ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LÍNEAS AÉREAS DE …
Transcript of ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LÍNEAS AÉREAS DE …
ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE
ALTA TENSIÓN EN UN SISTEMA DE
SUBTRANSMISIÓN
ANA MARÍA MEJÍA SOLANILLA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA
CODENSA S.A ESP
CONTENIDO Pág.
Resumen I Abreviaciones II
Figuras, gráficas y tablas IV Anexos IX Capítulo 1 INTRODUCCIÓN 1
1.1 Definición del problema 2
1.2 La repotenciación en sistemas de subtransmisión 2
1.3 Objetivos y alcance del proyecto 4
1.4 Estructura del documento 5
Capítulo 2
PLANIFICACIÓN DE REDES DE TRANSMISIÓN Y DISEÑO DE LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN 7
2.1 Proyecciones de demanda 8
2.1.1 Proyección de demanda nacional 8
2.1.2 Metodología de proyección de demanda para el caso
de estudio 13
2.1.2.1 Modelos econométricos 13
2.1.2.2 Modelos de tendencias 13
2.1.2.3 Metodología de ajuste de las proyecciones 14
2.2 Metodologías de planificación de sistemas eléctricos de potencia 14
2.2.1 Plan de expansión nacional 15
2.2.1.1 Diagnóstico global y por áreas 15
2.2.1.2 Análisis de costo y mediano plazo 15
2.2.2 Metodología de planificación implementada en el caso
de estudio 16
2.3 Diseño de líneas de transmisión 18
2.3.1 Estudios y parámetros eléctricos 18
2.3.2 Estudios y parámetros mecánicos 19
2.3.3 Impactos ambientales de las líneas de transmisión 20
Capítulo 3 TIPOS DE CONDUCTORES Y ALTERNATIVAS DE REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN 22
3.1 Conductores convencionales 23
3.1.1 Conductor ACSR 24
3.1.2 Conductor AAAC 25
3.2 Conductores con alta capacidad de temperatura 27
3.2.1 Conductores G(Z)TACSR 27
3.2.2 Conductores ACSS 30
3.2.3 Conductores (Z)TACIR 32
3.2.4 Conductores ACCR 34
3.2.5 Conductores ACCC 37
3.3 Comparación de los conductores 39
3.4 Repotenciación de líneas aéreas de alta tensión 40
3.4.1 Consideraciones a tener en cuenta para la
repotenciación de líneas aéreas de alta tensión 41
3.4.2 Análisis de líneas y estructuras existentes 41
3.4.3 Alternativas de repotenciación existentes en la actualidad 42
3.4.3.1 Cambiar el conductor por uno de mayor capacidad 43
3.4.3.2 Conductores en Haz 43
3.4.3.3 Aumentar el nivel de tensión usando conductores
actuales 44
3.4.3.4 Aumentar la temperatura de operación usando los
conductores actuales 44
3.4.3.5 Utilización de conductores de gran capacidad
de corriente a elevada temperatura 45
Capítulo 4 ANÁLISIS TÉCNICO DE REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN 46
4.1 Datos iniciales 46
4.1.1 Datos del sistema 46
4.1.2 Datos y aspectos a conocer de los conductores 46
4.1.3 Parámetros metereológicos 47
4.2 Parámetros eléctricos y mecánicos 49
4.2.1 Parámetros eléctricos de operación de los conductores 50
4.2.1.1 Parámetros eléctricos de los conductores 50
4.2.1.2 Pérdidas 52
4.2.2 Parámetros mecánicos de las líneas de transmisión 54
4.2.2.1 Tensionado de conductores 54
4.2.2.2 Creep 55
4.2.2.3 Flechas y tensiones 57
4.3 Análisis eléctrico 60
4.3.1 Análisis de flujos de carga 60
4.3.1.1 Análisis de cargabilidad 61
4.3.1.2 Análisis de pérdidas en demanda máxima 61
4.3.1.3 Análisis de regulación de tensión 62
4.3.2 Análisis de cortocircuito 63
4.3.3 Análisis de contingencias 65
4.4 Análisis mecánico 65
4.4.1 Árbol de cargas 65
4.4.1.1 Cargas transversales 66
4.4.1.2 Cargas longitudinales 70
4.4.1.3 Cargas verticales 71
4.4.2 Hipótesis de carga 72
4.4.2.1 Estructuras de suspensión 72
4.4.2.2 Estructuras de retención y terminales 73
4.4.3 Cálculo de pesos de las torres 73
Capítulo 5 ANÁLISIS ECONÓMICO DE REPOTENCIACIÓN DE
LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN 77
5.1 Costos de inversión 78
5.1.1 Materiales y equipos 78
5.1.1.1 Costo de estructuras 79
5.1.1.2 Costo de cadenas de aislamiento 80
5.1.1.3 Sistema de puestas a tierra 80
5.1.1.4 Costos cables 80
5.1.2 Mano de obra 81
5.1.2.1 Estudios y diseños 81
5.1.2.2 Montaje y desmontaje 82
5.1.2.3 Obra civil 82
5.1.2.4 Revisión 82
5.1.3 Expresiones de precios 82
5.1.3.1 Costo FOB 83
5.1.3.2 Costo CIF (Cost Insurance and Freight –
Costo, Seguro y Flete) 83
5.1.3.3 Costo DDP (Delivered Duty Paid –
Entregado Derechos Pagados) 83
5.1.3.4 Costos directos totales 83
5.1.3.5 Otros costos 83
5.2 Costos de pérdidas 84
5.2.3 Cálculo de los costos de kilovatio hora 84
5.2.3.1 Costos compra de energía 85
5.2.3.2 Cargo de uso del STN 86
5.2.3.3 Otros cargos 86
5.2.4 Cálculo del factor de carga y del factor de pérdidas 87
5.2.5 Pérdidas máximas de potencia del sistema 89
5.2.6 Pérdidas promedio de potencia del sistema 90
5.2.7 Pérdidas promedio de energía del sistema 90
5.2.8 Costos de pérdidas promedio de energía 91
5.2.9 Valor presente neto de los costos de pérdidas 91
5.2.10 Comparación pérdidas promedio de potencia
de las diferentes alternativas de repotenciación
con el conductor actual 91
5.2.11 Comparación costos de pérdidas de cada una
de las metodologías de repotenciación con los
costos de pérdidas con el conductor actual 92
Capítulo 6
METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN PARA LA SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA ÓPTIMA DE REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN EN UN SISTEMA DE TRANSMISIÓN 93
6.1 Información previa necesaria para la aplicación
de la metodología 93
6.2 Metodología 94
Capítulo 7
CASO REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN DE LA RED DE CONDENSA S. A. ESP 100
7.1 Proyección demanda Codensa S. A. ESP 100
7.2 Resultados del análisis técnico eléctrico 102
7.2.1 Pérdidas efecto joule 103
7.2.2 Cargabilidad de las líneas 105
7.2.3 Regulación de tensión 107
7.2.4 Cortocircuitos 108
7.3 Resultados análisis técnico mecánico 109
7.3.1 Árboles de carga 109
7.3.2 Peso de las estructuras 110
7.3.3 Cimentación 111
7.4 Resultados análisis económicos 113
7.4.1 Costos de inversión 113
7.4.2 Costos de pérdidas 120
7.4.3 Costos totales 124
Capítulo 8 CONCLUSIONES 158
8.1 Aportes 160
8.2 Futuros trabajos 161
Bibliografía 163
Anexos 167
I
RESUMEN
Los estudios para encontrar estrategias de planeamiento óptimo en los
sistemas de transmisión y subtransmisión que se han realizado hasta el
momento manejan el problema de la expansión de la red en general, siendo la
repotenciación de subestaciones y líneas una de las variables del problema.
Sin embargo, el problema de encontrar la metodología óptima específicamente
en repotenciación de líneas de subtransmisión no se ha planteado con el
suficiente detalle hasta el momento.
Este trabajo plantea las diferentes metodologías de conductorización existentes
para la repotenciación de líneas de alta tensión comenzando con una
descripción de los procesos previos necesarios como son la planificación y las
proyecciones de demanda, pasando por una explicación de las tecnologías
actuales de conductores de alta capacidad y finaliza con la construcción de una
metodología que permite evaluar técnica y económicamente las diferentes
alternativas de repotenciación de líneas aéreas de alta tensión para la
selección de la alternativa óptima a aplicar a un sistema de subtransmisión,
implementado dicha metodología para econtrar la solución optima de
repotenciación de líneas de alta tensión para la red de CODENSA S.A ESP,
empresa de energía de la ciudad de Bogotá.
II
ABREVIACIONES PIB Producto Interno Bruto
UPME Unidad de Planeamiento Minero Energético
ISA Interconexión Eléctrica S.A.
STN Sistema de Transmisión Nacional
XM Expertos en Mercados S. A.
MEM Mercado de Energía Mayorista
SDL Sistema de Distribución Local
TIE Transacciones Internacionales de Energía
ENPEP Energy and Power Evaluation Program
AT Alta Tensión
SIN Sistema Interconectado Nacional
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
ORs Operadores Regionales
RETIE Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas
ACSR Aluminium Conductor Steel Reinforced
AAAC All Aluminium Alloy Conductor
HTLS High Temperature-Low Sag
GTACSR Gap type thermal-resistant aluminum alloy conductor steel reinforced
GZTACSR Gap type super thermal-resistant aluminum alloy conductor steel
reinforced
ZTACIR Extremely High Temp Aluminum Invar Steel Reinforced
ACSS Aluminum Conductor Steel Supported
ACCC Aluminum Conductor Composite Core
ACCR Aluminum conductor 3M alumina fiber Composite Reinforced
CRAC Composite reinforced aluminum conductor
ACFR Aluminum Conductor Carbon Fiber Reinforced
III
IACS International Annealed Cooper Standard
IEC International Electrotechnical Commission ASTM American Society for Testing and Materials NTC Norma Técnica Colombiana EEB Empresa de Energía de Bogotá
FACTS Flexible alternating current transmission systems
DC Corriente Directa AC Corriente Alterna
EDS Tensión diaria promedio (Every day strengh)
DES Duración equivalente del servicio FES Frecuencia equivalente del servicio
CIF Cost Insurance and Freight – Costo, Seguro y Flete
DDP Delivered Duty Paid – Entregado Derechos Pagados
AOM Administración, Operación y Mantenimiento
CND Centro nacional de despacho
SIC Sistema de intercambios comerciales
STR Sistema de transmisión regional
IPC Índice de precios del consumidor
IPP Índice de precios del productor
VPN Valor presente neto
IV
FIGURAS, GRÁFICAS Y TABLAS
Figuras Figura 2-1 Etapas características de un estudio de planificación Figura 2-2 Etapas características de un estudio de proyección de demanda Figura 2-3 Cálculo de esfuerzos y tensionas en un vano de una línea
Figura 3-1 Clasificación de los conductores de alta capacidad.
Figura 3-2 Configuración de conductor con núcleo de acero tipo GAP
Figura 3-3 Configuración conductor de alta temperatura con núcleo de acero
Figura 3-4 Vista en detalle del conductor compuesto
Figura 3-5 Corte transversal del conductor compuesto Figura 4-1 Tipos de fallas en el sistema de potencia Figura 4-2. Árbol de cargas para una Torre estándar para línea de alta tensión. Figura 6-1 Pasos 1 y 2 para evaluar alternativas de repotenciación
Figura 6-2 Paso 3 para evaluar alternativas de repotenciación
Figura 6-3 Paso 4 para evaluar alternativas de repotenciación. Parte A.
Figura 6-4 Paso 4 para evaluar alternativas de repotenciación Parte B.
Figura 6-5 Paso 5 para evaluar alternativas de repotenciación.
Figura 7-1 Comparación propiedades entre conductor alta capacidad y
conductor Convencional.
Figura 7-2 Metodología de evaluación para encontrar la solución óptima de
repotenciación de línea de alta tensión
Figura k-1.Unifilar red de transmisión de CODENSA S.A ESP.
V
Gráficas
Gráfica 2-1 Demanda Nacional de Energía (GWh-año) y crecimiento.
Grafica 2-2. Demanda anual de potencia y crecimiento
Grafico 2-3. Crecimiento demanda de energía vs crecimiento PIB nacional
Gráfica 7-1. Evolución de la demanda de energía mensual del área operativa de CODENSA S.A. ESP vs. la demanda Nacional
Gráfica 7-2. Potencia máxima mensual del área operativa de CODENSA S.A. ESP y la Nación.
Gráfica 7-3 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar en el año
2011
Gráfica 7-4 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar en el año
2013
Gráfica 7-5 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar en el año
2017
Gráfica 7-6 Cargabilidad de las líneas a repotenciar en el año 2011.
Gráfica 7-7 Cargabilidad de las líneas a repotenciar en el año 2013.
Gráfica 7-8 Cargabilidad de las líneas a repotenciar en el año 2017.
Gráfica 7-9 Regulación de las líneas a repotenciar en el año 2011. Gráfica 7-10 Regulación de las líneas a repotenciar en el año 2013.
Gráfica 7-11 Regulación de las líneas a repotenciar en el año 2017.
Gráfica 7-12 Costos de inversión por ítem para la línea BA-MO Gráfica 7-13 Costos de inversión por ítem para la línea ES-TZ1 Gráfica 7-14 Costos de inversión por ítem para la línea MU-S2 Gráfico 7-15. Gráfica 7-15 Costos de inversión por ítem para la línea LA-S2
Gráfico 7-16. Delta de Costos de inversión para la líneas y el delta típico
encontrado. Gráfico 7-17. Delta de Costo total de inversión por alternativa de
repotenciación en comparación con la construcción de nuevas líneas.
Gráfica 7-18 Costos de Pérdidas promedio de energía del sistema en valor
presente neto por alternativa de repotenciación
VI
Gráfica 7-19 Delta de costos de Pérdidas promedio de energía del sistema
valor presente neto por alternativa de repotenciación con referencia al
conductor actual.
Gráfico 7-20. Delta de costos totales. Gráfica G-1 Árboles de carga para conductor Peacock estructura suspensión
Clase A
Gráfica G-2 Árboles de carga para conductor Peacock estructura suspensión
Clase B
Gráfica G-3 Árboles de carga para conductor Peacock estructura retención
Clase A
Gráfica G-4 Árboles de carga para conductor Peacock estructura retención
Clase B
Gráfica G-5 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura suspensión Clase
A
Gráfica G-6 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura suspensión Clase
B
Gráfica G-7 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura retención Clase A
Gráfica G-8 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura retención Clase B
Tablas
Tabla 3-1. Clasificación de los conductores con núcleo de acero reforzado tipo
GAP Tabla 3-2. Clasificación de los conductores con núcleo de acero reforzado Tabla 3-3. Comparación de las diferentes tecnologías de conductores Tabla 4-1 Categorías de terreno (Norma ANSI A58.1)
Tabla 4-2 Coeficiente de Rugosidad KR
Tabla 4-3. Variables para tipo de Terreno.
Tabla 5-1. Agentes que influyen la determinación del costo del Kilovatio hora
Tabla 7-1 Pérdidas de potencia activa del sistema de CODENSA S.A ESP
Tabla 7-2 Cargas transversales, verticales y longitudinales para las estructuras
doble circuito de las líneas de CODENSA S.A ESP.
VII
Tabla 7-3 Peso de las estructuras Clase B Tipo Torre para los conductores
Peacok , Kiwi ,configuración en haz y conductor de alta temperatura.
Tabla 7-4 Peso y dimensiones de las Cimentaciones para cada alternativa
Tabla 7-5 Costos de inversión de la línea BA-MO
Tabla 7-6 Costos de inversión de la línea ES-TZ1
Tabla 7-7 Costos de inversión de la línea MU-S2
Tabla 7-8 Costos de inversión de la línea LA-S2
Tabla 7-9 Delta total de Costos de inversión para cada una de las alternativas
en comparación con la construcción de nuevas líneas con el conductor
Peacock.
Tabla 7-10 Delta de Costos totales de inversión de cada una de las alternativas
en comparación con la construcción de una nueva línea con el conductor
Peacock por línea.
Tabla 7-11 Delta total de Costos de inversión para cada una de las alternativas
en comparación con la construcción de nuevas líneas con el conductor
Peacock.
Tabla 7-12. Costos de los agentes para cálculo del kilovatio hora dados en el
pliego tarifario de Febrero de 2008 Tabla 7-13. Costos en Miles de millones de pesos de Pérdidas promedio de
energía del sistema en valor presente neto
Tabla 7-14. Delta de Costos de Pérdidas promedio de energía del sistema
valor presente neto en Miles de millones de pesos.
