA
23 kV
66 kV
66 kVCEPCION
23 kV
2 x 30MVA
20 MVAr
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS
220 kV
23 kV
CAAGUAZU
220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
13.8 kV13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
2366 kV
220 kV
220 kV
MVACNEL.BOGADO66 kV
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV
MVAr
YACYRETA
500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
AYOLAS 66 kV
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
66 kV
23 kV VILLALBIN
23 kV
20 MVAr
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO
66 kV
PARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
23 kV66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
12MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2018
DP / DEGFECHA: 15/10/13
ARCHIVO : 2018-D
A.8-5
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
2 x 30MVA
KM 15 66 kV
23 kV18 MVAr
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 220 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
5.4 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
6 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
41.67
23 kV
MVA
41.67
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
CER
-80 / + 150 MVAr
41.67
23 kV
MVA
20.4 MVAr
CIUDAD DELESTE
66 kV
2 x 30MVA
23 kV18 MVAr
MVA
30MVA
20 MVA
24 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
48 MVAr
12 MVAr
48 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
9 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
41.67
ITAKYRY 220 kV
2 x 60MVA
2 x
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
12 MVAr
CAMBYRETA66 kV
CAMBYRETA 220 kV
609 MVAr MVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUEMARIANOROQUEALONSO
66 kV
2 x 50MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
2 X 30MVA
23 kV
2 x 30MVA
23 kV
41.67MVA
23 kV
30 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
9 MVAr
12 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kVLACOLMENA
66 kV
20MVA
23 kV
3 MVAr6 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
60MVA
CERRO CORA66 kV
2 x 300/180/120MVA
2 x 300/180/120MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
30
kV
41.67MVA
23 kV
3 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYES
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
NARANJAL
120MVA
66 kV66 kV
23 kV
MVA2 x 30
41.67MVA
23 kV
27 MVAr
4 x 30MVA
ENCARNACION 66 kV
23 kV
3 MVAr
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
12 MVAr
VILLA HAYES 500 kV
12MVA
23 kV3 MVAr
2 x
MVA30MVA
23 kV
41.67 MVA
3 MVAr
23 kV30/25/10MVA
41.67 MVA
41.67MVA
80MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
12 MVAr
EUSEBIO AYALA
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANERETA
ALEACIONESYGUAZU
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
12 MVAr
DARIAS
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV60MVA
20 MVA
CAIASA
MARISCALADM
2 x80 MVAr2 x
80MVA
23 kV18 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
66 kV 66 kV
60 MVA
2 x 41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kVVAQUERIA
220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
600 MVA3 x
30
23 kVMVA
2 x
20
23 kV
MVA
CON-CEPCION II
220 kV
60MVA
66 kV
2 x
MVA
80MVA
23 kV
VILLAAURELIA220 kV
80MVA
2 x 30 MVA
23 kV
2 x 30
IPS 66 kV
MVA
23 kV
66 kV
2 X 30MVA
2 X 50MVA
41.67MVA
23 kV
80 MVA
KM 7220 kV
23 kV
24 MVAr
2 x
600
LOS CEDRALES2 x
LOS
220 kVCEDRALES
MVA
500 kV
2 x
80 MVAr
20
24 MVAr
MVA
23 kV
41.67
41.67
STA.
