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horizonte es de 25 años y la tasa de descuento para calcular el VPN de los beneficios y de las anualidades del proyecto es del 14.06%. En la alternativa que considera cerrados los enlaces a 115 kV no se incluye el AOM, debido a que ya está siendo remunerado. Los beneficios se deben al mayor nivel de exportaciones y se valoran con el promedio mensual de la relación de las rentas de congestión, la energía transada, y a la energía no suministrada, para lo cual se emplea el escalón de la curva de costo de racionamiento de acuerdo con el porcentaje de carga en potencia racionado en cada barra. Los costos de inversión para la Alternativa que considera los enlaces Catambuco – El Zaque y Popayán – Río Mayo a 115 kV, operando normalmente cerrados, asciende a M$ 37,300 y la Alternativa que considera el segundo transformador 230/115 kV de 150 MVA asciende a M$ 6,700. La relación B/C para la primera Alternativa es de 6.5 y la relación B/C para la segunda Alternativa es de 28. Es de anotar que al cerrar los enlaces Catambuco – El Zaque y Popayán – Río Mayo 115 kV las pérdidas pasan en el 2006 de 1.22% a 5.21% y con la Alternativa del segundo transformador pasan de 1.22% a 1.49% del total de la demanda de CEDENAR. En el 2008 se presenta un nivel de pérdidas de 4.89% con enlaces cerrados y 2.16% con el segundo transformador. Por lo anterior se recomienda al OR, llevar a cabo la instalación del segundo transformador 230/115 kV de 150 MVA en la subestación Jamondino. De otro lado, se presentan problemas de tensión a partir del año 2010 en Tumaco, para lo cual se recomienda instalar compensación capacitiva de 10 MVAr. 6.4.12 Análisis Área Bolívar Con el adelanto del cambio de nivel de tensión de 66 kV a 110 kV de la subestación Zaragocilla para el año 2006, no se presentan problemas en el área. Igualmente, con la expansión propuesta por el Operador de Red no se detectan problemas en el horizonte analizado. 6.4.13 Análisis Área Atlántico En el horizonte de análisis no se identifican problemas en el área. 6.4.14 Análisis Área Guajira – Cesar – Magadalena En esta área para este periodo no se observan problemas. PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019 129
6.4.15 Análisis Área Cerromatoso Al final del horizonte de análisis, la línea Urabá – Apartadó presenta niveles elevados de cargabilidad. 6.4.16 Análisis Área Chocó A partir del 2006 la red del Chocó se interconectará con la subestación Virginia 115 kV, mediante la línea Virginia – Cértegui 115 kV. Igualmente, con la instalación de compensación capacitiva de 9 MVAr en Quibdo, 0,5 MVAr en Certegui y 1.5 MVAr en Istmina, se superan los problemas de bajas tensiones en el área. 6.4.17 Nivel de Corto Circuito en las Subestaciones del STN En el Anexo D se presenta el nivel de cortocircuito en las subestaciones del STN. Como se mencionó en los Planes de Expansión Generación – Transmisión anteriores, el nivel de cortocircuito en la subestación San Carlos 230 kV superará la capacidad de los equipos de esta subestación, el cual es de 40 kA. De acuerdo con las alternativas de solución presentadas por el CND la mejor opción en el corto plazo consiste en la reconfiguración de los circuitos Guatape – San Carlos 1 y San Carlos – La Sierra en el circuito Guatape – La Sierra y de los circuitos Guatapé – San Carlos 2 y San Carlos – Esmeralda 1 en el circuito Guatapé – Esmeralda, como se muestra en la Gráfica 6-14. Gráfica 6-14. Alternativa 3. Fuente: CND 130 PLAN DE EXPANSIÓN DE REFERENCIA GENERACIÓN - TRANSMISIÓN 2005 – 2019
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6.4.15 Análisis Área Cerromatoso<br />
Al final <strong>de</strong>l horizonte <strong>de</strong> análisis, la línea Urabá – Apartadó presenta niveles elevados<br />
<strong>de</strong> cargabilidad.<br />
6.4.16 Análisis Área Chocó<br />
A partir <strong>de</strong>l 2006 la red <strong>de</strong>l Chocó se interconectará con la subestación Virginia 115 kV,<br />
mediante la línea Virginia – Cértegui 115 kV. Igualmente, con la instalación <strong>de</strong><br />
compensación capacitiva <strong>de</strong> 9 MVAr en Quibdo, 0,5 MVAr en Certegui y 1.5 MVAr en<br />
Istmina, se superan los problemas <strong>de</strong> bajas tensiones en el área.<br />
6.4.17 Nivel <strong>de</strong> Corto Circuito en las Subestaciones <strong>de</strong>l STN<br />
En el Anexo D se presenta el nivel <strong>de</strong> cortocircuito en las subestaciones <strong>de</strong>l STN.<br />
Como se mencionó en los Planes <strong>de</strong> Expansión Generación – Transmisión anteriores,<br />
el nivel <strong>de</strong> cortocircuito en la subestación San Carlos 230 kV superará la capacidad <strong>de</strong><br />
los equipos <strong>de</strong> esta subestación, el cual es <strong>de</strong> 40 kA.<br />
De acuerdo con las alternativas <strong>de</strong> solución presentadas por el CND la mejor opción<br />
en el corto plazo consiste en la reconfiguración <strong>de</strong> los circuitos Guatape – San Carlos<br />
1 y San Carlos – La Sierra en el circuito Guatape – La Sierra y <strong>de</strong> los circuitos Guatapé<br />
– San Carlos 2 y San Carlos – Esmeralda 1 en el circuito Guatapé – Esmeralda, como<br />
se muestra en la Gráfica 6-14.<br />
Gráfica 6-14. Alternativa 3.<br />
Fuente: CND<br />
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