Tabla 7-15. Delta de Costos de Pérdidas y delta de costos de inversión.
Tabla 7-16. Delta de Costos totales.
Tabla A-1. Líneas a repotenciar en la red de 115 kV de CODENSA S.A ESP
Tabla A-2. Tipo de estructura de las Líneas a repotenciar en la red de 115 kV
de CODENSA S.A ESP
Tabla A-3. Proyecciones de demanda de energía y potencia para la zona de
Bogotá
Tabla B-1 Valores de Temperatura Ambiente.
Tabla B-2 Velocidades de viento
Tabla B-3 Presión Barométrica
Tabla B-4. Densidad de descargas a tierra
Tabla C-1 Distancias de seguridad corregidas
VIII
Tabla D-1. Datos de fabricante de los conductores a evaluar para
repotenciación.
Tabla D-2 Parámetros eléctricos OHM/KM de las líneas a repotenciar
Tabla D-3 Parámetros eléctricos en p.u. de las líneas a repotenciar
Tabla E-1 Parámetros de las estructuras, terreno y líneas actuales a evaluar
para repotenciación.
Tabla E-2 Distancias de las estructuras a repotenciar.
Tabla E-3 Valores de Creep para cada tipo de conductor de las líneas a
repotenciar
Tabla E-4 Factores de Seguridad
Tabla E-5 Valores de tensiones y flechas
Tabla E-6 Vanos a tomar en cuenta para cálculo de tensión longitudinal en
condición normal y anormal.
Tabla E-7 Valores de tensión longitudinal para condición máxima final y media
final.
Tabla E-8 Valores de tensión longitudinal para condición tensión con máximo
viento y tensión media final.
Tabla E-9 Valores de tensión longitudinal para condición máxima normal y
anormal.
Tabla E-10 Datos cable de Guarda.
Tabla F-1 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar comparada
con el conductor actual
Tabla F-2 Cargabilidad y corriente de las líneas a repotenciar.
Gráfica F-3 Regulación de tensión en las líneas a repotenciar (P.U.)
Tabla F-4 Regulación de tensión en las líneas a repotenciar comparado con el
conductor actual
Tabla F-5 Nivel de cortocircuito monofásico en las subestaciones de envío y
recibo de las líneas a repotenciar comparado con el conductor actual
Tabla F-6 Nivel de cortocircuito trifásico en las subestaciones de envío y recibo
de las líneas a repotenciar comparado con el conductor actual
Tabla H-1 Costos de actividades de estudios y diseños
Tabla H-2 Costos de actividades de montaje y desmontaje.
Tabla H-3 Costos de actividades Revisión e inspección
IX
Tabla I-1. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de
repotenciación años con bases del sistema
Tabla I-2. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de
repotenciación de años previos a la ejecución del proyecto
Tabla I-3. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de
repotenciación para años hallados con interpolación
Tabla I-4. Factores de relación para encontrar pérdidas de los años lejanos.
Tabla I-5. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de
repotenciación para años hallado con extrapolación
Tabla I-6. Pérdidas promedio de potencia del sistema para todos los años
Tabla I-7. Pérdidas promedio de energía del sistema para todos los años
Tabla I-8. Costos de Pérdidas promedio de energía del sistema en Miles de
millones de pesos para todos los años
Tabla I-9. Delta de Pérdidas promedio de potencia del sistema en MW
Tabla I-10. Delta de Costo de Pérdidas promedio de energía del sistema
Tabla J-1.Costos de inversión detallados para la línea BA-MO con conductor
peacock 605
Tabla J-2.Costos de inversión detallados para la línea BA-MO con conductor
CONDOR
Tabla J-3.Costos de inversión detallados para la línea BA-MO con conductor
KIWI
Tabla J-4.Costos de inversión detallados para la línea BA-MO con conductor
Peacock tipo haz doble.
X
ANEXOS
Anexo A. Datos iniciales
Anexo B. Parámetros metereológicos de la zona de Bogotá
Anexo C. Distancias de seguridad y servidumbres para Codensa.
Anexo D. Parámetros eléctricos de los conductores.
Anexo E. Parámetros mecánicos: Flechas y tensiones.
Anexo F. Tablas de resultados de análisis eléctrico.
Anexo G. Árboles de carga.
Anexo H. Precios de materiales, equipos y mano de obra.
Anexo I. Costos por pérdidas.
Anexo J. Costos de inversión línea Balsillas Mosquera.
1
CAPITULO 1.
INTRODUCCIÓN Hoy en día el crecimiento económico cada vez más acelerado y los múltiples
avances tecnológicos han generado un aumento en el consumo de energía. La
relación entre el desarrollo económico y el crecimiento de demanda energética
de un país se puede inferir por medio del PIB [3][37][38][43], debido a que
estas dos variables presentan una relación proporcional de crecimiento.
Esto justifica que las proyecciones de demanda realizadas nacionalmente se
basen en información de variables macroeconómicas (PIB), información
referente a tarifas y proyección de la población. Con esta información se
establecen los modelos econométricos con que cuenta la UPME los cuales son
basados en series de tiempo históricas, además de esto se utilizan modelos de
choque que permiten simular inversiones importantes en el ámbito regional y
finalmente también se implementan modelos de tipo dinámico con el fin de
observar otros efectos como el del racionamiento. Estos modelos dan como
resultado ventas domésticas de energía eléctrica a las cuales es necesario
agregar las pérdidas de energía de transmisión, subtransmisión y distribución a
demás de las demandas de cargas industriales para encontrar el total de
demanda. [3] En base a estas proyecciones se aplican factores de carga para
obtener los pronósticos de potencia máxima.
El aumento de demanda, causa que algunos sistemas eléctricos presenten
estados críticos en sus redes. Ocasionando que la infraestructura actual sea
insuficiente para suplir la demanda futura de energía y potencia.
Por tal motivo es necesario el planeamiento de los sistemas eléctricos, el cual
tiene como objetivo dar una solución técnica, ambiental, y económicamente
factible a los requerimientos futuros de la demanda, mejorando características
de la red como son la calidad del servicio, seguridad y confiabilidad.
2
La construcción de nuevas líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica
que deben discurrir sobre zonas densamente pobladas (urbanas e industriales)
o de reserva ambiental, trae las dificultades de encontrar los espacios físicos
necesarios para su paso, más la oposición de la comunidad para permitir su
construcción y permanencia. Como opción de menor impacto visual y
ambiental las empresas recurren a la implementación de líneas subterráneas,
lo cual involucra grandes inversiones y mayores tiempos de construcción. Ante
este escenario negativo, se están aplicando nuevas técnicas y materiales para
aumentar la capacidad de potencia de transmisión de las líneas de alta tensión
existentes.
1.1 Definición del problema.
La repotenciación de líneas aéreas de alta tensión surge como respuesta a la
necesidad de tener una red segura con capacidad de suplir una mayor
demanda de energía sin la construcción de infraestructura adicional que
requerirían de nuevos espacios, lo cual es difícil en centros urbanos saturados
de edificaciones y vías.[7] En la actualidad existen diferentes alternativas
técnicas de repotenciación de líneas aérea de transmisión y ellas representan
impactos económicos diferentes en las compañías, debido a que los costos de
inversión no son iguales, a demás su aplicación impacta de manera distinta el
sistema de transmisión en lo operativo y técnico. Por esta razón es necesario
aplicar una metodología que permita identificar la solución adecuada teniendo
en cuenta la situación de la red.
1.2 La repotenciación en sistemas de subtransmisión
La repotenciación de líneas es una metodología que surge por la necesidad de
tener una red con capacidad de abastecer la demanda de energía sin tener que
construir nuevas líneas. Los sistemas de distribución deben mantener una
confiabilidad garantizando el suministro independientemente de la demanda,
pero para esto se requiere una red de subtransmisión capaz de suplir las
3
necesidades del sistema de distribución, es esto que se plantea repotenciar
líneas de alta tensión cercanas a centros de consumo. Así mismo, la
repotenciación evita los daños ambientales ocasionados por la construcción de
nuevos corredores.
Por otro lado, toda compañía busca la rentabilidad económica, tratando de
establecer un equilibrio entre los requerimientos técnicos necesarios y los
límites en los costos de inversión en todo proyecto para lo cual la estrategia de
repotenciación de líneas generalmente requiere de menores inversiones para la
compañía.
Las ventajas de la repotenciación de líneas tienen que ver con no tener que
enfrentar problemas de nuevos corredores, restricciones en las servidumbres y
los posibles inconvenientes que se pueden tener en la obtención de permisos
de construcción. Sin embargo como se tienen diferentes alternativas con
distintos impactos técnicos en la red es necesario evaluar cada una de ellas
En la universidad Tecnológica de Pereira se han desarrollado técnicas de
optimización meta-heurística orientadas al planeamiento de la distribución [41]
y técnicas para reducción de pérdidas por etapas en los sistemas de
distribución [42], adicional a esto en el año 2006 la universidad Pontificia
Bolivariana de Medellín en conjunto con ISA presentaron el informe de una
investigación basada en el desarrollo de herramientas informáticas para la
planeación de la red de transporte [43] en éste se hace especial énfasis en el
avance que se logra en el planeamiento incluyendo en los análisis no sólo los
costos de inversión si no también los costos de operación y pérdidas en el
sistema, los cuales también serán tenidos en cuenta en el presente estudio.
Sin embargo el problema de encontrar la metodología óptima específicamente
en repotenciación de líneas de subtransmisión no se ha planteado hasta el
momento. Lo más cercano que se ha trabajado en otros espacios es en
metodologías para la selección óptima de conductores en sistemas radiales de
distribución [44][45]. Sin embargo no tratan las diferentes variables a ser
tenidas en cuenta. Adicional a esto no se realizan estudios de análisis del
4
sistema bajo contingencias n-1 y niveles de cortocircuito del sistema para cada
metodología posible de repotenciación.
1.3 Objetivos y alcance del proyecto 1.3.1 Objetivo General
Estructurar una metodología de análisis que permita evaluar la factibilidad
técnica y económica de la repotenciación de líneas aéreas de alta tensión en
un sistema de transmisión implementándola a la red de alta tensión de
CODENSA S.A ESP considerando tres alternativas: Utilización de conductores
de gran capacidad de corriente a elevada temperatura de operación, cambiar
del el conductor existente por uno de mayor calibre que tenga mayor capacidad
de trasporte de corriente y por ende de potencia, utilizar Implementar la
configuración de dos conductores por fase (conductores en haz).
1.3.2 Objetivos Específicos
Mostrar el estado del arte de conductores de alta temperatura
Realizar una metodología para el análisis técnico y una para el análisis
económico de las alternativas de repotenciación, presentando así una
metodología de análisis para encontrar la alternativa óptima de
repotenciación de líneas en los sistemas de transmisión.
Mostrar la utilidad de la implementación de los flujos de carga para
análisis de pérdidas, estados de carga de las líneas y regulación de
tensión que presenta la red.
Evaluar la cargabilidad y regulación de la red bajo contingencias n-1 y
niveles de cortocircuito de las diferentes alternativas.
Evidenciar los aspectos técnicos de diseño de líneas aéreas de
transmisión en cuanto al diseño mecánico, civil y eléctrico a tener en
cuenta en el desarrollo de la metodología de evaluación de las
alternativas de repotenciación.
Plantear los aspectos económicos en la evaluación de las alternativas de
repotenciación. Presentando los modelos económicos a implementar
para el cálculo de los costos generados en la aplicación de cada una de
las diferentes alternativas de repotenciación.
5
Evidenciar y mostrar los resultados de dicha metodología de análisis con
tres alternativas de repotenciación (configuración en haz de doble
conductor, conductor convencional de mayor calibre y conductor de alta
temperatura) en la red de alta tensión de CODENSA S.A ESP.
1.4 Estructura del documento. Este proyecto esta desarrollado en 8 capítulos: el capítulo 2 hace referencia al
estado del arte de la planificación de sistemas eléctricos de potencia y el
diseño de líneas de transmisión como una herramienta clave en la solución del
problema de encontrar la mejor alternativa para la repotenciación de líneas.
El capitulo 3 muestra las diferentes tecnologías de conductores de alta
capacidad que existen en la actualidad. Adicional a esto se plantea otras
alternativas de repotenciación, realizando una descripción de cada una de
ellas.
El capitulo 4 plantea los modelos matemáticos y herramientas a implementar
para efectuar el análisis técnico. Se mencionan los factores eléctricos que
determinan el límite del conductor. Finalmente se muestra todo el modelo
matemático para el cálculo de tensiones y esfuerzos, al igual que la
metodología de elaboración de los árboles de carga de las estructuras con su
formulación para encontrar el peso y con este las cimentaciones.
El capitulo 5 hace referencia al análisis económico mostrando los modelos
matemáticos para la obtención de costos de pérdidas, igualmente se establece
la metodología de cálculo para los costos de inversión.
En el capitulo 6 se plantea la metodología propuesta en este estudio para
realizar el análisis de las alternativas de repotenciación y obtener el resultado
viable técnicamente y óptimo económicamente.
El capitulo 7 muestra los resultados obtenidos al implementar la metodología
propuesta en el capitulo 6 con las alternativas de repotenciación en la red de
alta tensión de CODENSA S.A ESP. (Conductor de alta temperatura tipo ACCR
de la empresa 3M, conductor convencional tipo ACSR Kiwi 2167 kcmil y
configuración en haz de doble conductor Peacock 605).
6
El capitulo 8 evidencia el análisis de los resultados, conclusiones del trabajo y
recomendaciones para implementar en estudios futuros.
CAPITULO 2.
PLANIFICIACIÓN DE REDES DE TRANSMISIÓN Y DISEÑO DE LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN
Con el objetivo de suplir la demanda de energía eléctrica y potencia se realiza
el planeamiento en los sistemas de transmisión, subtransmisión y distribución.
Este planeamiento contempla un plan de expansión de la red y tiene un
horizonte a largo plazo, fundamentándose en la infraestructura actual con la
que se cuenta, los proyectos a desarrollar a futuro y los estudios acerca de las
proyecciones de demanda. En general la planificación busca dar solución a los
requerimientos futuros de demanda, mejorando características de la red como
son la calidad del servicio, seguridad y confiabilidad identificando alternativas
factibles técnica y económicamente.
A continuación se muestra un diagrama esquemático típico de las etapas
características de un estudio de planificación, conducente a la definición de un
Plan de Obras de corto, mediano y largo plazo.
7
Figura 2-1. Etapas características de un estudio de planificación
2.1 Proyecciones de demanda : Las proyecciones de demanda de energía y potencia son de gran importancia
en el planeamiento de sistemas eléctricos, sin embargo, para realizar estos
pronósticos existen diferentes formas, desde las simples hasta los más
sofisticados y complicados modelos determinísticos y probabilísticas. A
continuación se muestra en general la metodología implementada para las
proyecciones de demanda en Colombia.
2.1.1 Proyección de demanda nacional:
En Colombia estos pronósticos son realizados por la UPME, basada en siete
supuestos para la construcción de los escenarios de proyección que son: tasa
de crecimiento del PIB, perdidas en el STN, perdidas técnicas y no técnicas
para el nivel de tensión asociado a el sistema de distribución, programas de
Situación Actual de la Red AT
Identificación de Puntos Críticos
PLANES DE OBRAS DECORTO Y MEDIANO PLAZO
Modelos de Red
Baremos dePlanificación
Criterios deDecisión deInversiones
Escenarios de Análisis
Hipótesis de Demanda
Hipótesis de Generación
Aspectos regulatorios
Criterios de Riesgo Técnico
DEFINICIÓN DE ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
COSTEO DE LAS OBRAS SELECCIONADAS
EVALUACIÓN ECONÓMICA
ANÁLISIS DE SEGURIDAD DE LA RED
Situación Actual de la Red AT
Identificación de Puntos Críticos
PLANES DE OBRAS DECORTO Y MEDIANO PLAZO
Modelos de Red
Baremos dePlanificación
Criterios deDecisión deInversiones
Escenarios de Análisis
Hipótesis de Demanda
Hipótesis de Generación
Escenarios de Análisis
Hipótesis de Demanda
Hipótesis de Generación
Aspectos regulatorios
Criterios de Riesgo Técnico
DEFINICIÓN DE ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
COSTEO DE LAS OBRAS SELECCIONADAS
EVALUACIÓN ECONÓMICA
ANÁLISIS DE SEGURIDAD DE LA RED
8
sustitución de energéticos, demanda de las cargas especiales, tarifas y los
efectos climáticos. Con base en estos supuestos y con la ayuda de modelos de
tipo: Econométrico, de choque y dinámicos, se realizan simulaciones que
permiten obtener los volúmenes de ventas de energía. Entonces, agregando a
las ventas las perdidas de energía (de transmisión mas distribución) y la
demanda de las cargas especiales, se obtiene el total de la demanda nacional
de energía y potencia máxima para cada uno de los años en estudio. Es por
esto que no solo es necesario un conocimiento de la red eléctrica y el mercado
eléctrico del país a analizar si no un estudio de las condiciones económicas del
mismo las cuales permiten obtener proyecciones de demanda más
aproximadas. [38]
La metodología para la elaboración de las proyecciones de demanda de
energía eléctrica y potencia emplea una combinación de modelos
econométricos, de participación y de optimización, a fin de obtener la mejor
aproximación a través del horizonte de pronóstico. La demanda de energía
doméstica (sin considerar transacciones internacionales) está constituida por la
suma de las ventas de energía reportadas por las empresas distribuidoras, la
demanda de las cargas industriales especiales y las pérdidas de transmisión y
distribución como se muestra en la ecuación 2-1.