220 kV
23 kV
RITA
41.67
MARIA
220 kV
23 kV
AUXILIA-DORA
MVA
6 MVAr
YGUAZU220 kV
2 x112/134 MVA
2 X 100 MVA
GEN. YGUAZU
13.8kV
13.8kV
VILLA ELISA
220 kV
23 kV
80MVA
80MVA
600MVA
500 kV
66 kV
EUSEBIOAYALA
20MVA
23 kV
LOMA PLATA
60MVA
66 kV
MVA
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
6 MVAr
6 MVAr6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
18 MVAr
20MVA
23 kV
SICBRAS 220 kV
41.67MVA
23 kV6 MVAr
120 MVA
66 kV
120 MVA
66 kV
2 x 30MVA
23 kV
30
QUIINDY
CAAPUCU
20 MVA
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
37.5
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
30MVA
2.4 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
66 kV
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV
9 MVAr
60
66 kV
MVA
12 MVAr6 MVAr
23 kV3 MVAr
SAN PEDRO
66 kVDEL PARANA
MVA30
41.67
41.67
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
6 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
kV
66 kV
220 kV
12 MVAr
23 kV
6 MVAr
30/20/15MVA
66 kV
LUQUE 220 kV
23 kV24 MVAr
41.67MVA
80MVA
VILLETA II 220 kV
ACUEDUCTO
10MVA
220 kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
3 MVAr
3 MVAr
MVA
23 kV
30
MVA41.67
23 kV
220 kVMICROCENTRO
80MVA
66 kV
60 MVA
23kV
ACY 66 kV
A APR 66 kV
3 MVAr
SISTEMAEMSA
MVA
NATALIO
41.67 23 kV
220kV
MVA
23 kV3 MVAr
41.67
LOPEZ220 kV
C. A.
TRINIDAD 500 kV
600 MVA
24 MVAr23 kV
41.67MVA
2 x
12 MVAr 23 kV
MVA41.67
20MVA
23 kV
220 kV
BELLAVISTANORTE
FRAM
66 kV
23 kV
30 MVA
41.67MVA
CAMBYRETA66 kV
MVA23 kV
12 MVAr
23 kV
SAN PEDRO
66 kVDEL PARANA
MVA 2 x 30
COSTANERA
66 kV
FRAM
66 kV
23 kV
MVA30
60
120 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II 220 kV
VALLEMI 220 kV
20
CARAYAO 220 kV
60 MVA 60 MVA
KM 30
120
WHITEMARTINS
HERNAN-
2 x 30MVA
PTE. FRANCO 220kV
3 x 20
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
3 x 20 MVA
2 x 15 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
2 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
CER
LIMPIO 220 kV
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
41.67 MVA
AYOLAS
2 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
ERIDAY
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
40/20/20MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
CERROCORA220 kV
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
20 MVA
23 kV
66 kV
66 kVCEPCION
23 kV
2 x 30MVA
20 MVAr
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS
220 kV
23 kV
CAAGUAZU
220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
13.8 kV13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
2366 kV
220 kV
MVACNEL.BOGADO66 kV
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV
MVAr
YACYRETA
500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
AYOLAS 66 kV
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
66 kV
23 kV VILLALBIN
23 kV
20 MVAr
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO
66 kV
PARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
20MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2019
DP / DEGFECHA: 16/10/13
ARCHIVO : 2019-D
A.8-6
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
2 x 30MVA
KM 15 66 kV
23 kV18 MVAr
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 220 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
5.4 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
6 MVAr
3 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
41.67
23 kV
MVA
41.67
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
CER
-80 / + 150 MVAr
41.67
23 kV
MVA
20.4 MVAr
CIUDAD DELESTE
66 kV
3 x 30MVA
23 kV18 MVAr
MVA
30MVA
20 MVA
24 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
6 MVAr
48 MVAr
12 MVAr
48 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
9 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
41.67
ITAKYRY 220 kV
2 x 60MVA
2 x
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
12 MVAr
CAMBYRETA 220 kV
609 MVAr2 x41.67
MVA
MVA
VIÑAS CUEMARIANOROQUEALONSO66 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
2 X 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
41.67MVA
23 kV
30 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
9 MVAr
18 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kVLACOLMENA
66 kV
20MVA
23 kV
3 MVAr6 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
60MVA
CERRO CORA66 kV
2 x 300/180/120MVA
2 x 300/180/120MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
30
kV
3 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYES
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
27 MVAr
4 x 30MVA
ENCARNACION 66 kV
23 kV
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
VILLA HAYES 500 kV
2 x
MVA30MVA
23 kV
41.67 MVA
6 MVAr
23 kV30/25/10MVA
41.67 MVA
80MVA
80MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
12 MVAr
EUSEBIO AYALA
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANERETA
ALEACIONESYGUAZU
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
DARIAS
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV60MVA
20 MVA
CAIASA
MARISCALADM
2 x80 MVAr2 x
80MVA
23 kV18 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
66 kV 66 kV
60 MVA
2 x 41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kVVAQUERIA
220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
3 x
30
23 kVMVA
2 x
20
23 kV
MVA
220 kV
60MVA
66 kV
2 x
MVA
80MVA
23 kV
VILLAAURELIA220 kV
80MVA
2 x 30 MVA
23 kV
2 x 30
IPS 66 kV
MVA
23 kV
66 kV
2 X 30MVA
41.67MVA
23 kV
80 MVA
KM 7220 kV
23 kV
24 MVAr
2 x
600
LOS CEDRALES2 x
LOS
220 kVCEDRALES
MVA
500 kV
2 x
80 MVAr
20
24 MVAr
MVA
23 kV
41.67
41.67
STA.
220 kV
23 kV
RITA
41.67
MARIA
220 kV
23 kV
AUXILIA-DORA
MVA
6 MVAr
YGUAZU220 kV
2 x112/134 MVA
2 X 100 MVA
GEN. YGUAZU
13.8kV
13.8kV
VILLA ELISA
220 kV
23 kV
80MVA
80MVA
600MVA
500 kV
66 kV
EUSEBIOAYALA
220 kV
OVIEDO IICORONEL
41.67MVA
23 kV
MVA 20MVA
23 kV
MVA
PARANAMBU220 kV
NARANJAL
120MVA
66 kV
66 kV
23 kV
MVA2 x 30
41.67MVA
23 kV3 MVAr
12 MVAr
12MVA
23 kV3 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
20MVA
23 kV
SICBRAS 220 kV
41.67MVA
23 kV6 MVAr
120 MVA
66 kV66 kV
2 x 30MVA
23 kV
23 kV
2 X 50MVA
24 MVAr2 x 50MVA
23 kV24 MVAr
LOMA PLATA
60MVA
66 kV
2 x
600MVA
120MVA
PARAGUARI
30
QUIINDY
CAAPUCU
30 MVA
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
60
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
30MVA
2.4 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
66 kV
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV
9 MVAr
60
66 kV
MVA
12 MVAr6 MVAr
3 MVAr
MVA30
18 MVAr
41.67
41.67MVA23 kV
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
41.67
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
6 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
kV
66 kV
220 kV
12 MVAr
CON-CEPCION II
23 kV
6 MVAr
30/20/15MVA
66 kV
LUQUE 220 kV
23 kV24 MVAr
41.67MVA
80MVA
VILLETA II 220 kV
23 kV
ACUEDUCTO
10MVA
220 kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
3 MVAr
3 MVAr
MVA
23 kV
30
MVA41.67
23 kV
220 kVMICROCENTRO
80MVA
66 kV
60 MVA
23kV
ACY 66 kV
A APR 66 kV
3 MVAr
SISTEMAEMSA
MVA
NATALIO
41.6723 kV
220kV
MVA
23 kV3 MVAr
41.67
LOPEZ220 kV
C. A.
TRINIDAD 500 kV
600 MVA
24 MVAr23 kV
41.67MVA
2 x
12 MVAr 23 kV
MVA41.67
20MVA
23 kV
220 kV
BELLAVISTANORTE
41.67MVA
60
120 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II 220 kV
VALLEMI 220 kV
20
CARAYAO 220 kV
60 MVA 60 MVA
KM 30
120
WHITEMARTINS
HERNAN-
2 x 30MVA
PTE. FRANCO 220kV
3 x 20
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
SAN
30 MVA
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
3 x 20 MVA
2 x 15 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
3 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
CER
LIMPIO 220 kV
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
41.67 MVA
AYOLAS
3 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
ERIDAY
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
40/20/20MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
CERROCORA220 kV
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
20 MVA
23 kV
66 kV
66 kVCEPCION
23 kV
2 x 30MVA
20 MVAr
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS
220 kV
23 kV
CAAGUAZU
220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
13.8 kV13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
2366 kV
220 kV
66 kV
23 kV
MVACNEL.BOGADO66 kV
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV
MVAr
YACYRETA
500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
AYOLAS 66 kV
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
66 kV
23 kV VILLALBIN
23 kV
20 MVAr
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO
66 kV
PARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
20MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2020
DP / DEGFECHA: 17/10/13
ARCHIVO : 2020-D
A.8-7
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
KM 15 66 kV
23 kV18 MVAr
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 220 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
5.4 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
12 MVAr
3 + 3 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
24 MVAr
23 kV
MVA
41.67
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
CER
-80 / + 150 MVAr
41.67
23 kV
MVA
20.4 MVAr
CIUDAD DELESTE
66 kV
3 x 30MVA
23 kV18 MVAr
MVA
30MVA
20 MVA
24 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
6 MVAr
48 MVAr
12 MVAr
48 MVAr
24 + 12 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
9 MVAr
3 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
41.67
ITAKYRY 220 kV
2 x 60MVA
2 x
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
24 MVAr
CAMBYRETA66 kV
CAMBYRETA 220 kV
609 MVAr2 x
MVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUEMARIANOROQUEALONSO66 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
2 X 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
MVA
23 kV
30 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
9 MVAr
18 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kVLACOLMENA
66 kV
20MVA
23 kV
3 MVAr6 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
60MVA
CERRO CORA66 kV
2 x 300/180/120MVA
2 x 300/180/120MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
30
kV
3 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYES
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
27 MVAr
MVA
ENCARNACION 66 kV
23 kV
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
VILLA HAYES 500 kV
MVA30MVA
23 kV
41.67 MVA
6 MVAr
23 kV
30/25/10MVA
41.67
80MVA
80MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
12 MVAr
EUSEBIO AYALA
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANE-
ALEACIONESYGUAZU
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
DARIAS
41.67MVA
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV60
MVA
20 MVA
CAIASA
MCAL.
ADM
2 x80 MVAr
2 x
80MVA
23 kV18 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
66 kV 66 kV
60 MVA
2 x 41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kVVAQUERIA
220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
600 MVA4 x
30
23 kVMVA
2 x
20
23 kV
MVA
220 kV
60MVA
66 kV
2 x
MVA
80MVA
23 kV
VILLAAURELIA220 kV
80MVA
2 x 30 MVA
23 kV
2 x 30
IPS 66 kV
MVA
23 kV
66 kV
2 X 30MVA
41.67MVA
23 kV
80
KM 7220 kV
23 kV24 MVAr
2 x
600
LOS CEDRALES2 x
LOS
220 kVCEDRALES
MVA
500 kV
2 x
80 MVAr
20
24 MVAr
MVA
23 kV
41.67
41.67
STA.