Demanda = Ventas (distribuidoras) + Cargas Especiales + Pérdidas Ec. (2-1)
Utilizando modelos econométricos se analiza el comportamiento anual de las
series de ventas totales de energía, ventas sectoriales y demanda de energía
con relación a diferentes variables como PIB, productos sectoriales nacionales,
valor agregado de la economía, consumo final de la economía, índices de
precios, población, entre otros.
Por medio de los modelos econométricos se proyectan magnitudes de ventas
de energía a escala anual. A éstos es necesario agregar posteriormente las
pérdidas de energía a nivel de distribución, subtransmisión y transmisión.
Además, se adicionan las demandas de energía de cargas industriales
especiales por su alta demanda de energía.
9
Por otra parte, utilizando datos mensuales de demanda de energía eléctrica
doméstica se realiza un análisis mediante series de tiempo, considerando
efectos calendario lo que, permite la obtención de una proyección mensual de
la demanda de electricidad, que se agrega para llevarla a escala anual.
Las proyecciones anuales de demanda de energía para todo el horizonte de
pronóstico se obtienen aplicando, de manera complementaria, ambas
metodologías descritas anteriormente.
Posteriormente se realiza la desagregación a escala mensual de cada año de
proyección, para lo cual en el corto plazo se emplea la estructura de
distribución porcentual de los modelos de series de tiempo y para el largo plazo
la distribución media mensual de los datos históricos, aplicando la distribución
mensual descrita por el comportamiento de la serie de demanda. Finalmente, a
este pronóstico mensualizado se adicionan elementos exógenos como efectos
calendario particulares causados por años bisiestos, días festivos, entre otros
para obtener finalmente la proyección de demanda de energía eléctrica en el
horizonte definido.
Para la obtención de la potencia, se parte de la demanda de energía eléctrica
mensual a la que se aplica el factor de carga mensual, el cual se obtiene con
base en la información mensual registrada de potencia máxima de los últimos
dos años. Igualmente se introduce una sensibilidad en variación sobre este
factor considerando que puede cambiar tanto hacia abajo como hacia arriba.
Este aspecto, junto con los escenarios de demanda de energía, permite
completar la definición de los escenarios alto, medio y bajo de potencia. Una
vez obtenidas las proyecciones de potencia mensual, para cada año, se
selecciona el valor máximo que será el valor de potencia máxima anual
doméstica.
Es importante anotar que se considera la perspectiva del operador del sistema.
Para esto se cuenta con la colaboración del Grupo de Demanda de XM.
10
A continuación se muestran los gráficos de crecimiento de demanda Nacional
de Energía y de potencia
39
,52
1
41,7
74
42,
30
0
43
,63
3
43,7
34
42,
24
0
43
,206
44,4
99
45,
76
8
47
,01
9
48
,82
9
50
,81
5
41
,50
3
5.7%
0.2%
4.1%
3.2%
1.3% 1.
8%
-5.1
%
2.3%
3.0%
2.9%
2.7%
3.8%
35,000
37,000
39,000
41,000
43,000
45,000
47,000
49,000
51,000
53,000
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
GWh
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
Energía Crecimiento Gráfica 2-1. Demanda Nacional de Energía (GWh-año) y crecimiento
6,89
6
7,1
30 7,5
59
7,5
06
7,34
5 7,71
2
7,78
7
8,07
8
8,25
7
8,33
2
8,6
39
8,76
2
7,2
76
3.4%
1.4%
-0.7
%
3.9%
2.0%
5.0%
-2.1
%
1.0%
3.7%
2.2%
0.9%
3.7%
6,000
6,500
7,000
7,500
8,000
8,500
9,000
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
MW
-3.00%
-2.00%
-1.00%
0.00%
1.00%
2.00%
3.00%
4.00%
5.00%
6.00%
Potencia Crecimiento
Grafica 2-2. Demanda anual de potencia y crecimiento
La demanda de electricidad ha tenido una estrecha relación con el
comportamiento del PIB al presentar un coeficiente de correlación alto (cercano
al 90% para el período 1995 – 2006) para estas dos variables, tomando como
base las variaciones trimestrales de ellas. En relación con el crecimiento del
PIB y el de la demanda de electricidad suministrada a través del SIN, se puede
observar cómo ha sido su evolución del crecimiento trimestral desde el inicio
del MEM en julio de 1995 hasta el tercer trimestre de 2006, para el PIB y hasta
el primer trimestre de 2007 para la demanda de electricidad.[38]
11
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
Mar
-95
Ago
-95
Mar
-96
Sep-
96M
ar-9
7Se
p-97
Mar
-98
Sep-
98M
ar-9
9Se
p-99
Mar
-00
Sep-
00M
ar-0
1Se
p-01
Mar
-02
Sep-
02M
ar-0
3Se
p-03
Mar
-04
Sep-
04M
ar-0
5Se
p-05
Mar
-06
Sep-
06M
ar-0
7
PIB Demanda GWh Grafico 2-3. Crecimiento demanda de energía vs crecimiento PIB nacional
Para obtener una visión mas clara del proceso de proyección de demanda
nacional a continuación se muestra un esquema de la metodología
implementada:
Figura 2-2 Etapas características de un estudio de proyección de demanda
Modelos econométricos, modelos de choque
y modelos dinámicos
Proyecciones de ventas de Energía eléctrica
anual
Calendarización (Factores de distribución)
Proyecciones de demanda Domestica de energía eléctrica
mensual
Construcción de factores de carga mensuales
Proyección de potencia máxima domestica
Proyección de demanda total de energía eléctrica
Mensual
Proyección de potencia máxima Total nacional
TIE
Cargas especiales industriales
Pérdidas STN y SDL
Efecto del fenómeno de niño y/o
Otros efectos conocidos Modelo Analítico ENPEP Consumo Gas Natural
PIB Tarifas Población
Escenarios variables Macroeconómicas
12
Conociendo la metodología implementada a nivel nacional para proyecciones
de demanda es de gran relevancia conocer la metodología de proyección de
demanda de implementada para el caso de estudio, la cual tienen sus bases en
la metodología comentada anteriormente.
2.1.2 Metodología de proyección de demanda para el caso de estudio
A continuación, se muestra la alternativa de metodología a implementar para
estimar la demanda del sistema de distribución de CODENSA S.A ESP.
2.1.2.1 Modelos econométricos
Los modelos utilizados son modelos causales de tipo econométrico,
desarrollados para cada sector de consumo, con base en los cuales se
pronostican los consumos anuales de energía para cada año del horizonte de
proyección. La demanda del sistema se calcula como la suma de los consumos
de cada sector, afectados por un factor de pérdidas, para llevarla al lado de AT.
El pronóstico de la potencia máxima anual se hace utilizando la demanda de
energía proyectada y el factor de carga del último año histórico. Para el largo
plazo se supone un incremento gradual del factor de carga, lo que representa
una mejora en el sistema debido a un aplanamiento de la curva de carga
global. [6]
2.1.2.2 Modelos de tendencia
Estos modelos se basan en la identificación de un patrón en la serie histórica
para extrapolarlo al futuro. En ellos, no se pretende encontrar los factores que
afectan el comportamiento de la serie, sino que la variable de interés se explica
mediante las observaciones pasadas. De aquí se deriva que lo que se quiere
es recoger las tendencias de las series de demanda histórica y se pronostica el
comportamiento de corto plazo, dando mayor énfasis a la historia reciente. [6]
2.1.2.3 Metodología de ajuste de las proyecciones
Dado que se tienen múltiples pronósticos (uno por subestación) y una
proyección de demanda de potencia y energía proveniente de los modelos
sectoriales y globales, es necesario hacer una conciliación de cifras. Este
13
procedimiento es fundamental porque mediante los modelos de corto plazo se
recogen las tendencias de las series, dando mayor énfasis a la historia
reciente, mientras que por la vía de los modelos econométricos es posible
actuar sobre la tendencia, incluyendo variables macroeconómicas, que
permiten simular procesos de recesión o de recuperación económica, así como
los efectos de políticas comerciales y tarifarias, planes de pérdidas y efectos de
sustitución de la energía eléctrica por gas natural. [6]
Finalmente se puede decir que la metodología mostrada anteriormente es una
poderosa herramienta que combina varios mecanismos de proyección de
demanda a escala global y también por subestaciones. El uso de estas
herramientas en conjunto permite tener una visión más clara de la situación y
permite obtener resultados mejorados que se acercan más a la realidad
esperada.
Los resultados de estos estudios frente al crecimiento de demandan exigen una
planificación del sistema, la cual permita establecer que cambios y mejoras son
necesarias en la red para lograr garantizar el abastecimiento de energía con la
demanda proyectada para años futuros. A continuación se muestra las
metodologías de planificación del sistema eléctrico nacional y del sistema de
potencia a implementar la repotenciación de líneas
2.2 Metodologías de planificación de sistemas eléctricos de potencia: El proceso de Planificación consiste en simular ante los futuros requerimientos
de demanda, calidad de servicio, seguridad y confiabilidad, el comportamiento
que presentarán los elementos que componen la red, tendientes a detectar el
peligro, identificar las alternativas de solución y seleccionar aquellas que
resulten técnica, ambiental, financiera y económicamente factibles.
2.2.1 Plan de expansión nacional
Con el objetivo de alcanzar un adecuado abastecimiento de la demanda de
energía eléctrica en Colombia, la UPME realiza una revisión anual del plan de
expansión de los recursos de generación y de las redes de transmisión de
electricidad. Los análisis de planeamiento realizados tienen un horizonte de
14
largo plazo y se fundamentan en información de la infraestructura eléctrica
actual, los proyectos futuros y las proyecciones de demanda de energía
eléctrica.
2.2.1.1 Diagnóstico global y por áreas
Partiendo de las proyecciones de demanda para cada una de las áreas y del
reporte de los agentes para la hora punta del día de máxima demanda
nacional, se realiza el diagnóstico esperado para la condición de demanda
máxima del año actual, bajo condiciones normales de operación. Lo que
permite identificar requerimientos básicos en cada una de las áreas,
especialmente asociados a agotamiento de las capacidades de transformación
en puntos de conexión al STN.
Igualmente se realiza un análisis complementario con el fin de detectar las
áreas que con el tiempo muestran prioridades de expansión. La utilidad de este
análisis es orientar y dar indicios al planeador sobre las áreas del STN que
deben ser analizadas en mayor detalle, tal como se realiza en el análisis de
corto y mediano plazo, evaluando confiabilidad y estabilidad. [3]
2.2.1.2 Análisis de corto y mediano plazo
Para este análisis se utiliza el escenario alto de crecimiento de la demanda
hasta el año intermedio del intervalo horizonte y el escenario medio de
crecimiento a partir del siguiente año.
La topología utilizada es la existente en el año actual en condiciones de
disponibilidad y normalidad en la operación. De igual manera se tienen en
cuenta los resultados obtenidos en el diagnóstico por áreas.
Para cada área se consideraron las obras de expansión reportadas por los
ORs; sin embargo, Como resultado del análisis se recomiendan las obras de
expansión requeridas para que el sistema pueda suplir la demanda.[3]
15
2.2.2 Metodología de planificación implementada en el caso de estudio
Con dicha metodología se pretende establecer la forma como se debe abordar
la expansión del Sistema Eléctrico, de manera que permita satisfacer la
creciente demanda por energía y potencia, considerando la optimización del
uso de las instalaciones y teniendo en cuenta los diversos factores
condicionantes que inciden a la hora de definir la solución a un determinado
problema. Al hablar de la expansión de la red de la cual es propietaria una
empresa, no sólo se debe buscar criterios técnicos, si no la rentabilidad
económica de la misma.
Entre los factores que tienen mayor relevancia en la definición de las nuevas
necesidades de inversión se pueden señalar los siguientes:
El Mercado
La Regulación
El Sistema Eléctrico existente
Las exigencias y restricciones ambientales
Los costos locales
Las obras más relevantes son aquellas destinadas a:
Mejorar la operación
Disminuir las pérdidas técnicas
Ahorrar costos de operación y mantenimiento
Inicialmente se debe realizar la simulación del comportamiento de la red llevando
a cabo estudios de Flujos de Potencia, de Cortocircuito y Análisis de
Contingencia, para conocer anticipadamente los niveles de carga a que estarán
sometidos los elementos y equipos, los niveles de armónicos, los niveles de
cortocircuito, los perfiles de voltaje en las barras del sistema, límites de
intercambio con otras áreas, estabilidad transitoria y la respuesta del sistema
ante contingencias.[5]
16
El estudio de planificación conduce a un Plan de Obras para la red eléctrica en
AT, en este aún cuando se presentan las obras para el quinquenio respectivo,
su definición se hace sobre la base de un análisis de la red a más largo plazo,
típicamente 10 o 15 años (según sea la necesidad) que desemboca en un Plan
Estratégico flexible que tiene la particularidad de identificar los predios y
corredores por donde será necesario colocar las subestaciones y líneas de
transmisión, dando inicio a la tarea de conseguir los permisos, las
servidumbres respectivas y los estudios de impacto ambiental, aspectos en los
cuales es relevante la localización y adquisición de servidumbres,
especialmente en aquellas ciudades con alta densidad de población y
crecimiento donde su costo es bastante elevado. También es necesario para
evaluar con suficiente tiempo que tantos limitantes se tienen con la ubicación
de nuevos corredores u obtención de permisos para finalmente estudiar si es
posible desarrollar estos proyectos. De ahí la gran importancia de la
repotenciación de elementos del sistema que permita solucionar problemas de
expansión de la red con más eficiencia y mínimos costos. [5]
El estudio de planificación debe indicar la necesidad de la repotenciación de
líneas estableciendo una secuencia de intervención según su criticidad.
De igual forma la construcción o repotenciación de líneas existentes requiere
del conocimiento de criterios de diseño y construcción que permitan
dimensionar el alcance y los costos para su realización. Por lo cual se describe
a continuación los aspectos generales de diseño de líneas aéreas de
transmisión.
2.3 Diseño de líneas de transmisión: El diseño y construcción de una línea de transmisión debe involucrar una serie
de consideraciones eléctricas, mecánicas, civiles y económicas cuyo
cumplimiento es fundamental para garantizar que la estructura opera de
manera adecuada y garantice una buena calidad del servicio y una operación
económica.
17
Una línea de transmisión de energía es una obra de ingeniería, que tiene
mucho que ver con la ingeniería eléctrica y la ingeniería civil. Cuando se decide
ejecutar esta obra entre dos puntos distantes, lo primero que se debe examinar,
es la traza, o sea, el recorrido. Esto implica un cuidadoso estudio topográfico
para encontrar la mejor solución para el trazado y ubicación de las estructuras
de apoyo, junto con el estudio de suelos, para poder dimensionar las
fundaciones. Con los elementos se optimiza el problema y se determina el vano
económico que se ha de usar, que hace mínimo el costo. [33]
Por lo que el proyecto de una línea implica la adecuada selección eléctrica
(capacidad amperimétrica) y mecánica (catenaria y tensión mecánica) del cable
conductor.
2.3.1 Estudios y parámetros eléctricos:
A continuación se nombran los estudios y parámetros eléctricos que deben
realizase y establecerse en la construcción de líneas de transmisión, dichos
parámetros se estudiarán en el capitulo 4:
Niveles de voltaje de operación
Potencia a transmitir
Pérdidas joule.
Parámetros eléctricos de la línea.
Influencia del cable de guarda.
Límite térmico de operación del conductor.
Estudio de regulación.
Estudio de coordinación de aislamiento (apantallamiento y
sobretensiones).