220 kV
23 kV
RITA
41.67
MARIA
220 kV
23 kV
AUXILIA-DORA
MVA
6 MVAr
YGUAZU220 kV
2 x112/134 MVA
2 X 100 MVA
GEN. YGUAZU
13.8kV
13.8kV
VILLA ELISA
220 kV
80MVA
6002 x
MVA
500 kV
66 kV
EUSEBIOAYALA
220 kV
OVIEDO IICORONEL
41.67MVA
23 kV
MVA
RETA
80MVA
YUTY
66 kV
23 kV
20MVA
LOMA PLATA
60MVA
66 kV
2 x
2 x 30MVA
MVA
MVA
41.67MVA
23 kV
80MVA
80
80
MVA
23 kV
80MVA
80
MVA
PARANAMBU220 kV
NARANJAL
120MVA
66 kV
66 kV
23 kV
MVA2 x 30
41.67MVA
23 kV3 MVAr
12 MVAr
12MVA
23 kV3 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
24 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
12 MVAr 6 MVAr
30 MVAr
20MVA
23 kV
SICBRAS 220 kV
41.67MVA
23 kV6 MVAr
120 MVA
66 kV66 kV
2 x 30MVA
23 kV
23 kV
2 X 50MVA
24 MVAr2 x 50MVA
23 kV24 MVAr
120MVA
PARAGUARI
30
QUIINDY
CAAPUCU
30 MVA
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
60
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
30MVA
6 MVAr
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
66 kV
2.4 MVAr
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV
9 MVAr
60
66 kV
MVA
12 MVAr6 MVAr
PEDRO
18 MVAr
41.67
41.67MVA23 kV
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
41.67
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
6 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
kV
66 kV
220 kV
2 x
12 MVAr
CON-CEPCION II
23 kV
6 MVAr
30/20/15MVA
66 kV
LUQUE 220 kV
23 kV24 MVAr
41.67MVA
80MVA
VILLETA II 220 kV
ACUEDUCTO
10MVA
220 kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
3 MVAr
3 MVAr
MVA
23 kV
30
MVA41.67
23 kV
220 kVMICROCENTRO
80MVA
66 kV
60 MVA
23kV
ACY 66 kV
A APR 66 kV
3 MVAr
SISTEMAEMSA
MVA
NATALIO
41.67 23 kV
220kV
MVA
23 kV3 MVAr
41.67
LOPEZ220 kV
C. A.
TRINIDAD 500 kV
600 MVA
23 kV
MVA
23 kV
41.67
12 MVAr
20MVA
23 kV
220 kV
BELLAVISTANORTE
23 kV
MVA 2 x 30
COSTANERA
66 kV
FRAM
66 kV
23 kV
MVA30
304 x
MVA30
DEL PARANA
60
120 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-
YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II 220 kV
VALLEMI 220 kV
20
CARAYAO 220 kV
60 MVA 60 MVA
KM 30
120
WHITEMARTINS
HERNAN-
PTE. FRANCO 220kV
3 x 20
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
3 x 20 MVA
2 x 15 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
3 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
CER
LIMPIO 220 kV
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
80 MVA
AYOLAS
3 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
ERIDAY
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
60MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
CERROCORA220 kV
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
20 MVA
23 kV
66 kV
66 kVCEPCION
23 kV
2 x 30MVA
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS220 kV
23 kV
CAAGUAZU220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
13.8 kV13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
66 kV
220 kV
MVACNEL.BOGADO66 kV
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV
MVAr
YACYRETA
500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
AYOLAS 66 kV
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
66 kV
23 kV VILLALBIN
23 kV
20 MVAr
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO
66 kV
PARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
20MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2021
DP / DEGFECHA: 18/10/13
ARCHIVO : 2021-D
A.8-8
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
KM 15 66 kV
23 kV18 MVAr
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 220 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
5.4 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
12 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
30 MVAr
24 MVAr
23 kV
MVA
80
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
CER
-80 / + 150 MVAr
80
23 kV
MVA
20.4 MVAr
CIUDAD DELESTE
66 kV
3 x 30MVA
23 kV18 MVAr
MVA
30MVA
30 MVA
24 MVAr
18 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
6 MVAr
48 MVAr
24 MVAr
48 MVAr
36 MVAr
36 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
9 MVAr
3 + 6 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
2 x 41.67
ITAKYRY 220 kV
2 x 60MVA
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
24 MVAr
CAMBYRETA 220 kV
609 MVAr2 x
MVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUEMARIANOROQUEALONSO66 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
2 X 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
MVA
23 kV
30 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
9 MVAr
18 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kVLACOLMENA
66 kV
20MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
60MVA
CERRO CORA66 kV
2 x 300/180/120MVA
2 x 300/180/120MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
30
23 kV
3 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYES
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
VILLA HAYES 500 kV
MVA30MVA
23 kV
41.67 MVA
6 MVAr
23 kV
30/25/10MVA
41.67
80MVA
80MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
12 MVAr
EUSEBIO AYALA
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANE-
ALEACIONESYGUAZU
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
DARIAS
41.67MVA
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV2 x 60MVA
20 MVA
CAIASA
MCAL.
ADM
2 x80 MVAr
2 x
80MVA
23 kV18 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
66 kV 66 kV
60 MVA
2 x 41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kVVAQUERIA
220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
600 MVA4 x
30
23 kVMVA
2 x
20
23 kV
MVA
220 kV
60MVA
2 x
MVA
VILLAAURELIA220 kV
80MVA
2 x 30 MVA
23 kV
2 x 30
IPS 66 kV
MVA
23 kV
66 kV
2 X 30MVA
41.67MVA
23 kV
80
KM 7220 kV
23 kV24 MVAr
2 x
600
LOS CEDRALES2 x
LOS
220 kVCEDRALES
MVA
500 kV
2 x
80 MVAr
20
24 MVAr
MVA
23 kV
41.67
41.67
STA.
220 kV
23 kV
RITA
41.67
MARIA
220 kV
23 kV
AUXILIA-DORA
MVA
6 MVAr
YGUAZU220 kV
2 x112/134 MVA
2 X 100 MVA
GEN. YGUAZU
13.8kV
13.8kV
VILLA ELISA220 kV
80MVA
6002 x
MVA
500 kV
66 kV
EUSEBIOAYALA
OVIEDO IICORONEL
MVA
RETA
80MVA
20MVA
LOMA PLATA
60MVA
66 kV
2 x
3 x 30MVA
2 x
MVA
MVA
41.67MVA
23 kV
80MVA
80
80
MVA
23 kV
80MVA
80
2 x
41.67
PILAR II 220 kV
23 kV
MVA
2 x 41.67MVA
23 kV6 MVAr
2 x
2 x
2 x
66kV
41.67MVA
23kV
MVAr20
10220 kV
23 kV
TOROPAMPA
MVA
MVA
80MVA
6 MVAr
PARANAMBU220 kV
NARANJAL
120MVA
66 kV
66 kV
23 kV
MVA2 x 30
41.67MVA
23 kV3 MVAr
12 MVAr
12MVA
23 kV3 MVAr
23 kV18 MVAr
3 x 30MVA
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
12 + 6 MVAr
48 MVAr
6 MVAr
30 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
24 MVAr
20MVA
23 kV
SICBRAS 220 kV
120 MVA
66 kV
23 kV
2 X 50MVA
24 MVAr2 x 50MVA
23 kV24 MVAr
2 x 80MVA
220 kV
41.67MVA
2 x
66 kV
2 x 30MVA
23 kV
120MVA
18 MVAr
PARAGUARI
30
QUIINDY
CAAPUCU
30 MVA
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
60
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
30MVA
6 MVAr
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
66 kV
2.4 MVAr
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV
9 MVAr
60
66 kV
MVA
12 MVAr6 MVAr
41.67
41.67MVA
23 kV
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
41.67
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
6 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
kV
66 kV
220 kV
2 x
12 MVAr
CON-CEPCION II
23 kV
6 MVAr
30/20/15MVA
66 kV
LUQUE 220 kV
23 kV24 MVAr
80MVA
80MVA
24 MVAr
VILLETA II 220 kV
ACUEDUCTO
10MVA
220 kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
3 MVAr23 kV
MVA41.672 x
220 kVMICROCENTRO
80MVA
66 kV
60 MVA
23kV
ACY 66 kV
A APR 66 kV
3 MVAr
SISTEMAEMSA
MVA
NATALIO
41.67 23 kV
220kV
MVA
23 kV3 MVAr
41.67
LOPEZ220 kV
C. A.
TRINIDAD 500 kV
600 MVA
23 kV
MVA
23 kV
41.67
12 MVAr
20MVA
23 kV
220 kV
BELLAVISTANORTE
SAN
30 MVA
66 kV
23 kV
CAMBYRETA66 kV
27 MVAr
MVA
ENCARNACION 66 kV
23 kV
YUTY
66 kV
23 kV
PEDRO
3 MVAr
MVA30
23 kV
23 kV
MVA 2 x 30
COSTANERA
66 kV
FRAM
66 kV
23 kV
MVA30
304 x
MVA30
DEL PARANA
60
120 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-
YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II 220 kV
VALLEMI 220 kV
20
60 MVA 60 MVA
KM 30
120
WHITEMARTINS
HERNAN-
PTE. FRANCO 220kV
3 x 20
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
30 MVA
41.67
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
3 x 20 MVA
2 x 15 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
3 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
CER
LIMPIO 220 kV
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
80 MVA
AYOLAS
3 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
ERIDAY
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
60MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
CERROCORA220 kV
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
20 MVA
23 kV
66 kV
66 kVCEPCION
23 kV
2 x 30MVA
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS220 kV
23 kV
CAAGUAZU
220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
13.8 kV13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
66 kV
220 kV
23 kV
MVACNEL.BOGADO
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV
MVAr
YACYRETA
500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
AYOLAS 66 kV
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
66 kV
23 kV VILLALBIN
23 kV
20 MVAr
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO
66 kV
PARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
20MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2022
DP / DEGFECHA: 23/10/13
ARCHIVO : 2022-D
A.8-9
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
KM 15 66 kV
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 220 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
20 MVA
20MVAr
LOMAPLATA220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
12 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
30 MVAr
24 MVAr
23 kV
MVA
80
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
-80 / + 150 MVAr
80
23 kV
MVA
20.4 MVAr
CIUDAD DELESTE
66 kV
3 x 30MVA
23 kV18 MVAr
MVA
30MVA
30 MVA
24 MVAr
48 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
24 MVAr
48 MVAr
24 MVAr
48 MVAr
36 MVAr
36 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
9 MVAr
9 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
2 x 41.67
ITAKYRY 220 kV
2 x 60MVA
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
24 MVAr
CAMBYRETA 220 kV
609 MVAr2 x
MVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUEMARIANOROQUEALONSO66 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
2 X 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
MVA
23 kV
48 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
9 MVAr
18 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kVLACOLMENA
66 kV
20MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV12 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
60MVA
CERRO CORA66 kV
2 x 300/180/120MVA
2 x 300/180/120MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
30
23 kV
3 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYES
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
ENCARNACION 66 kV
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
VILLA HAYES 500 kV
MVA30MVA
23 kV
41.67 MVA
6 MVAr
23 kV
30/25/10MVA
41.67
80MVA
80MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
12 MVAr
EUSEBIO AYALA
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANE-
ALEACIONESYGUAZU
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
DARIAS
41.67MVA
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV2 x 60MVA
20 MVA
CAIASA
MCAL.
ADM
2 x80 MVAr
2 x18 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
ALTOS
66 kV 66 kV
60 MVA
2 x 41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kVVAQUERIA
220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
600 MVA4 x
30
23 kVMVA
2 x
20
23 kV
MVA
60MVA
2 x
MVA
VILLAAURELIA220 kV
80MVA
2 x 30 MVA
23 kV
2 x 30
IPS 66 kV
MVA
23 kV
66 kV
2 X 30MVA
41.67MVA
23 kV
80
KM 7220 kV
23 kV24 MVAr
2 x
600
LOS CEDRALES2 x
LOS
220 kVCEDRALES
MVA
500 kV
2 x
80 MVAr
20
24 MVAr
MVA
23 kV
41.67
41.67
STA.