Condiciones de estabilidad.
Cálculo de cortocircuitos simétricos y asimétricos.
Campo eléctrico.
Efecto corona.
Sistema de puesta tierra.
18
2.3.2 Estudios y parámetros mecánicos:
A continuación se muestran los estudios y parámetros que se deben tener en
cuenta en el diseño civil y mecánico de líneas aéreas, dichos parámetros se
estudiarán en el capitulo 4:
Definición de las flechas (elongaciones) y tensiones mecánicas de los
conductores y del cable de guarda para las diferentes hipótesis de
operación mecánica aplicando la ecuación de cambio de estado.
Definición de la disposición de los conductores y el cable de guarda..
Selección y dimensionamiento de las estructuras de apoyo.
Definición de cargas mecánicas a soportar por las estructuras de apoyo.
(Árboles de carga).
Plantillado. (Distribución optima de las estructuras de apoyo en el
trazado de la línea)
Verificación de cumplimiento de distancias de seguridad.
Selección de los componentes de las líneas. (Herrajes, aisladores,
amortiguadores, etc).
Estudios de geotécnicos.
Diseño de cimentaciones
2.3.4 Impactos ambientales de las líneas de transmisión:
Los efectos de las líneas cortas son locales; sin embargo, las más largas
pueden tener efectos regionales. Como se tratan de instalaciones lineales, los
impactos de las líneas de transmisión ocurren, principalmente, dentro o cerca
del derecho de vía. Cuando es mayor el voltaje de la línea, se aumenta la
magnitud e importancia de los impactos, y se necesitan estructuras de soporte
y derechos de vía, cada vez más grandes. [28][30]
Las causas principales de los impactos que se relacionan con la construcción
del sistema incluyen el desbroce de la vegetación de los sitios y los derechos
de vía, la construcción de los caminos de acceso, los cimientos de las torres y
19
las subestaciones, la operación y mantenimiento de la línea de transmisión
incluye el control químico o mecánico de la vegetación dentro del derecho de
vía y la reparación y mantenimiento de la línea. [29]
En el lado positivo, al manejarlos adecuadamente, los derechos de vía de las
líneas de transmisión pueden ser beneficiosos para la fauna. Las áreas
desbrozadas pueden proporcionar sitios de reproducción y alimentación para
las aves y los mamíferos. El efecto de "margen" ha sido bien documentado en
la literatura biológica; se trata del aumento de diversidad que resulta del
contacto entre el derecho de vía y la vegetación existente. Las líneas y las
estructuras pueden albergar los nidos y servir como perchas para muchas
aves, especialmente las de rapiña. [31]
Mediante lo anterior se puede dejar en claro que el funcionamiento de una línea
de transmisión depende de muchos factores, no solo constructivos (aislamiento
de los conductores, tipos de torre) sino también socioeconómicos. También es
de suma importancia estudiar todo el territorio por donde pasará la línea, ya
que si en el transcurso de ésta se encuentra una zona urbana muy concurrida,
se deberá adoptar una línea subterránea por razones de seguridad. Sin
embargo en esto radica la importancia de los estudios de repotenciación de
líneas, ya que la implementación de esta herramienta permite solucionar
problemas como el mencionado anteriormente, teniendo menores costos de
inversión y brindándole una solución óptima al sistema sin grandes impactos
ambientales para la zona de influencia y económicos para la empresa.
20
CAPITULO 3.
TIPOS DE CONDUCTORES Y ALTERNATIVAS DE
REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN
La mayoría de las líneas de transmisión utilizan conductores de aluminio con
alma de acero (ACSR). Estos conductores pueden ser operados hasta
temperaturas de 75ºC y durante emergencias hasta 90 ºC. Sin embargo el
crecimiento de la demanda y la desregularización del sector energético como
resultado las redes actuales están siendo forzadas a soportar mayores flujos de
potencia con respecto a lo que fueron diseñadas como resultado a esta
necesidad en la actualidad se están fabricando nuevos tipos de conductores no
convencionales capaces de operar a elevadas temperaturas de 250 ºC
conservando las distancias eléctricas de las líneas actuales y sin perder
confiabilidad mecánica.
Por lo anterior a continuación se comentará las características de los
conductores convencionales y de los nuevos tipos de conductores usados para
líneas de transmisión:
Se puede clasificar los conductores según el tipo de material que compone su
alma y el tipo de aluminio que la recubre, así como la disposición de los
alambres, tal como muestra el recuadro siguiente.[2]
21
Figura 3-1. Clasificación de los conductores de alta capacidad.
3.1 Conductores convencionales:
Los conductores convencionales están construidos de aluminio, aleación de
aluminio y algunos tienen núcleo de acero para disminuir la elongación con la
temperatura y aumentar la carga a la rotura, es decir, soportar más peso por
kilómetro. [7]
Los conductores de aluminio desnudo son usados para transmisión y
distribución de energía eléctrica en líneas aéreas. Los alambres de aluminio
1350-H19 y de aleación de aluminio 6201-T81 son los metales conductores y
algunos tipos de cable tienen un núcleo de acero. Cada uno de estos metales
presenta características diferentes:
1350-H19= 61.2% conductividad (IACS). Moderada carga de
rotura
6201-T81= 52.5% Conductividad. Buena carga de rotura
22
Ambos poseen buena resistencia a la corrosión
Acero= Buena resistencia a la corrosión y buena carga de rotura.
Recubierto con Zinc = 9% conductividad
Recubierto con Al =20.33% conductividad
Las diferentes variantes de los cables se representan con (/SIGLA), algunas de
ellas son:
/AW = recubierto con Aluminio
/GA = recubierto con Zinc clase A.
/TP = dos ACSR enrollados juntos para la resistencia a las vibraciones.
/TW (Trapezoidal Wires) = cable en forma de trapezoide. Más aluminio
en un diámetro equivalente al cable redondo.
/SD (Self Damped) = Conductor resistente al movimiento. Por medio de
unas ranuras que se dejan entre los conductores, éstos absorben la
vibración.
Non-Specular = No reflejan, no brillan
Las normas y especificaciones que deben cumplir estos conductores son:
IEC (International Electrotechnical Commission)
ASTM (American Society for Testing and Materials)
NTC (Norma Técnica Colombiana)
A continuación se especifican las características de los dos tipos de conductor
convencional de interés para el estudio de repotenciación de líneas.
3.1.1 Conductor ACSR:
Los cables ACSR están formados por alambres de aluminio de alta pureza y
temple duro. Estos están colocados en capas concéntricas sobre un núcleo de
alambre o cable de acero galvanizado. Dada su constitución bi-metálica, son
altamente susceptibles a la corrosión galvánica.[9]
23
Propiedades
75°C (Temperatura usual de diseño en líneas aéreas).
Núcleo de acero galvanizado.
Alambres de aluminio.
Ventajas
Por su refuerzo de acero se obtienen claros interpostales mayores que
para cables de cobre o aluminio.
Fácil de instalar.
Gran resistencia a la tensión mecánica.
Puede instalase en medio medioambientales agresivos.
Desventajas
No soporta temperaturas superiores al 90 ºC
La elongación del conductor se presenta a menores temperaturas
Experiencias Mundiales
Este tipo de conductor es el implementado actualmente en las líneas de alta
tensión de todas las empresas trasmisoras, subtrasmisoras y distribuidoras del
mundo.
En Colombia del 70% al 80% de las líneas de transmisión y subtransmisión son
con este tipo de cable.
3.1.2 Conductor AAAC:
Estos conductores están construidos íntegramente por fibras de aleación de
aluminio 6201 (magnesio y silicio), con excelentes propiedades mecánicas que
le confieren la capacidad de soportar una mayor tracción. Como su temperatura
máxima de operación es la misma que la de los convencionales, no se puede
hablar estrictamente de conductor de alta capacidad, no obstante, se consigue
una mayor capacidad gracias a que la nueva aleación de aluminio permite
prescindir del núcleo de acero. Esta modificación implica que toda la sección
24
transporte energía y que se reduzca el peso total del conductor debido a que
aluminio es más ligero que el acero. [10]
La aleación de aluminio utilizada ofrece una mayor dureza superficial, lo que
minimiza los daños provocados en el montaje, así como una elevada
resistencia a la corrosión, mejorando la de los conductores ACSR.
Adicionalmente, ofrece una gran resistencia a condiciones ambientales severas
ya sean de gran salinidad, contaminación química o industrial.
Al estar constituido por un solo material, en este tipo de conductores el acople
de empalmes y conexiones es sencillo.
Propiedades
Temperatura máxima de funcionamiento continuo: 90ºC.
Carece de punto de transición.
Debido a la presencia de los materiales aleados (magnesio y silicio), la
conductividad es algo menor que la del aluminio, a cambio se mejoran
las propiedades mecánicas.
Al eliminar el núcleo de acero, toda la sección del cable puede
transportar corriente.
Al cambiar aluminio por acero, el peso, y por tanto los esfuerzos
transmitidos a las torres, son menores.
Ventajas
Tienen una alta relación conductividad eléctrica/peso.
Gracias a su reducido peso, permite aumentar la sección y, con ello,
minimizar las pérdidas.
Dilatada experiencia en el correcto comportamiento de estos cables.
Desventajas
El incremento de capacidad conseguido es pequeño porque su máxima
temperatura de funcionamiento es similar a la de los conductores
convencionales (90ºC).
25
El efecto fluencia del aluminio repercute en una flecha mayor.
Experiencias Mundiales
Gran experiencia en España en zona de Andalucía.
Experiencia contrastada a nivel mundial.
En Colombia cerca de un 8% de las redes de transmisión y subtransmisión son
con este tipo de cable
3.2 Conductores con alta capacidad de temperatura:
Estos conductores son denominados HTLS (High Temperature Low Sag)
operan a altas temperaturas con bajas elongaciones y no sólo tienen más de
capacidad de corriente que los conductores convencionales, sino que tienen la
ventaja de que pueden operar a temperaturas mucho mas altas sin que se
presente un mayor cambio en la elongación y no aumente la flecha.
[8][11][12][13][14][15][16][20]. Mientras que los conductores convencionales
tienen una temperatura máxima de operación de 90ºC, los conductores HTLS
tienen una de 200ºC a 250ºC.
3.2.1 Conductores G(Z)TACSR
Estos conductores están formados por capas de alambres de aleación de
aluminio de alta resistencia térmica (pueden tener zirconio añadido) que rodea
a un alma de acero galvanizado de alta resistencia mecánica. Los alambres de
la capa interna más próxima al alma son de sección trapezoidal, lo que da lugar
a un hueco (GAP) entre el alma de acero y las capas de aluminio, que permite
el deslizamiento entre ambas partes. Para facilitar dicho desplazamiento, el
espacio intermedio se rellena con una grasa muy estable y resistente a altas
temperaturas. [11][17]
Esta forma constructiva, permite reducir a límites extremadamente bajos la
fricción entre el alma y los alambres de aluminio, de manera que los
conductores tipo GAP, se pueden tender tensando únicamente el núcleo de
26
acero, dejando sin tensión las capas de aluminio. Esto implica un proceso de
instalación algo distinto al convencional pero a cambio, se consigue que la
elongación del conductor dependa casi exclusivamente del coeficiente de
dilatación del alma de acero. El resultado es un conductor con un punto de
transición (punto a partir del cual la tensión a la que es sometido el cable pasa
a estar soportada por el alma de acero), a temperatura de tendido. [1][2]
Propiedades
Temperatura de funcionamiento continuo, 150ºC (210ºC si el aluminio
esta aleado con zirconio)
Punto de transición a temperatura de tendido.
Para secciones iguales, tienen densidades prácticamente iguales a las
de los conductores convencionales.
En casos de repotenciación con tipo GAP sin posibilidad de refuerzo de
torres, la sustitución de un conductor convencional debe realizarse por
uno tipo GAP de igual sección, por lo que las pérdidas no se reducirían.
A diferencia de lo que ocurre con el resto de conductores de alta
capacidad, en los que se incrementa la capacidad de la línea a costa de
aumentar la sección de aluminio, la mejora con este tipo de conductores,
se basa en que su tensión de tendido es mayor y, por tanto, se reduce el
valor de flecha, permitiendo incrementar la intensidad transportada.
Ventajas
Los conductores que tienen aleación de zirconio pueden soportar
temperaturas del orden de los 210ºC, aumentando aún más la
capacidad de un GAP ordinario.
Se reduce la flecha gracias al mayor tensado del cable y a su
configuración.
Debido al incremento de la temperatura máxima de funcionamiento y de
la tensión de tendido, permite transportar una mayor intensidad que los
conductores convencionales.
Los materiales son los mismos que los de los conductores
convencionales.
27
Desventajas
Tienen un método de tendido muy complicado. Podemos estimar de los
precedentes de instalación es un 30% de aumento en el tiempo de
tendido.
Debido a su particularidad en el tendido la distancia máxima de tramos
entre amarres es de 1.700 m.
Dificultad de introducir empalmes en los vanos.
Experiencias Mundiales
Gran uso en Japón, Arabia Saudita, Malasia y por National Grid en
Reino Unido.
Pruebas piloto en España en St. Celoni – Tordera y Tordera-Lloret
110KV
En todo el mundo hay unos 5.000 Km. instalados.
Se agregan dos clasificaciones que se distinguen por la configuración de los
hilos del conductor [1]:
Sigla Conductor Núcleo Exterior
GTACSR Acero Galvanizado /Acero Cubierto en Aluminio Aleación de Aluminio Termo-Resistente
GZTACSR Acero Extra Resistente Aleación de Aluminio Termo-Resistente de Alta Resistencia a la Tensión
Tabla 3-1. Clasificación de los conductores con núcleo de acero reforzado tipo GAP
Figura 3-2 Configuración de conductor con núcleo de acero tipo GAP
28
3.2.1 Conductores ACSS
Estos conductores están hechos de cables de aluminio recocido, con un núcleo
de acero formado por varios alambres. Con el tratamiento de recocido, se
mejora la capacidad del aluminio para trabajar a altas temperaturas, por lo que
se puede elevar la temperatura máxima de funcionamiento normal de la línea.
Del mismo modo, se reduce su límite elástico y se mejora su ductilidad y
conductividad. [13][22]
La reducción del límite elástico implica que la tensión máxima que pueda
soportar el aluminio sea menor. Esto obliga a que prácticamente todo el
esfuerzo, sea soportado por el acero, lo que unido al aumento de la capacidad
de elongación del aluminio, hace que a diferencia de lo que ocurre con los
conductores ACSR, las condiciones de trabajo estén limitadas por el núcleo,
(las propiedades mecánicas del acero son mejores), y no por el aluminio.
Este cambio de condiciones de trabajo y de las propiedades del aluminio, dota
al conductor de una mayor capacidad de amortiguamiento de la fatiga
provocada por el efecto del viento, y le confiere una mejor respuesta ante el
efecto CREEP (fluencia), originado por la carga mecánica.
Para mejorar el comportamiento del acero a altas temperaturas se recubre
tanto con aleaciones de aluminio como galvanizándolo, con ello se logra que la
temperatura máxima de trabajo sea de 260ºC en el primer caso y de 245ºC en
el segundo. El diseño de los alambres de aluminio de los conductores
seleccionados es trapezoidal. [1][2]
Propiedades
La temperatura de funcionamiento ronda los 200ºC. Si el núcleo está
recubierto de aluminio será 260ºC, si se galvaniza podrá ser de 245ºC.
La temperatura máxima de trabajo está fijada por el límite del acero o, si
existen, por el de los recubrimientos del mismo.
La elongación que pueden tener los alambres de aluminio puede llegar
hasta el 20-30% sin fallar, cuando en los ACSR se sitúa entre el 1,2 y el
2%.
El método de tendido es el mismo que para los conductores ACSR.
29
La conductividad es ligeramente mayor.
Como el aluminio no soporta tensión, se mejora la respuesta del
conductor ante fatiga y efecto CREEP (fluencia).
Ventajas
La temperatura máxima de trabajo y, por tanto, la intensidad
transportada, se aumenta considerablemente respecto a los conductores
convencionales.
Al estar formado por acero, que es el mismo material que el del núcleo
de los conductores convencionales, el comportamiento del núcleo de los
ACSS es conocido.
Dado que la tensión en los cables de aluminio es relativamente baja,
pueden desplazarse unos sobre otros y de esta manera se reduce la
fricción entre las capas de aluminio cuando éste es flexionado. Esto
hace que sea menos susceptible a las vibraciones eólicas y que posea
un excelente comportamiento auto-amortiguante.
La posibilidad de que el conductor falle por fatiga es mínima.