220 kV
23 kV
RITA
41.67
MARIA
220 kV
23 kV
AUXILIA-DORA
MVA
6 MVAr
YGUAZU220 kV
2 x112/134 MVA
2 X 100 MVA
GEN. YGUAZU
13.8kV
13.8kV
VILLA ELISA
220 kV
80MVA
6002 x
MVA
500 kV
66 kV
EUSEBIOAYALA
220 kV
OVIEDO IICORONEL
41.67MVA
23 kV
MVA
RETA
80MVA
20MVA
LOMA PLATA
60MVA
66 kV
2 x
2 x
MVA
MVA
80MVA
23 kV
80MVA
80
80
MVA
23 kV
2 x
41.67
PILAR II 220 kV
23 kV
MVA
2 x 41.67MVA
23 kV6 MVAr
2 x
2 x
2 x
66kV
41.67MVA
23kV
MVAr20
10
220 kV
23 kV
TOROPAMPA
MVA
MVA
80MVA
PARANAMBU
NATALIO
41.67
220 kV
220kV
MVA23 kV
3 MVAr
NARANJAL
120MVA
66 kV
66 kV
23 kV
MVA2 x 30
41.67MVA
23 kV3 MVAr
12 MVAr
12MVA
23 kV3 MVAr
23 kV18 MVAr
3 x 30MVA 23 kV
18 MVAr
3 x 30MVA
2 x
2 x
2 x
2 x
6 MVAr
23 kV
2 x 80MVA
23 kV
2 x 80MVA
3 x 80
80MVA
23 kV
6 MVAr
6 MVAr
6 + 6 MVAr
12 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
36 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
48 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
12 MVAr6 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
9 MVAr
20MVA
23 kV
220 kV
120 MVA
66 kV
23 kV
2 X 50MVA
24 MVAr2 x 50MVA
23 kV24 MVAr
CARAYAO 220 kV
CER
220 kV
SICBRAS 220 kV
66 kV
2 x 30MVA
120MVA
PARAGUARI
30
QUIINDY
CAAPUCU
30 MVA
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
60
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
30MVA
6 MVAr
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
66 kV
2.4 MVAr
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV
9 MVAr
60
66 kV
MVA
12 MVAr6 MVAr
18 MVAr
41.67
41.67MVA23 kV
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
41.67
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
kV
66 kV
220 kV
2 x
6 MVAr6 MVAr
12 MVAr
CON-CEPCION II
23 kV
6 MVAr
30/20/15MVA
66 kV
LUQUE 220 kV
23 kV48 MVAr
80MVA
80MVA
VILLETA II 220 kV
120MVA
ACUEDUCTO
10MVA
220 kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
3 MVAr23 kV
MVA41.672 x
220 kVMICROCENTRO
80MVA
66 kV
60 MVA
23kV
ACY 66 kV
A APR 66 kV
SISTEMAEMSA
MVA
23 kV
3 MVAr
41.67
LOPEZ220 kV
C. A.
TRINIDAD 500 kV
600 MVA
MVA
23 kV
41.67
12 MVAr
23 kV
20MVA
23 kV
220 kV
BELLAVISTANORTE
66 kV
6 MVAr
SAN
66 kV
CAMBYRETA66 kV
27 MVAr
MVA
23 kV
YUTY
66 kV
23 kV
PEDRO
3 MVAr
MVA30
23 kV
23 kV
MVA 2 x 30
COSTANERA
66 kV
FRAM
66 kV
23 kV
MVA30
304 x
MVA30
DEL PARANA
120
120 MVA
MD - ITAIPU 220 kVTR - 6
26 MVA
TR - 726 MVA
LT 66 kV MD - IPU
LT 66 kV MD - FI
COPEL
ACARAY 220 kV
SANTA ROSA
41.67MVA
HORQUETA
120 MVA
HORQUETA
CON-
YBY-YAU
CRUCE
VALLEMI II 220 kV
VALLEMI 220 kV
20
60 MVA 60 MVA
KM 30
120
WHITEMARTINS
HERNAN-
PTE. FRANCO 220kV
3 x 20
TRINIDAD 220 kV
CNEL. BOGADO
TRINIDAD 66 kV
2 x 60 MVA
80
CORONEL OVIEDO
PIRAYU
PIRAYU
SAN PATRICIO 220 kV
YACYRETA
AYOLAS
VILLALBIN 220 kV
PILAR 66 kV
3 x 20 MVA
2 x 15 MVA
S. J. BAUTISTA
MVA
GUARAMBARE 220 kV
GUARAMBARE 66kV
GRAN
NACIONAL
VILLETA
ITAUGUA 66 kV
CAACUPE
3 x 30 MVA
CAPIATA
2 X 41.67
MD - ITAIPU 500 kV
CER
SAN LORENZO
SAN LORENZO 66kV
PTO. BOTANICO
2 x 300/180/120
VILLA AURELIA
3 x 30MVA
BARRIO
TRES BOCAS
PARQUE CABALLERO
3 x 30 MVA
SAN MIGUEL
BANCO CENTRAL
LAMBARE 220 kV
CLORINDA
PTO.