El método y materiales de tendido son los mismos que para un
conductor convencional.
Desventajas
Debido al tratamiento de recocido, el aluminio utilizado es muy blando,
por lo tanto deben extremarse las precauciones para no dañar la
superficie en el tendido.
Tiene mayor riesgo de que se produzca el efecto bird-caging o efecto
jaula, apertura de los conductores de las capas externa ocasionada por
su baja tensión de tendido.
Su tensión de rotura es apreciablemente menor en comparación con los
conductores ACSR de sección similar, por ser el núcleo el que soporta
toda la tracción. Esto provoca una considerable reducción de la tensión
de rotura.
Experiencias Mundiales
30
Gran uso en Estados Unidos y recientemente instalado por RTE en
Francia.
Longitud aproximada de las líneas instaladas a nivel mundial: 804.500
Km.
3.2.2 Conductores (Z)TACIR
La diferencia principal entre estos conductores y los convencionales es que
presentan un núcleo constituido de alambres de aleación de Invar (acero con
un 36- 38% de Níquel, componente que le aporta un coeficiente de dilatación
muy bajo) y que la parte conductora es de aleación de aluminio de alta
resistencia térmica denominada TAL. Esto permite que el conductor pueda
operar a 150ºC de forma continua. Si la aleación de aluminio se refuerza con
zirconio, la temperatura de operación se incrementa hasta 210ºC.
Conforme aumenta la temperatura de funcionamiento, el aluminio sufre una
elongación que hace que los esfuerzos pasen a ser soportados por el núcleo,
de forma que, gracias al bajo coeficiente de dilatación de la aleación que lo
forma, minimiza los valores de flecha. [2][7]
Propiedades
No presenta mayores problemas de instalación que los convencionales.
Puede operar continuamente a una temperatura de hasta 210ºC.
Tiene menor resistencia y modulo elástico que los convencionales.
Temperatura de emergencia de aproximadamente 240ºC.
Temperatura de transición entre los 80 y 100ºC. Una vez alcanzado el
punto de transición, su comportamiento mecánico es excelente con
variaciones muy pequeñas de flecha frente a la temperatura debido al
reducido coeficiente de dilatación lineal del Invar que es alrededor del
50% del que tienen los materiales de los conductores ACSR.
Ventajas
Permite aumentar la temperatura de funcionamiento de la línea hasta
unos 210 ºC.
El coeficiente de expansión del Invar es de 2,8 1/ K hasta 100ºC y de 3,6
1/ K por encima (casi 4 veces más pequeño que el del acero), lo que
31
permite que una vez alcanzada la temperatura de transición la flecha se
mantenga casi constante.
Instalación similar al convencional.
Desventajas
El Invar es más débil que el acero convencional, por lo tanto para
aplicaciones donde la carga soportada sea mayor se debe aumentar la
sección de invar. Esto hace que el peso del conductor sea mayor y por
tanto, también lo sea la flecha resultante.
Dicha debilidad mecánica del Invar, provoca también que la proporción
de núcleo, en relación a la sección total del conductor, tenga que ser
mayor que en el caso de utilizar acero. Por tanto, para secciones iguales
que los que cuentan con núcleo de acero, se reduce la capacidad de
transporte de corriente de la línea y se incrementan las pérdidas.
Su uso está limitado a zonas con condiciones favorables (como Japón),
impidiendo su utilización en donde las cargas por hielo, viento, etc.
puedan ser importantes (como Estados Unidos o Europa)
Punto de transición elevado en comparación con los conductores tipo
GAP.
Experiencias Mundiales
Experiencia en Japón.
2200 Km. aproximados instalados a nivel mundial
Según las características de las aleaciones, se distinguen los siguientes
grupos:
Sigla Conductor Núcleo Exterior
TACSR Acero Galvanizado /Acero Cubierto en Aluminio Aleación de Aluminio Termo-Resistente
Hi-TACSR ó ZTACSR Acero Extra Resistente Aleación de Aluminio Termo-Resistente de Alta Resistencia a la Tensión
STACIR Ó ZTACIR Aleación de Acero INVAR Aleación de Aluminio Super Termo-Resistente
Hi-STACIR Aleación de Acero INVAR. Cubierto en Aluminio
Aleación de Aluminio Super Termo-Resistente
Tabla 3-2. Clasificación de los conductores con núcleo de acero reforzado
32
Figura 3-3 Configuración conductor de alta temperatura con núcleo de acero
3.2.3 Conductores ACCR
Estos conductores consisten en alambres de aleación de aluminio y zirconio
resistente a altas temperaturas, que recubren las fibras de oxido de aluminio,
que forman el núcleo. La aleación es parecida a la 1350 utilizada en los ACSS
pero en este caso, el zirconio se añade a altas temperaturas sin llegar a
recocer el aluminio, de modo que al enfriarse, la aleación mantiene su
resistencia mecánica (158-172 MPa) y aumenta su capacidad para trabajar a
altas temperaturas. Los alambres del núcleo contienen fibras cerámicas de
óxido de aluminio embebidas en aluminio puro. Al estar constituido
íntegramente por la aleación de aluminio, permite que su peso sea reducido y
simultáneamente, pueda soportar altos esfuerzos de tracción.
No hay problemas de electrólisis ni de corrosión entre los materiales por estar
constituidos ambos por aluminio. [1][2]
Propiedades
Las fibras del material compuesto del núcleo tienen una resistencia
equivalente a la del acero.
Su coeficiente de dilatación térmica es menor que el del acero y su
conductividad es mayor.
Dependiendo de la aplicación, puede incrementar la intensidad
transportada hasta un 300% ya que el conductor puede trabajar
continuamente a 210ºC y en caso de emergencia puede soportar hasta
240ºC.
33
Excepcionalmente puede trabajar a 300ºC. En dichas condiciones su
vida útil sería de 1.600h.
Este nuevo conductor proporciona unas propiedades eléctricas,
estructurales y mecánicas mejores que las del conductor convencional.
El alma es 8 veces más fuerte que el aluminio, 3 veces más rígida y
pesa la mitad que una de acero.
El método de instalación es parecido al del conductor convencional, pero
se han de tomar precauciones para no doblar el conductor y no romper
las fibras del alma.
Ventajas
Debido a la baja densidad del compuesto, su peso es menor que el de
los conductores convencionales.
El coeficiente de dilatación del núcleo es mucho menor que el del acero,
por lo tanto la flecha se reduce.
Mejor comportamiento ante el efecto CREEP (fluencia).
Se reducen los esfuerzos trasmitidos a las torres respecto a un
conductor convencional de igual sección, lo que permite aumentar
sección sin reforzar torres.
El método de instalación es similar al convencional, solo que deberá
tenerse cuidado de no doblar y romper las fibras del alma. Estimación de
tiempo de instalación 10% superior el convencional.
Buen comportamiento ante la corrosión.
Desventajas
Tienen un costo elevado respecto a las demás tecnologías.
Materiales diferentes a los convencionales por lo que se desconoce su
comportamiento a largo plazo.
Experiencias Mundiales
15 proyectos pilotos en USA.
Hace dos años se desarrollo un proyecto en China y actualmente esta
en construcción un proyecto en Brasil y uno más en China.
34
160 Km. instalados en todo el mundo.
Las fibras son continuas, orientadas en la dirección del conductor, y
completamente contenidas dentro del aluminio de gran pureza.
Figura 3-4 Vista en detalle del conductor compuesto
Los filamentos externos se componen de una aleación resistente a la
temperatura de aluminio-zirconio que permite la operación en altas
temperaturas (210°C continuo, 240°C emergencia).
La aleación del Al-Zr es una aleación de aluminio dura con las características y
la dureza similares a las del aluminio estándar 1350-H191 pero de una
microestructura diseñada para mantener la resistencia después de funcionar en
las altas temperaturas, es decir, resiste el recocido.
Figura 3-5 Corte transversal del conductor compuesto
3.2.4 Conductores ACCC
Consiste en un núcleo de material compuesto formado por carbono de alta
resistencia y fibra de vidrio, alrededor del cual se trenzan 2, 3 ó 4 capas
35
formadas por alambres de aluminio recocido 1350 de sección trapezoidal. La
resistencia mecánica del compuesto duplica la del acero, por lo que la
proporción sección del núcleo-sección total del conductor puede ser rebajada.
Por otro lado, su reducido coeficiente de dilatación térmica permite valores de
flecha muy bajos que se mantienen prácticamente constantes ante incrementos
de temperatura.
Al trabajar con aluminio recocido y núcleo no metálico, se eliminan los
problemas de oxidación, corrosión o electrólisis y las pérdidas por histéresis
que se dan en los núcleos de acero. También se minimizan los problemas por
efecto CREEP (fluencia).
El comportamiento del núcleo permite prescindir de los sistemas de
amortiguamiento u otros sistemas para reducir la vibración del conductor. El
principal inconveniente es que al ser un material nuevo, su comportamiento,
especialmente a largo plazo, no puede ser predicho con fiabilidad.
El sistema de tendido es similar al convencional pudiéndose emplear las
herramientas y la utilería habitual, aunque el tiempo estimado de instalación es
un 10% mayor. Las propiedades mecánicas del conductor, permitirían, en el
caso de líneas de nuevo diseño, vanos superiores, con la consecuente
reducción de apoyos. [1][2]
Propiedades
Núcleo con bajo coeficiente de dilatación térmica y resistente a altas
temperaturas. Puede operar a temperaturas de 180ºC y de hasta 200ºC
en caso de emergencia.
Al cambiar acero por un compuesto no metálico, se reduce el peso.
Permite aumentar la sección de aluminio, sin hacer mayor el diámetro
del conductor.
Menores valores de flecha.
Se eliminan problemas de oxidación, corrosión, electrólisis y pérdidas
por histéresis que con los otros conductores podían aparecer en el
núcleo.
36
Su comportamiento hace innecesario el uso de sistemas de
amortiguamiento.
El tendido es similar al del ACSR.
En el caso de usarlo en nuevas líneas, reduciría el número de apoyos.
Ventajas
Se reduce notablemente el peso del conductor.
Gran capacidad para trabajar a altas temperaturas.
Para la misma sección que un conductor ACSR, se dobla la capacidad
de la línea, ya que permite añadir un 28% más de aluminio.
La densidad del aluminio recocido es 63% IACS1, la mayor de los
materiales utilizados en los conductores de alta temperatura.
La flecha es inferior a la que presentan los conductores convencionales.
Los esfuerzos horizontales que traslada a las torres están muy por
debajo de los que trasladan los demás conductores, lo que permitiría
aumentos de sección del conductor sin reforzar apoyos, con la
consecuente reducción de pérdidas.
El método de instalación es parecido al convencional, solo que deberá
tenerse cuidado de no doblar y romper las fibras del alma. Estimación de
tiempo de instalación, 10% superior el convencional.
En el caso de líneas nuevas permitiría la disminución del número de
apoyos.
Desventajas
El núcleo tiene solo una fibra, lo cual, en caso de fallo, provocaría la
rotura del conductor.
Tienen un costo elevado respecto a las demás tecnologías, sin embargo
es menos costosa que el cable ACCR.
Materiales diferentes a los convencionales, por lo que se desconoce su
comportamiento a largo plazo y en explotación. Comportamiento de
difícil predicción a flexión, torsión y fatiga.
37
Experiencias Mundiales
17 proyectos pilotos en USA y China.
Kilómetros aproximados instalados a nivel mundial: 1.500 Km. De las anteriores características se puede concluir que el conductor de alta
capacidad térmica está constituido por un núcleo especial de alta resistencia
mecánica y térmica, y una cubierta de conductores construidos sobre la base
de una aleación de aluminio altamente resistente a la temperatura.
De los diferentes tipos de tecnología HTLS de conductores que fueron
explicados anteriormente ninguno ha sido implementado en Colombia.
3.3 Comparación de los conductores: A continuación se muestra un cuadro comparativo entre las distintas
tecnologías de conductores de Alta Temperatura. [2][8]
CONFIGURACIÓN CARACTERÍSTICA
Núcleo de Acero
Reforzado
• Aumento de capacidad de transmisión de aprox. 100%
• Propiedades de flecha y tensión, similares al conductor tradicional
de aluminio
• No se requiere modificar ni reforzar las estructuras existentes.
• Fácil montaje, con equipos y método similar que el conductor
tradicional de aluminio.
• Costos y tiempos de diseño reducidos.
• Gran experiencia de aplicación. Núcleo de acero
reforzado tipo GAP
• Aumento de capacidad de transmisión de aprox. 50-100%
• Propiedades de flecha y tensión, similares al conductor tradicional
de aluminio
• Requiere el uso de equipos y métodos especiales de montaje.
• Requiere un tiempo considerable para el proceso de templado.
• Limitada confiabilidad debido al deterioro de la grasa interna a causa
de filtraciones de agua.
• Trabajos de mantenimiento y reparación dificultosos.
• Nivel de costos medio. Núcleo conductor
compuesto
• Aumento de capacidad de transmisión de aprox. 100%
• Bajo peso y buenas propiedades de flecha y tensión.
• El núcleo compuesto es quebradizo y requiere un mayor radio de
38
curvatura, además de accesorios especiales y una cuidadosa
instalación.
• Costo de material elevado.
• Poca experiencia de uso.
Tabla 3-3. Comparación de las diferentes tecnologías de conductores
Ahora teniendo un conocimiento de las posibles tecnologías de conductores a
implementar para la repotenciación de líneas es importante conocer las
diferentes técnicas y opciones para obtener una mayor capacidad en las líneas
de alta tensión existentes, comparar sus ventajas y desventajas, al igual que un
conocimiento más profundo acerca de lo que es la repotenciación de líneas.
3.4 Repotenciación de líneas aéreas de alta tensión: La repotenciación de líneas es la ampliación de capacidad de transporte de
potencia de las líneas ya existentes en un sistema, como se había nombrado
en capítulos anteriores esta es una de las herramientas a implementar en el
planeamiento de sistemas de potencia cuando se tienen inconvenientes para
encontrar corredores de líneas nuevas que cumplan con las distancias de
seguridad. Es por esto que en esta sección se comienza evidenciando ciertas
consideraciones a tener presente cuando se piensa en repotenciar las líneas
de un sistema de transmisión. Después se pretende mostrar las diferentes
alternativas que existen en la actualidad para repotenciar líneas de alta tensión
y cuales de estas opciones pueden resultar más ventajosas que otras
dependiendo de la red en que se pretenda implementar, que tanto se debe
ampliar la capacidad de las líneas, qué costos están dispuestos a cubrir las
empresas dueñas de la red y del contexto en general en que se pretende
desarrollar el proyecto.[1][2][7]
39
3.4.1 Consideraciones a tener en cuenta para la repotenciación de líneas
aéreas de alta tensión:
Los materiales con los que se construyen los conductores se afectan por la
temperatura, que a la vez esta relacionada con la corriente eléctrica que
transporta, este efecto de la temperatura hace que los conductores se elongen
por lo cual hay que controlar este parámetros. Los conductores convencionales
son diseñados para transportar corrientes a temperaturas no mayores de 90ºC,
para evitar pérdidas en sus características mecánicas y elevadas elongaciones
para evitar que se violen las distancias de seguridad y la catenaria.
La construcción de nuevos corredores involucra enfrentarse a las restricciones
y dificultades en la consecución de los derechos de paso de las líneas
(servidumbres).
y de igual forma las distancias mínimas de seguridad y anchos mínimos de
servidumbre se deben conservar para evitar accidentes. En Colombia honestas
distancias están establecidas dentro del RETIE [39]. Ver Anexo C
3.4.2 Análisis de líneas y estructuras existentes:
Para hacer el análisis de repotenciación se debe empezar revisando los
parámetros de diseño y métodos de construcción usados para la línea de
transmisión existente con el fin de saber en que estado se encuentra la
estructura y con que características se cuentan para realizar modificaciones en
ellas, o si es necesario construir unas nuevas [7]. La información a recopilar
para realizar éste análisis se describe a continuación:
- Estado físico actual de las estructuras y de las cimentaciones.
- Capacidad remanente de las estructuras y cimentaciones para soportar
mayores cargas
- Elongación actual del conductor.
40
- Capacidad adicional para tener mayores distancias de aislamiento.
- Estado físico actual del conductor.
- Límite de operación térmica del conductor
- Parámetros metereológicos que afectan la operación del conductor.
- Parámetros eléctricos de la red.
3.4.3 Alternativas de repotenciación existentes en la actualidad:
Los métodos que se pueden pensar para transportar mayor potencia con la
misma servidumbre se mencionan a continuación:
Cambiar el conductor existente por uno de mayor calibre logrando asi
mayor capacidad de trasporte de corriente y por ende de potencia.
Implementar la configuración de dos o mas conductores por fase
(conductores en haz).
Elevar el nivel de voltaje de operación de la red.
Permitir una mayor temperatura limite para la operación del conductor o
optimizar los parámetros ambientales que la afectan (capacidad
dinamica).
Utilización de conductores de gran capacidad de corriente a elevada
temperatura de operación
Dispositivos de electrónica de potencia. FACTS.
Cada uno de estos métodos de repotenciación tiene implícitas unas
exigencias y restricciones en su implementación además de que su
aplicación resulta óptima dependiendo del nivel de potencia extra que se
desea transportar.
A continuación se describen las ventajas, desventajas que presentan cada
una de estas opciones:
41
3.4.3.1 Cambiar el conductor por uno de mayor capacidad:
Remover los conductores existentes e instalar conductores de mayor
capacidad de corriente es una opción válida si se cuenta con suficiente
resistencia mecánica en las estructuras de apoyo y distancias a tierra para
soportar las cargas verticales y horizontales adicionales y el aumento en la
flecha del conductor. En caso tal de que no haya tal capacidad remanente, que
por lo general ocurre, entonces se deben cambiar las estructuras.
La verificación de la capacidad de las estructuras debe ser minuciosa y abarcar
todas aquellas áreas que estén involucradas a la nueva carga, esto conlleva
tiempo y un costo extra en el proyecto. Además, un conductor de mayor calibre
tiene mayores solicitaciones mecanicas, por tanto, todos los herrajes en la
mayoria de los casos necesitan ser cambiados.
Una ventaja extra de usar un conductor de mayor calibre es su baja resistencia
que se traduce finalmente en menores costos por pérdidas en la evaluación
económica.
3.4.3.2 Conductores en Haz:
Consiste en sustituir el conductor de fase por dos o mas en paralelo (haz). La
separación entre los conductores es de unos centímetros. Los efectos
principales de esta disposición son la disminución del gradiente del campo
eléctrico, disminución de inductancias del orden del 25 al 30%, reducción del
efecto pelicular y aumento en la capacidad de transporte. [25][47]
Comparando con las líneas con conductor único por fase la aplicación de
conductores en haz trae como consecuencia la disminución o eliminación de
efecto corona, perturbaciones radiofónicas o ruido audible, disminución de la
impedancia característica o de onda, aumento de la corriente de vacío en la
línea, aumento de la potencia natural de las líneas y mejora de los procesos de
estabilidad.
42
3.4.3.3 Aumentar el nivel de tensión usando conductores actuales:
Esta es una opción válida en casos que el operador de la red no tenga
restricciones técnicas y regulatorias para elevar el nivel de tensión de la red, sin
embargo se debe tener en cuenta que el cambio de nivel de tensión involucra
el cambio de los equipos de potencia instalados en las subestaciones. [9]
3.4.3.4 Aumentar la temperatura de operación usando los conductores
actuales:
Este método es factible para aumentos de 10%-30% de capacidad y es una
opción económica ya que no hay que hacer ningún cambio relevante en las
líneas. Esto se puede hacer de diferentes formas [19]:
Retensionar: Si los conductores se someten a tensiones más altas,
probablemente se requerirán pesas de vibración (dampers). También se
ha de considerar el cambio en todos los herrajes.
Monitoreo: La capacidad térmica de la línea de transmisión depende de
una combinación de parámetros ambientales estimados (viento,
temperatura ambiente, humedad). Existen métodos para monitorear la
línea cuando ésta esta energizada. El monitoreo puede brindar
información sobre la temperatura real a la que se encuentra sometido el
conductor, permitiendo un aumento de carga de aproximadamente 10-
15% del que se planeó inicialmente.
3.4.3.5 Utilización de conductores de gran capacidad de corriente a elevada temperatura:
Como se mostró en el capitulo estos conductores pueden operar a
temperaturas más altas que los conductores convencionales con un aumento
pequeño en su flecha, permitiendo así que la capacidad de conducción de
corriente aumente sin que el conductor presente deformaciones sustanciales
en sus características mecánicas.
43
Estos conductores, teniendo las mismas características mecánicas que los
conductores tradicionales pueden duplicar la potencia de transmisión, sin
necesidad de cambiar las estructuras. Como desventaja esta las mayores
pérdidas en transporte, el costo actual de este tipo de conductores y en
algunos casos los métodos complejos para su instalación.
3.4.3.6 Dispositivo de electrónica de potencia: FACTS
El potencial de esta tecnología se basa en la posibilidad de controlar la ruta de
flujo de potencia y la habilidad de conectar redes que no estén adecuadamente
interconectadas, dando la posibilidad de comercializar energía entre agentes
distantes que antes no sería posible. No obstante el uso de los FACTS no ha
sido masivo debido a las restricciones de seguridad, disponibilidad y costo de
los componentes.[46]
44
CAPITULO 4.
ANÁLISIS TÉCNICO DE REPOTENCIACIÓN DE
LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN
En este capítulo se tratará acerca de los requerimientos técnicos que se deben
evaluar para las diferentes alternativas de repotenciar líneas de alta tensión,
estableciendo el esquema de metodología secuencial de para llegar a la
evaluación técnica de las alternativas de repotenciación.
4.1. Datos iniciales
En la repotenciación de líneas se debe partir de información del conductores,
del tipo de estructuras que lo soportan, de condiciones ambientales, de
ocnfiguración del sistema eléctrico, etc.
4.1.1 Datos del sistema
Infraestructura actual del sistema: longitud líneas, tipos de estructuras.
Disposición de conductores.
Capacidad amperimetrica requerida para conductor.
Proyecciones de demanda y expansión del sistema en un periodo de
años horizonte.
Secuencia de líneas a repotenciar en el sistema por años.
4.1.2 Datos y aspectos a conocer de los conductores:
Se deben conocer los siguientes parámetros mecánicos y eléctricos de los
conductores:
Capacidad [amperios]
Resistencia DC [ohm/km ó ohm/millas]
Resistencia AC a una determinada temperatura [ohm/km ó ohm/milla]
45
Reactancia inductiva [ohm/km ó ohm/milla]
Reactancia capacitiva[ohm/km ó ohm/milla]
Area transversal del condustor [mm^2 o in^2]
Diametro total del conductor
Diametro del núcleo del conductor
Diametro de los hilos del núcleo del conductor
Diametro de los hilos externos del conductor
Número de hilos nucleo y número de hilos exxternos
Tensión de rotura
Peso
Modulo de elasticidad
Coeficiente de dilatación
4.1.3 Parámetros metereológicos :
Estaos parámetros se deben establecer ya que afectan la capacidad mecánica
de las estructuras y la de conducción de los conductores.
Velocidad del viento
Los valores de velocidades de viento que se utilizaron son de viento máximo,
definida como la velocidad del viento integrada en un periodo de 3 segundos,
medida a 10 metros de altura sobre el terreno y en un área abierta y con pocos
obstáculos. Trabajar con valores máximos permite considerar las cargas más
fuertes que soportará la estructura debido al efecto del viento.
Puesto que ésta es una variable aleatoria, para su cálculo se debe tener en
cuenta procedimientos probabilísticos basados en el concepto de periodo de
retorno. En este caso la velocidad que se obtiene para un periodo de retorno
tiene una probabilidad igual al inverso del tiempo en el que ocurren vientos con
velocidades iguales o superiores. Así, se tomó un periodo de retorno de 50
años, lo que indica que existe un 2% de probabilidad que la velocidad del
viento sea mayor o igual a la obtenida en un periodo de un año. [32][33]
Para propósitos de diseño se definen las siguientes velocidades del viento:
46
Velocidad máxima anual: Valor máximo de la velocidad del viento
(ráfaga de tres segundos).
Velocidad máxima promedio: Promedio de la serie de registros de
velocidad máxima anual o mensual.
Velocidad de referencia para diseño: corresponde al valor máximo anual
de la velocidad del viento (ráfaga de tres segundos), que tiene un
período de retorno de 50 años.
Velocidad de diseño: Velocidad de referencia para diseño corregida
debido a las características topográficas de la zona de influencia del
proyecto.
Velocidad mínima promedio: El valor de velocidad mínima promedio
anual del viento.
Temperatura
Para la temperatura se manejan los siguientes términos:
Temperatura máxima absoluta: es la temperatura máxima medida
durante el día.
Temperatura máxima promedio: es el promedio de las temperaturas
máximas medidas durante el día.
Temperatura mínima absoluta: es la temperatura mínima medida
durante el día.
Temperatura mínima promedio: es el promedio de las temperaturas
mínimas medidas durante el día.
Temperatura Promedio: es la temperatura promedio medida durante el
día.
Presión barométrica.
Es el peso que ejerce la atmósfera sobre la superficie terrestre, en este caso su
valor es el correspondiente a las condiciones medidas ambientales y depende
de varios factores, principalmente de la altura sobre el nivel del mar donde a
mayor altura menor será la presión y viceversa, la temperatura y la humedad.
47
Tipo de terreno
Es importante tener en cuenta que la configuración del terreno ejerce una
influencia considerable en la velocidad y dirección del viento. Por esta razón, se
identifican las características del terreno dentro de las categorías de
exposición, de la siguiente manera: (Norma ANSI A58.1-1982).
Categoría Características
A Centro de grandes ciudades, con por lo menos el 50% de los
edificios con una altura de mayor de 20 metros.
B Áreas suburbanas y bosques.
C Terreno abierto, plano, con obstrucciones dispersas. Es la
categoría de exposición que se debe utilizar cuando las
características del terreno no se ajustan a las descripciones de las
demás categorías.
D Áreas planas sin obstáculos y zonas costeras.
Tabla 4-1 Categorías de terreno (Norma ANSI A58.1)
La definición de categorías dada por la norma IEC es inversa a esta.
Con estas categorías de terreno definidas la velocidad del viento se corrige por
efectos de la rugosidad del terreno. Utilizando un factor de rugosidad del
terreno, dado en la tabla 4-2 para las diferentes categorías de exposición.
Categoría de exposición A B C D
KR 0.67 0.85 1.00 1.08
Tabla 4-2 Coeficiente de Rugosidad KR
Al obtener los parámetros anteriores se puede con estos valores proceder a
realizar los estudios y analisis pertinentes de la red.
48
4.2 Parámetros eléctricos y mecánicos.
4.2.1 Parámetros eléctricos de operación de los conductores:
Con dichos parámetros se hace el estudio técnico económico para la selección
correcta del calibre del conductor, al igual que se determina el valor de la
impedancia que es tan necesario en los análisis de regulación y cortocircuito
del sistema. [25][47]
4.2.1.1 Parámetros eléctricos de los conductores:
Resistencia a la corriente directa:
ARcd 1 Ec. (4-1)
ρ = resistividad del conductor [Ω.m]
A = área del conductor
Ésta resistencia por lo general se calcula a 20°C y su valor se muestra en las
tablas del fabricante. La resistencia es función de la temperatura, por tanto se
debe aplicar un factor de corrección con respecto a la temperatura a la que
se esté trabajando el conductor. [25][47]
Variación por Temperatura:
)1(1
21 tr
TtTtrr cdcd
Ec. (4-2)
r1= Resistencia corregida por temperatura
T= Temperatura a la cual el conductor adquiere resistencia cero.
Depende del material.
T cobre blando = 234 °C
T cobre duro = 241 °C
T aluminio = 228 °C
49
rcd= Resistencia a la corriente directa a t1.
α = Coeficiente de resistividad térmica
Δt = diferencia de temperatura
Resistencia a la corriente alterna:
El impacto más significativo de este parámetro es que al circular corriente
alterna por el conductor se presenta el fenómeno llamado efecto piel, que
significa que la corriente aumenta del centro a la periferia del conductor. Al
circular más corriente por la periferia se presenta un aumento en la
resistencia con respecto a la corriente directa. [25][47] El cual es tenido en
cuenta con el siguiente factor:
33.1mr Ec. (4-3)
Reactancia de autoinducción:
Toda variación de intensidad de corriente en un circuito produce una fuerza
electromotriz de inducción en el mismo, ya que tal alteración, causa a su vez
una modificación del flujo que, creado por aquella corriente, abarca el
circuito. [25][47]Se llama autoinducción a la relación entre la f.e.m. de
autoinducción y la velocidad de variación de la intensidad de corriente. Se
calcula a través de la siguiente expresión:
kmHr
DL /;10ln16.4 4
Ec. (4-4)
kmfLX /;2 Ec. (4-5)
Asumiendo transposición en las líneas y condiciones equilibradas del sistema.
Reactancia capacitiva:
Este fenómeno es producto del campo eléctrico existente en todo conductor por
el cual circula una corriente. Este parámetro implica a su vez al dieléctrico
(espacio existente entre los conductores), el tipo de dieléctrico (aire), y las
50
dimensiones de los conductores. [25][47] Se calcula a través de la siguiente
expresión:
miF
rD
C /log
03883.0
Ec. (4-6)
wC
Xc 1 Ec. (4-7)
Finalmente las ecuaciones generales para la reactancia autoinductiva y la
reactancia capacitiva son las siguientes:
kmHrD
Leq
eq /;10ln16.4 4
Ec. (4-8)
miF
reqD
Ceq
/log
03883.0
Ec. (4-9)
Los parámetros eléctricos de autoinductancia y capacitancia dependen de
ciertos datos, como son las longitudes y distancias entre las fases de las
líneas y el tipo de configuración que tenga la estructura sobre la que esta
puesta la línea. Por tal razón se debe obtener distancias equivalentes en el
caso de configuración en haz de conductores y de acuerdo a la
configuración de la estructura. [25][47]
4.2.1.2 Pérdidas:
Pérdidas por resistencia:
Desde el punto de vista económico, el diseño óptimo de sistemas
eléctricos es aquel que corresponde a la solución del mínimo costo total,
incluyendo dentro de este no solo los costos de inversión, sino también el
valor presente acumulado de los costos de las pérdidas y de los demás
costos de operación y mantenimiento que se estimen dentro de la vida
útil de las instalaciones.
51
Las pérdidas de un conductor por resistencia aumentan con la corriente al
cuadrado de la siguiente manera: 2IRP kr Ec. (4-10)
Rk = resistencia eléctrica en ohm/km
Para establecer las pérdidas de potencia en porcentaje es necesario
conocer como se modela matemáticamente la potencia de transporte,
mostrada a continuación:
cos3 maxUIPa Ec. (4-11)
El porcentaje de pérdidas de potencia para redes trifásicas es el siguiente:
22 cos100%
UPRP ak
K Ec. (4-12)
U = Tensión nominal de la línea en kV
Pérdidas por efecto corona: Cuando el potencial de la línea se excede y genera un gradiente
eléctrico radial (superior a la rigidez del aire) que generan corrientes de
fuga. Básicamente el aire se vuelve conductor. Estas pérdidas se
presentan en tensiones muy altas. (Para niveles de 115 kV que
generalmente son los utilizados en sistemas de subtransmisión estas
pérdidas no son tenidas en cuenta).
kmkWUcU
Drf 5
2
1033
max)25(241
Ec. (4-13)
rDrmmU tcc lg84 Ec. (4-14)
δ= Factor de corrección de la densidad del aire
f = frecuencia
52
r = radio del conductor en [cm]
Umax = Tensión máxima de operación en [kV]
Uc = Tensión capaz de producir el efector corona en [kV]
mc = Coeficiente de rugosidad del conductor
mc = [0.83-0.87] para cables
mt = Coeficiente meteorológico
mt = 0.8 para tiempo húmedo
Estos datos deben tenerse tanto para secuencia positiva como para
secuencia cero, ya que dentro de los estudios a realizar se tiene encuenta
el estudio de corto circuito para lo cual es de indispensable este último
valor.
Lo ideal en la repotenciación de líneas es no tener que cambiar estructuras
y garantizar que los corredores de las líneas sean los mismos por tal motivo
inicialmente estos parametros de la resistividad de los suelos , longitud de
las líneas y distancias entre fases dadas por la configuración de las
estructuras se toman de las líneas existentes.
4.2.2 Parámetros mecánicos de las líneas de transmisión:
Los cálculos previos que se deben realizar para el análisis mecánico partiendo
de los datos anteriores del conductor es el cálculo de tensiones, flechas y
creep. A continuación se muestra la metodología para realizar dichos cálculos:
4.2.2.1 Tensionado de conductores
Buscando el nivel de tensión óptimo se puede partir de un análisis preliminar al
proceso de plantillado. Este estudio consiste en realizar cálculos como el valor
del creep y el cálculo de flechas y tensiones. Con base en cada resultado, se
hallan la curva de utilización del conductor (curva de tensionado), el nivel de
tensionado y el tipo de estructura.