REPUBLICANO
LAMBARE 66 kV
PTO. SAJONIA 220 kV
SAN ANTONIO
GRAL. DIAZ
3 x 30MVA
CENTRAL 66kV
ITAIPU 500 kV
3 x 19MVA
10 GENERADORES
10 x 172.5 MVA
80 MVA
AYOLAS
3 X 375
3 x 19MVA
3 x 25MVA
3 x 25MVA
CER
FILTRO x 5
ACARAY 66 kV
ERIDAY
F. A.
TCR 1 TCR 2
R
2 x 120 MVA
BELLA
CARGIL
CERVEPAR
10 x 823.6 MVA
GEN. 10
10 x ( 3 x 275 ) MVA
18 kV
220 kV
23 kV
SANTA ROSA66 kV
60MVA
SAN PEDRO NORTE66 kV
23 kV
220 kV
20 MVAr
CERROCORA220 kV
P. J. CABALLERO66 kV
30 MVA
66 kV
66 kV
20 MVA
23 kV
66 kV
66 kV
CEPCION
23 kV
2 x 30MVA
6.3 kV20MVAr
KM 30 220 kV
CAMPODOS220 kV
23 kV
CAAGUAZU220 kV
41.67MVA
23 kV
80MVA
23 kV
66 kV
23 kV
66 kV
13.8 kV13.8 kV 13.8 kV 13.8 kV
GEN. 1 GEN. 2 GEN. 3 GEN. 4
ALTOPARANA66 kV
41.67MVA
23 kV
66 kV
220 kV
MVACNEL.BOGADO
20MVAr
220 kV
23 kV
220 kV
MVA
23 kV
MVAr
YACYRETA
500 kV
500 kV
MVA220 kV
23 kV
MVA
23 kV
220 kV40MVA
AYOLAS 66 kV
13.8 kV
10 x 175 MVA
20MVAr
23 kV
66 kV
23 kV VILLALBIN
23 kV
220 kV
23 kV
23 kV220 kV
23 kV
PTO. BOTANICO66 kV
220 kV
23 kV
CABALLERO
66 kV
PARQUE
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
PARQUE66 kV
3 x 30MVA
23 kV
66 kV
66 kV
23 kV
HOSPITAL
20 MVAr
66 kV
23 kV
23 kV
66 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
20MVA
VISTA
61 MVA 61 MVA 65 MVA 65 MVA
PTE.FRANCO
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
AÑO 2023
DP / DEGFECHA: 25/10/13
ARCHIVO : 2023-D
A.8-10
REFERENCIA
500 kV
220 kV
66 kV
23 kV
23 kV
30/20/15PIRAPO
30 MVA
23 kV
66 kV
KM 15 66 kV
12 MVAr
EUSEBIO AYALA 220 kV
FILADELFIA
ESTIGARRIBIA
30 MVA
20 MVA
20MVAr
LOMAPLATA 220 kV
66 kV
66 kV 23 kV
23 kV
MCAL.
Plan Maestro de Generación y Transmisión de Corto y Medio Plazo ( 2014 -2023 )
12 MVAr
6 MVAr
3 MVAr
30 MVAr
24 MVAr
23 kV
MVA
80
23 kV
24 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
-80 / + 150 MVAr
80
23 kV
MVA
20.4 MVAr
CIUDAD DELESTE
66 kV
3 x 30MVA
23 kV18 MVAr
MVA
30MVA
30 MVA
24 MVAr
48 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
24 MVAr
48 MVAr
24 MVAr
48 MVAr
36 MVAr
24 MVAr
25 MVAr
9 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
41.67MVA
BARRIOSAN PEDRO220 kV
23 kV
2 x 41.67
ITAKYRY 220 kV
2 x 60MVA
F. DE LA MORA 66 kV
3 x 30MVA
23 kV
CER
-120 / + 300 MVAr
3 x 30MVA
23 kV
24 MVAr
CAMBYRETA 220 kV
609 MVAr2 x
MVA
41.67MVA
23 kV
MVA
VIÑAS CUEMARIANOROQUEALONSO66 kV
3 x 30MVA
23 kV
120MVA
2 x
MVA
2 X 30MVA
23 kV
3 x 30MVA
23 kV
MVA
23 kV
48 MVAr
23 kV
20 MVA
3 MVAr
30 MVA
CAAZAPA
60 MVA
OVIEDO
66 kV
23 kV
66 kV
23 kV
PASO PE220 kV
MVA
41.67 MVA
15 MVAr23 kV
15 MVAr
18 MVAr
CLYFSA
VILLARRICA66 kV
SAN JUANNEPOMUCENO
41.67MVA
23 kV
30MVA
220 kVLACOLMENA
66 kV
30MVA
23 kV3 MVAr
12 MVAr
2 x 41.67MVA
SANESTANISLAO220 kV
23 kV24 MVAr
23 kV
41.67 MVA
ITACURUBIDEL ROSARIO220 kV
2 x 300/180/120MVA
60MVA
CERRO CORA66 kV
2 x 300/180/120MVA
2 x 300/180/120MVA
OBRAS PROGRAMAS EN EL AÑO
ADECUACION Y/O CAMBIO
30/25/20MVA
23 kV
50
23 kV
3 x 30MVA
CORONEL
66 kV
VILLA
220 kVHAYES
220 kV
66 kV
3 MVAr
2 x 60MVA
ENCARNACION 66 kV
80 MVAr2 x
VICTORIA220 kV
LA
VILLA HAYES 500 kV
MVA50MVA
23 kV
41.67 MVA
6 MVAr
23 kV
30/25/10MVA
41.67
80MVA
80MVA
CAPITANBADO220 kV
MVA
23 kV
18 MVAr
12 MVAr
EUSEBIO AYALA
COMPAÑIAMETALURGICAYGUAZU
ÑANE-
ALEACIONESYGUAZU
12 MVAr
6 MVAr
6 MVAr
CEMENTERAYGUAZU
3 x 30MVA
23 kV
BARRIOMBURUCUYA66 kV
DARIAS
41.67MVA
23 kVPARQUE
220 kVINDUSTRIAL
2 x
66 kV2 x 60MVA
20 MVA
CAIASA
MCAL.