53
Un factor que se debe considerar en este análisis es el valor límite de tensión
diaria o tensión de cada día (EDS) que es la tensión a la que está sometido el
cable la mayor parte del tiempo a temperatura media sin que exista sobrecarga
alguna y se expresa en porcentaje de la tensión de rotura. Es importante
limitar la tensión del cable porque sí presenta un valor alto aumentaran las
posibilidades de vibración que pueden generar rotura de los cables. Sin
embargo, cabe anotar que tanto los valores de flecha mínima y EDS no están
reglamentados, su elección se hace de acuerdo a la experiencia en el diseño
de líneas de transmisión y cumpliendo con la anterior restricción en el caso de
la tensión EDS. [32]
Los vientos transversales sobre la línea producen vibraciones de alta
frecuencia y baja amplitud. Estos vientos no son muy fuertes pero presentan
larga duración y generan torbellinos que a su vez producen impulsos
verticales, tanto hacia arriba como hacia abajo, distribuidos al azar a lo largo
del cable.
Estas vibraciones producen flexiones alternativas del conductor que, por fatiga,
ocasionan rotura de hilos, especialmente en la salida de las pinzas de
suspensión, que constituyen un nodo. El aluminio es mucho más sensible a
dichas roturas que el cobre o el acero.
Los factores que determinan la gravedad de las vibraciones en una línea son:
La tensión mecánica del conductor
Las características eólicas de la zona.
Como se dijo anteriormente el viento que genera estas vibraciones, es continuo
y no muy fuerte, es decir, se produce en condiciones normales, por ello su
relación directa con la tensión de cada día (EDS). Esta limitante encarece
mucho la línea ya que obliga a vanos menores y estructuras más altas.
54
4.2.2.2 Creep
Es la deformación o alargamiento no elástico (fluencia) de los cables con el
tiempo debido al re-acomodamiento y en parte a la deformación inelástica de
los hilos. Depende del metal, el esfuerzo y la temperatura.
El Creep es el resultado de un alargamiento inicial no elástico debido a la
estabilización de los haces de alambres, este es un proceso corto que dura
unos pocos cientos de horas, pero se nota en sus primeros días de vida.
Evidentemente el Creep se manifiesta como un aumento de la longitud del
conductor y el consiguiente aumento de la flecha. Para el cumplimiento de la
normatividad sobre las distancias es importante conocer el comportamiento del
cable a largo plazo y así considerarlo en el diseño. [32]
La deformación debida a la fluencia de cada conductor y para cada alternativa
de condición de EDS se determina con ecuaciones basadas en leyes empíricas
obtenidas mediante dos procedimientos de ensayo diferentes:
Ensayo del cable entero
Ensayo de un gran número de alambres que componen el cable
Las ecuaciones propuestas para el cálculo de los alargamientos (mm/km) con
coeficientes basados en ensayos de cables enteros, son las siguientes:
a) Para cables de todos los tipos: ACSR, aluminio y aleación de aluminio
(Método Ingles)
teKE *** Ec. (4-15)
b) Para cables de aluminio y aleación de aluminio - ACAR (Método USA):
CtKE 15*** Ec. (4-16)
55
c) Para cables ACSR (Método USA):
CtKErup
15***100*
Ec. (4-17)
Donde:
E: Deformación por fluencia [mm/km]
σ: Esfuerzo en condición diaria del conductor [kg/mm]
σrup: Esfuerzo de ruptura del conductor [kg/mm]
τ: Temperatura en condición diaria [ºC]
t: Tiempo de aplicación de la tracción [horas]
K, α, φ, μ: Coeficientes que dependen de las características, tipos de
fabricación, tipo de cable etc.
][ CEtt
Ec. (4-18)
4.2.2.3 Flechas y tensiones
Partiendo de las condiciones de tensionado y las condiciones meteorológicas
del proyecto se evalúa el comportamiento mecánico de los cables que se
seleccionaron como conductores.
Para ello se usa la ecuación de cambio de condiciones que relaciona dos
estados o situaciones de la línea eléctrica. Esta permite hallar la peor condición
a la que estará sometido un conductor en un vano, es decir, aquella situación
en la que se acerque más a la rotura del conductor (hipótesis más
desfavorable). Si se conocen todos los parámetros de un estado o condición
inicial (1), se puede hallar por medio de la ecuación los parámetros de otro
estado arbitrario o condición final (2). [32][36]
La ecuación de cambio de estado tiene la forma:
56
)(*11
2*
2*
*10102
11
22
12 TTES
CASenhC
CASenhC
ttt
Ec. (4-19)
Donde:
T0i: Tensión horizontal en el estado i
E: Módulo de elasticidad final [kg/mm2]
S: Sección del conductor [mm2]
A: Vano regulador [m]
Ci: T0i / Pi, (Tensión horizontal del conductor en el estado i, en kg) / (Peso del
conductor en el estado i, en kg)
αt: Coeficiente de dilatación térmica lineal [1/ºC]
Pi: Peso virtual del conductor en el estado i, el cual puede incluir el efecto del
viento según el estado considerado [kg]
También es necesario aclarar que esta ecuación es válida para vanos
nivelados, es decir, que los dos apoyos están a la misma altura. Sin embargo,
se consigue suficiente aproximación hasta el 14% de desnivel, lo que abarca la
mayor parte de los casos prácticos. Para vanos muy grandes o muy
desnivelados se aplican fórmulas más complejas.
Se evalúan las flechas y tensiones para cada tipo de conductor y condiciones
meteorológicas respectivas para las siguientes condiciones:
Condiciones iniciales, sin viento y temperatura mínima (curva de
condiciones iniciales). Tensión máxima para vanos reguladores cortos.
Recomendación practica = Limite aproximado 30% a 33% de la tensión
de rotura.
Condiciones finales (elasticidad final), viento máximo y temperatura
mínima promedio (condición de máxima tensión). Tensión máxima para
vanos reguladores largos. Recomendación del fabricante (seguridad) =
50% de la tensión de rotura.
57
Condiciones finales (elasticidad final), viento medio y temperatura
mínima promedio (condición de viento medio). Condición probabilística
válida para eventos anormales. No existe limitación explicita.
Condiciones finales (elasticidad final), sin viento y temperatura promedio
(Condición diaria - EDS). Tensión más probable. Recomendación por
efecto de vibración sobre las torres 18% a 22% de la tensión de rotura.
Condiciones finales (elasticidad final), sin viento y temperatura máxima
del conductor (curva caliente) Tensión para plantillado. No existe
limitación explicita.
Se entiende por condiciones iniciales las que se aplican a los conductores
antes de que ocurra su elongación debido al fenómeno de fluencia del material,
simulado por el creep. Luego que el conductor haya estado tensionado durante
algunos días, habrá sufrido un gran porcentaje de la deformación no elástica
esperada y, por consiguiente, reducido su esfuerzo, estas son las condiciones
finales.
Una vez efectuadas todas estas operaciones se obtienen las tensiones a las
que está sometido el conductor en cada una de las hipótesis, y por lo tanto las
flechas correspondientes. Debe prestarse especial atención en la flecha
máxima que condicionará la altura de las estructuras.
Longitud esperada de la cadena de aisladores
Del análisis del estudio de aislamiento se determina la longitud de la cadena de
aisladores sin herrajes (longitud de arco) y con herrajes.
58
El estudio de aislamiento consiste en ejecutar mediante técnicas de diseño
probabilístico un análisis de los esfuerzos de tensión previsibles sobre el
aislamiento de la línea. Estos se pueden clasificar de la siguiente forma:
Esfuerzos causados por el voltaje del sistema a 60 Hz, es decir,
condiciones normales de operación.
Esfuerzos causados por sobrevoltajes originados a partir de maniobras o
conmutación.
Esfuerzos causados por sobrevoltajes ocasionados por descargas
atmosféricas.
4.3 Análisis eléctrico
4.3.1 Análisis de flujos de carga
Partiendo de que se tiene seleccionados los despachos, modelada la demanda
en magnitud (P y Q) y su desagregación a través de todas las subestaciones, e
incluido y revisado el modelo de la red, se ejecuta el flujo de carga para
determinar la condición balanceada de la red que satisfaga las ecuaciones de
estado estable del sistema.
El flujo de carga debe realizarse teniendo en cuenta las posiciones típicas de
los cambiadores de tomas para las condiciones de demanda máxima, con el fin
de representar las condiciones de red más cercanas a la realidad. También se
debe tener en cuenta los aportes de los reactores (sean inductivos o
capacitivos) los cuales mantienen el perfil de tensión en la red.
A partir de los resultados del flujo de carga convergente, la gran mayoría de los
programas de análisis de redes entregan al usuario un reporte desagregado de
pérdidas y cargabilidad en los elementos sobre los cuales se tiene interés
(líneas y transformadores principalmente) ó pérdidas globales del sistema si es
lo que se desea. Adicional a estos resultados también se puede obtener niveles
de tensión en cada nodo, lo que permite evaluar regulación de tensión en la red
o en los elementos de interés, en este caso las líneas a repotenciar.
59
4.3.1.1 Análisis de cargabilidad
Este análisis debe realizarse para cada uno de los elementos del sistema
principalmente las líneas, este debe hacerse con el sistema en estado normal
de operación como para estado de contingencias N-1 con el fin de conocer que
tanto se cargan los elementos.
También como existen tecnologías nuevas de conductores, es necesario
verificar que estos si se carguen lo suficiente, por que puede suceder que por
los valores de los parámetros eléctricos del conductor la línea no se cargue lo
suficiente, y estos valores elevados de impedancia que pueden presentar los
conductores de alta temperatura generan que no circulen flujos de potencia tan
elevados. En este caso es de gran importancia el análisis, planeamiento y
selección del orden y prioridad en que se repotenciarán las líneas.
En el presente estudio se parte de que se conocen las condiciones del sistema
y se tienen establecidas las líneas a repotenciar y para que periodos de tiempo.
Partiendo de esto el estudio de cargabilidad permite conocer si con las nuevas
configuraciones que va teniendo el sistema año a año, las cuales consisten en
una combinación de líneas repotenciadas y líneas actuales se tiene presencia
de cuellos de botella o dificultades en la circulación de flujos de potencia a
través de estas configuraciones.
El estudio de cargabilidad en sí consiste en establecer que tanta cantidad de
corriente circula a través de las líneas y con este se puede establecer el
porcentaje de carga en base a su corriente nominal, esto permite establecer si
existen puntos críticos en el sistema o si los flujos no están siendo bien
orientados para aprovechar los recursos de líneas ya repotenciadas,
generando saturación en las líneas aun sin repotenciar.
60
4.3.1.2 Análisis de pérdidas en demanda máxima
Los resultados del flujo de carga representan las pérdidas a través de los
elementos para demanda máxima (PLmax). Estas pérdidas son naturalmente
las más altas debido a dos fenómenos que actúan simultáneamente (mayor
corriente por las redes y mayor valor regulación de tensión entre los puntos de
entrada de energía y los extremos donde se encuentra la carga).
Adicional a ser de gran importancia frente al cumplimiento de los
requerimientos técnicos es un gran limitante económico ya que estas crean
pérdidas económicas significativas para las compañías, estos costos por
pérdidas pueden hasta modificar la elección de la alternativa de
repotenciación, según sea la cantidad de pérdidas que genere cada alternativa.
Las pérdidas a evaluar en la repotenciación de líneas son las que ocurren al
transportar la potencia a través de las líneas, estas son vistas en MW los
cuales representan potencia activa, sin embargo estas deben ser vistas en el
tiempo, por lo que es necesaria su transformación a pérdidas de energía
anual.[35]
El cálculo de los factores de carga y de pérdidas para obtener las pérdidas
promedio de energía se muestra en el capitulo 5, debido a que es de gran
importancia mostrar la secuencia de cálculo de estas en conjunto con el costos
que dichas pérdidas generan.
4.3.1.3 Análisis de regulación de tensión
Un sistema de potencia bien diseñado debe ser capaz de entregar un
servicio confiable y de calidad. Entre los aspectos que caracterizan una buena
calidad de servicio se encuentran la adecuada regulación de voltaje así como
de la frecuencia. El Control de Voltaje tiene como objetivo mantener los niveles
de tensión dentro de límite razonables. El problema; sin embargo, es diferente
según se trate de una red de distribución o una de transmisión.
61
En una red de transmisión se pueden admitir variaciones de tensión mayores
que en una red de distribución, ya que no existen aparatos de utilización
directamente conectados a ella. Por lo tanto, dentro de ciertas limitaciones, no
hay mayores inconvenientes en que la tensión en un punto dado de la red de
transmisión varíe dentro de límites relativamente amplios, generalmente 10%
como máximo de un valor que habitualmente es diferente del nominal.
Una tensión muy elevada puede dañar el aislamiento de los equipos o saturar
los transformadores.
Las impedancias de las líneas influyen en que se mantengan unos niveles de
tensión permitidos, es por esto que es necesario verificar que los diferentes
tipos de conductores para las opciones de repotenciación cumplan con este
requerimiento. En Colombia la CREG dispone que los niveles de tensión
pueden tener una fluctuación máxima de ±10% en las barras de carga a nivel
de 220 kV (Resolución 025 de 1995). Esto permite garantizar calidad a la red
de transmisión o subtransmisión.[48]
4.3.2 Análisis de cortocircuito
La mayoría de los estudios necesita de un complejo y detallado modelo que
represente al sistema de potencia, generalmente establecido en la etapa de
proyecto. Los estudios de cortocircuito son típicos ejemplos de éstos, siendo
esencial para la selección de equipos, y el ajuste de sus respectivas
protecciones. En el caso de los proyectos de repotenciación de líneas debido a
que se esta cambiando de impedancias por el cambio de conductores los
niveles de corto circuitos cambian, es importante establecer estos niveles para
cada una de las alternativas.
La duración del cortocircuito es el tiempo en segundos o ciclos durante el cual,
la corriente de cortocircuito circula por el sistema. El fuerte incremento de calor
generado por tal magnitud de corriente, puede destruir o envejecer los
aislantes del sistema eléctrico, por lo tanto, es de vital importancia reducir este
tiempo al mínimo mediante el uso de las protecciones adecuadas. El resultado
62
obtenido del cálculo de cortocircuito es la corriente en los diferentes
componentes del sistema.
Para usos prácticos y en la mayoría de software de cálculo de cortocircuitos se
establecen algunas aproximaciones como modelar el generador por una
fuente de tensión de valor 1.1 en p.u, en serie con su impedancia, para
obtener la corriente de corto circuito máxima y 1 en p.u. para la corriente
mínima de corto circuito en tensiones de nivel IV. Todos los cálculos realizarlos
se realizan por unidad, las cargas se representan por su impedancia
equivalente, independiente de la tensión el sistema eléctrico se analiza como
si estuviera en régimen estable. Adicional a esto si se desea la máxima
condición se deben tener la generación en el máximo del sistema. Norma IEC
60909-2001 Internacional [49].
Adicional a esto, un cortocircuito se manifiesta por la disminución repentina de
la impedancia de un circuito determinado, lo que produce un aumento de la
corriente. En sistemas eléctricos trifásicos se pueden producir distintos tipos
de fallas, las cuales son:
Figura 4-1.Tipos de fallas en el sistema de potencia
En sistemas de distribución y transmisión regional, para los efectos de evaluar
las máximas corrientes de fallas, sólo se calculan las corrientes de
cortocircuito trifásico y monofásico, que es el caso a aplicar para el estudio de
repotenciación. Las fallas monofásicas a tierra pueden generar corrientes de
falla cuya magnitud pueden superar a la corriente de falla trifásica. Sin
embargo, esto es más frecuente que ocurra en sistemas de transmisión o de
distribución en media tensión, sobre todo cuando la falla se ubica cerca de la
63
subestación. Es poco frecuente que la corriente de falla monofásica supere en
amplitud la corriente generada por una falla trifásica. La magnitud de la falla
monofásica puede superar a la generada por una falla trifásica en el mismo
punto, en el caso de que la falla no involucre la malla de tierra.