ADM
2 x80 MVAr
2 x18 MVAr
BARRIOMOLINO
220 kV
66 kV 66 kV
60 MVA
41.67MVA
41.67 MVA
MALLORQUIN220 kV
23 kVVAQUERIA
220 kV
41.67MVA
23 kV
3 MVAr
6 MVAr
600 MVA4 x
LUQUE 220 kV
23 kV48 MVAr
80MVA
80MVA
30
23 kVMVA
2 x
20
23 kV
MVA
60MVA
2 x
MVA
80MVA
2 x 30 MVA
23 kV
IPS 66 kV
66 kV
2 X 30MVA
41.67MVA
23 kV
80
KM 7220 kV
23 kV24 MVAr
2 x
600
LOS CEDRALES2 x
LOS
220 kVCEDRALES
MVA
500 kV
80 MVAr
20
36 MVAr
MVA
23 kV
41.67
41.67
STA.
220 kV
23 kV
RITA
41.67
MARIA
220 kV
23 kV
AUXILIA-DORA
MVA
6 MVAr
YGUAZU220 kV
2 x112/134 MVA
2 X 100 MVA
GEN. YGUAZU
13.8kV
13.8kV
VILLA ELISA
220 kV
80MVA
6002 x
MVA
500 kV
66 kV
EUSEBIOAYALA
220 kV
OVIEDO IICORONEL
41.67MVA
23 kV
MVA
RETA
80MVA
20MVA
LOMA PLATA
60MVA
66 kV
2 x
2 x
MVA
MVA
80MVA
23 kV
80MVA
80
80
MVA
23 kV
2 x
41.67
PILAR II 220 kV
23 kV
MVA
2 x
2 x
2 x
66kV
41.67MVA
23kV
MVAr20
10220 kV
23 kV
TOROPAMPA
MVA
MVA
80MVA
PARANAMBU220 kV
NARANJAL
120MVA
66 kV
66 kV
23 kV
MVA2 x 30
41.67MVA
23 kV12 MVAr
18 MVAr
12MVA
23 kV3 MVAr
23 kV18 MVAr
3 x 30MVA 23 kV
18 MVAr
3 x 30MVA
2 x
2 x
23 kV
2 x 80MVA
3 x 80
60 MVA
CARAYAO 500 kV
2 x
80MVA
3 x 30MVA
23 kV
6 MVAr6 MVAr
36 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
24 MVAr
30 MVAr
12 MVAr
3 MVAr
12 MVAr
12 MVAr
18 MVAr
18 MVAr
48 MVAr
18 MVAr
20MVA
23 kV
LIMPIO 220 kV
20 MVAr
ALTOS
2 x 41.67MVA
23 kV
12 MVAr
80MVA
23 kV
220 kV
120 MVA
66 kV
23 kV
2 X 50MVA
24 MVAr2 x 50MVA
23 kV24 MVAr
2 x
2 x 600MVA
CER
220 kV
SICBRAS 220 kV
66 kV
2 x 30MVA
120MVA
PARAGUARI
30
QUIINDY
CAAPUCU
30 MVA
23 kV
66 kV
MVA
23 kV
60
VALLE APUA
MVA
220 kV
23 kV
30MVA
6 MVAr
3 MVAr
30MVA
23 kV
66 kV
12MVA
66 kV
6 MVAr
66 kV
2.4 MVAr
30 MVA
ACEPAR
LIMPIO
60 MVA
VILLA HAYES
66 kV
66 kV
23 kV
9 MVAr
60
66 kV
MVA
12 MVAr6 MVAr
18 MVAr
41.67
80MVA23 kV
MVA
23 kV
CURU-GUATY
220 kV
41.67
DEL GUAIRA220 kV
80 MVA
23 kV
CATUETE
MVA
60 MVA
ITAKYRY
CURU-GUATY
30MVA
66 kV
23 kV
12 MVAr
23 kV
41.67
SALTO
12 MVAr
21.5 MVAr
30MVA
23 kV
10
23 kV
MVAr12
MVA
30MVA
23
MINGA
66 kV
66 kV
PORA
INPASA66 kV
6 MVAr
CATUETE
ITAKYRY 66 kV
23 kV
2 x 30/20/15MVA
kV
66 kV
220 kV
2 x
12 MVAr
12 MVAr
10
POZO
220 kV
23 kV
MVA
COLORADO
CARAYAO 220 kV
CON-CEPCION II
23 kV
6 MVAr
30/20/15MVA
66 kV
VILLETA II 220 kV
VILLAAURELIA220 kV
23 kV
2 x 80MVA
36 MVAr
120MVA
ACUEDUCTO
10MVA
220 kV
FOZ DE YGUAZU 500 kV
3 MVAr23 kV
MVA41.672 x
220 kVMICROCENTRO
80MVA
66 kV
60 MVA
23kV
ACY 66 kV
A APR 66 kV
NATALIO
41.67
220kV
MVA23 kV
3 MVAr
2 xSISTEMAEMSA
MVA
23 kV
3 MVAr
41.67
LOPEZ220 kV
C. A.
TRINIDAD 500 kV
600 MVA
23 kV
MVA
23 kV
41.67
20MVA
23 kV
220 kV
BELLAVISTANORTE
30 MVA
23 kV9 MVAr
2 x
66 kV
6 MVAr
SAN
66 kV
CAMBYRETA66 kV
27 MVAr
MVA
23 kV
YUTY
66 kV
23 kV
PEDRO
3 MVAr
MVA30
23 kV
23 kV
MVA 2 x 30
COSTANERA
66 kV
FRAM
66 kV
23 kV
MVA30
304 x
MVA30
DEL PARANA