4.3.3 Análisis de contingencias
La continuidad del servicio eléctrico es uno de los objetivos de cualquier
empresa prestadora de servicio, los índices de DES y FES en Colombia son
permanentemente monitoreados y con estos se determinan unas multas y
sanciones para las empresas prestadoras del servicio, lo que genera costos
para la empresa y falta de calidad del servicio a sus usuarios. Es por esto que
los sistemas eléctricos se diseñan para que al menos soporten y garanticen
servicio de energía con una contingencia N-1, esto significa que al salir un solo
elemento de la red de cualquier tipo, la red pueda soportar esta falta y funcione
adecuadamente. El análisis de contingencias debe realizarse estudiando
detalladamente con cada elemento faltante las cargabilidades de los demás y
que se obtenga una buena regulación de tensión, es decir que no supere los
límites establecidos por la CREG. En la actualidad dicho límite es una tensión
no inferior a 0.9 en p.u. y no superior a 1.1 p.u.
4.4 Análisis mecánico:
Basado en la determinación de los parámetros mecánicos de la líneas se
procede a determinar los esfuerzos requeridos para las estructuras
4.4.1 Árbol de cargas
El árbol de cargas es un esquema grafico que muestra las cargas máximas de
diseño que pueden ser aplicadas a los apoyos de la línea de transmisión.
Sobre las estructuras que soportan los conductores en una línea de transmisión
actúan tres tipos de cargas dependiendo del sentido de aplicación:
64
Carga Transversal con componente de viento y ángulo
Carga longitudinal
Carga vertical
Figura 4-2. Árbol de cargas para una Torre estándar para línea de alta tensión.
Estas pueden ser de trabajo (las que soportara la estructura durante gran parte
de su vida útil) y de diseño (las máximas a las que podría estar sometida la
línea en un momento determinado). Los apoyos deben diseñarse de tal forma
que soporten todas las cargas que se ejercen sobre la estructura incluyendo
las de diseño.[32]
En realidad las cargas de diseño son el producto de la carga de trabajo por el
factor de seguridad.
4.4.1.1 Cargas transversales
Encontramos dos componentes de fuerza transversal, una debida al viento
cuando golpea normal al conductor (perpendicular al eje de la línea), cable de
guarda y herrajes; y la otra que se debe a la tensión del conductor generada
por el ángulo de deflexión de la línea (cambio de rumbo). La carga transversal
total sobre la estructura podemos obtenerla de la siguiente expresión:
FsFTFsvFTVaFTVcCTD **)( Ec. (4-20)
Vertical
(Viento + ángulo)Transversal
Longitudinal
Presión de viento
65
Donde:
CTD: Carga transversal de diseño.
FTVc: Carga transversal de viento sobre el conductor.
FTVa: Carga transversal de viento sobre la cadena de aisladores.
Fsv: Factor de seguridad para carga transversal de viento.
FTα: Carga transversal de ángulo.
Fsα: Factor de seguridad para carga transversal de ángulo.
Cargas de Viento
Como punto de partida para el cálculo de las cargas de viento se toman la
velocidad de viento y las características del terreno que atraviesa la línea,
además un factor importante es su dependencia directa con el vano viento y
las características mecánicas del conductor. Las cargas de viento son las
siguientes:
NVvFrvGcDCxcPocFTVc ***** Ec. (4-21)
NFrvGiSiCxaPocFTVa **** Ec. (4-22)
Donde:
Poc: Presión dinámica corregida.
Cxc: Coeficiente de arrastre del conductor, que se toma igual a 1.
D: Diámetro total del conductor [m].
Gc: Factor de respuesta de ráfaga del conductor.
Frv: Factor de reducción del vano viento.
Vv: Vano viento [m].
Cxa: Coeficiente de arrastre de la cadena de aisladores, que se toma igual a
1.2.
Si: Área de la cadena de aisladores [m2].
Gi: Factor de respuesta de ráfaga de la cadena de aisladores.
66
La presión resultante en el punto de aplicación de una estructura, debido a la
velocidad del viento, llamada también presión dinámica de referencia, Po, esta
dada por:
2* vKpPo [N/m2] Ec. (4-23)
Donde:
v: es la velocidad del viento en [m/s] a 10 metros sobre el nivel del suelo.
Kp: es una constante que tiene en cuenta tanto la elevación sobre el nivel del
mar como la temperatura ambiente y se obtiene de la ecuación:
AKp *0514.0603.0 Ec. (4-24)
Donde, A es la altura sobre el nivel del mar en km.
Ahora este valor de Po se corrige para una altura determinada sobre el nivel
del suelo por medio del coeficiente de exposición Kx el cual se obtiene de:
2
*6.2
ZgZKx Ec. (4-25)
Donde:
Z: altura sobre el terreno
α: Exponente para cada tipo de terreno
Zg: Es la altura de gradiente de cada categoría de terreno
Los valores para estas y otras constantes del tipo de terreno se muestran en la
Tabla 4-3.
Tipo de Terreno α Zg (m) k Ls (m)
A 3.0 457 0.025 30.5
B 4.5 366 0.010 52.0
67
C 7.0 274 0.005 67.0
D 10.0 213 0.003 76.0
Tabla 4-3. Variables para tipo de Terreno
En donde:
k: Coeficiente de arrastre de la superficie
Ls: Escala de turbulencia por tipo de terreno
Así, la presión dinámica corregida Poc es el valor corregido de Po por medio de
la siguiente expresión:
2*
mNPoKxPoc Ec. (4-26)
El área de la cadena de aisladores (Si) es el producto del diámetro del aislador
y la longitud de la cadena y debe afectarse por un factor de 0.6 para tener en
cuenta la forma del aislador.
El frente de onda de viento no es uniforme sobre todo el vano, por lo tanto, a la
hora de calcular las cargas de viento sobre el conductor, y en consecuencia
sobre la estructura, se debe considerar un factor de reducción del vano (Frv)
para tener en cuenta el vano efectivo que soportará la acción del viento.
El Frv se considera 1.0 para vanos menores a 250 m (cortos), para vanos entre
250 m y 500 m (intermedios) se calcula por medio de la expresión:
VFrv *0012.03.1 Ec. (4-27)
Donde V es el vano viento en metros.
Por ultimo para vanos mayores a 500 m (largos) se toma igual a 0.7. Se
observa que a medida que aumenta la longitud del vano menor será la porción
de este afectada por la onda de viento.
68
Carga de ángulo
Cuando una estructura esta localizada en un punto donde la línea cambia de
rumbo se deben considerar esfuerzos adicionales ejercidos por los conductores
y el cable de guarda. Entonces sobre la estructura actuará la resultante de las
tensiones longitudinales en los dos vanos adyacentes que se calcula mediante
la ecuación:
)2/(**2 senTFT Ec. (4-28)
Donde:
T: tensión horizontal del conductor [kg]
α: ángulo de deflexión de la línea
El valor de T se obtiene del estudio de flechas y tensiones y corresponde a la
tensión máxima para viento máximo y temperatura mínima considerando un
vano regulador seleccionado previamente para cada tipo de estructura.
4.4.1.2 Cargas longitudinales
Son cargas que se producen sobre la estructura debido al desequilibrio o
desbalance vectorial en las tensiones de los conductores y/o cables de guarda.
El desequilibrio de tensiones entre conductores en una misma estructura se
debe principalmente a:
Rotura de uno o varios conductores
En estructuras terminales que solo se presenta tensión en un sentido
Cuando se presentan vanos diferentes a lado y lado del apoyo (tiro
desbalanceado). Solo para estructuras de retención.
En el caso de los apoyos de suspensión las cargas longitudinales por rotura de
conductores juegan un papel fundamental para su diseño por su gran
magnitud comparada con las demás fuerzas que soporta la estructura. Sin
embargo, hay que tener en cuenta que éste desbalance de tensiones es
69
soportado en conjunto por la estructura, aisladores, herrajes y las suspensiones
adyacentes, por tanto, se debe considerar en el diseño la deflexión del conjunto
formado por una incluyendo accesorios y las estructuras de suspensión vecinas
que estén comprendidas entre apoyos de retención. Tomar este conjunto hace
que el sistema sea no lineal, a diferencia de una sola, y requiera un estudio de
diseño más complejo.
Las cargas longitudinales no se evalúan en régimen normal para los apoyos de
suspensión, porque en el momento de hacer el tendido se hace la corrección
para que la cadena se mantenga vertical y eliminar así el tiro desbalanceado
Para estimar la componente longitudinal por diferencia de longitud entre vanos
adyacentes se recomienda estimar un máximo de 100 m de diferencia y por
medio del estudio de flechas y tensiones se hizo una apreciación de dicha
carga que es la diferencia máxima de tensión entre estos.
4.4.1.3 Cargas verticales
La estructura soporta una componente vertical de carga debida a: el peso de
los conductores, el peso de la cadena de aisladores, herrajes, accesorios y la
carga de montaje y mantenimiento. Puede determinarse por medio de la
siguiente expresión:
NFsvNCAPCACmVppCVD *)**( Ec. (4-29)
Donde:
CVD: Carga vertical de diseño
p: Peso unitario del conductor [N/m]
Vp: Vano peso [m]
Cm: Carga de montaje y mantenimiento [N]
PCA: Peso de una cadena de aisladores incluyendo herrajes [N]
NCA: Número de cadenas de aisladores
Fsv: Factor de seguridad para carga vertical
70
El vano peso se determina después del proceso de plantillado porque depende
de la topografía del terreno; sin embargo, para iniciar las iteraciones de este y
para estudios globales, en terrenos quebrados y para apoyos de suspensión y
retención intermedia, el vano peso se puede tomar 40% mayor que el vano
viento máximo definido para el tipo de estructura a analizar; esta
recomendación se fundamenta en la experiencia adquirida en la construcción
de líneas en nuestro país, mientras, para las estructuras de retención fuerte es
recomendable tomarlo de acuerdo al caso en particular de utilización. Por
último, si se quiere tener una exactitud mayor puede, luego del proceso de
plantillado, tomarse el valor medio y calcularse una desviación estándar para
estimar el valor dependiendo del tipo de estructura.
4.4.2 Hipótesis de carga
Luego de establecer los valores de temperatura y velocidad de viento para el
diseño, se procede a definir la hipótesis de carga a considerar, y evaluar las
fuerzas que soportaran las estructuras.
4.4.2.1 Estructuras de suspensión
Régimen Normal: todos los conductores y cables de guarda intactos, viento
máximo de diseño y temperatura coincidente (mínima promedio).
Régimen Anormal: se consideran dos condiciones, un conductor roto en
cualquier fase; los otros conductores y cables intactos. La segunda condición
es con un cable de guarda roto, el otro cable (si existe) y todos los conductores
sanos. Ambas situaciones se evalúan con viento máximo promedio y
temperatura coincidente para conductores sanos y rotos.
En la condición anormal para el cable roto (conductor o cable de guarda) se
debe considerar una reducción del vano viento y del vano peso de 25%
afectando así, el cálculo de la fuerza transversal del viento sobre el conductor y
la fuerza vertical, por un factor de 0.75. Además en la fuerza longitudinal se
debe tener en cuenta un factor de reducción de entre 0.6 y 0.9 por el balanceo
71
de la cadena de aisladores en suspensión y la fuerza debida al ángulo se
reduce a la mitad. Para los cables y/o intactos el único cambio es en la
velocidad del viento.
4.4.2.2 Estructuras de retención y terminales
Régimen normal: conductores y cables de guarda intactos, viento máximo de
diseño y temperatura coincidente.
Régimen anormal: igualmente que para la estructura de suspensión se analizan
dos posibilidades. La primera considera cualquier fase y un cable de guarda
rotos simultáneamente, con los restantes conductores y el otro cable de guarda
(si existe) sanos, y la segunda dos fases rotas (cualquiera de las 6). Ambas
situaciones se evalúan con viento máximo promedio y temperatura coincidente,
tanto para conductores rotos como para conductores intactos.
En este caso, cuando se trate de conductor o cable roto, se considera la
reducción del vano peso y viento y la fuerza por ángulo se reduce a la mitad; la
fuerza longitudinal se mantiene igual que en condición normal por la posición
de la cadena de aisladores.
Cabe anotar que estas hipótesis de carga para las estructuras están adoptadas
de acuerdo a lo establecido en el reglamento técnico de instalaciones eléctricas
RETIE.[48]
La justificación para seleccionar temperatura coincidente y velocidad de viento
máxima promedio en los casos de régimen anormal, que son por lo general los
determinantes en el diseño de la estructura, es para evitar que sea
sobredimensionada y hacer un diseño más óptimo. Este criterio se fundamenta
en que la probabilidad de ocurrencia de tres situaciones adversas (rotura,
temperatura mínima y viento máximo) simultáneamente es muy baja; además,
los factores de sobrecarga tienen en cuenta esta eventualidad.
72
4.4.3 Cálculo de pesos de las torres:
La formula de la BPA para el cálculo de peso de una torre metálica de líneas de
transmisión está dada por:
3
2
32
21
LTVHKCPeso Ec. (4-30)
Donde:
Peso → Peso de la estructura en Kg
C → Constante que depende de la silueta de las torres. De acuerdo a
investigaciones realizadas en la Universidad Pontificia Bolivariana en el
informe “Análisis Eléctrico de Líneas de Transmisión” a cargo de los
profesores Jorge Wilson Gonzalez, Carlos Alberto Ruiz, Higo Cardona e
Idi Amin se determinaron las siguientes constantes:
A) 0.1016 en torres de circuito sencillo en suspensión.
B) 0.1185 en torres de circuito sencillo en retención.
C) 0.097 en torres de circuito doble de suspensión.
D) 0.1237 en torres de circuito doble de retensión.
Sin embargo estas constantes no son exactas y pueden variar dependiendo de
la zona y el tipo de estructura a utilizar.
H → Altura en (m) al centro de aplicación de cargas.
K → Es un espesor que tiene en cuenta la longitud de los brazos de la
torre y tiene un valor diferente si es en suspensión o en retención y se
puede expresar por las siguientes fórmulas:
21
2
40028.344.1
DK S Ec. (4-31)
21
2
126028.389.2
DK R Ec. (4-32)
Ks es el factor K para torres de suspensión y Kr es el factor K para torres de
retensión.
73
D → Distancia entre el centro de la torre y el extremo del brazo en m.
V → Cargas verticales tanto del conductor como del cable de guarda
(kg)
T → Cargas transversales (kg) debidas al ángulo y al viento en el
conductor y el cable de guarda. Esta fórmula no tiene en cuenta la
acción de viento sobre la estructura.
L → Cargas longitudinales tanto para los conductores rotos como para
los conductores sanos. (kg).
Las cargas utilizadas en la fórmula de la BPA son cargas de trabajo, es decir
no afectadas por ningún factor de seguridad.
Debido a que la fórmula se utiliza con régimen de conductores rotos, por
hipótesis de diseño se utiliza el viento máximo promedio con temperatura
coincidente o sea 60 km/h.
1. Cargas verticales
2. Cargas transversales
3. Cargas longitudinales
Estas cargas son obtenidas del cálculo del árbol de cargas, procedimiento que
se explicó anteriormente.
El objetivo del cálculo previo del árbol de carga es encontrar a partir de las
tensiones verticales, transversales y longitudinales el peso de la estructura, con
el fin de dimensionar que tantos refuerzos deben presentarse en las diferentes
alternativas de repotenciación, los kilogramos extras de peso en la estructura
que se presenten por metodología diferente nos dan como resultado unos
costos adicionales por alternativa, en caso de necesidad de cambio de
estructuras.
Al finalizar este análisis mecánico debe encontrarse cuales son los elementos y
factores de inversión que se requieren para cada metodología de
repotenciación. Con el cálculo de los árboles de carga a través del
conocimiento de tensiones y flechas, se conoce exactamente que tipo de
modificaciones requieren las estructuras actuales, o si definitivamente se
74
requiere un cambio completo de estructura debido a que la actual no soporte
los esfuerzos que generan los nuevos conductores.
Los resultados de todo el estudio técnico tanto eléctrico como mecánico-civil
determina si es factible la implementación de las alternativas de repotenciación,
si dichas metodologías tienen todo el soporte adecuado desde la capacidad de
mantener estable, regulada y segura la red hasta si es factible implementar la
infraestructura existente par soporte de las líneas, esto en últimas determina la
viabilidad económica de las líneas. El estudio económico el cual se muestra en
el siguiente capitulo parte de los resultados obtenidos en este capitulo.
75
CAPITULO 5.
ANÁLISIS ECONÓMICO DE REPOTENCIACIÓN
DE LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN
El análisis económico es determinante en la selección de la alternativa óptima
de repotenciación de líneas, ya que en la mayoría de los casos es posible
desarrollar técnicamente cualquier opción de repotenciación, sin embargo los
recursos económicos son limitados y las inversiones restringidas, por este
factor en últimas son estos análisis los que terminan definiendo el problema.
En realidad si se planteara un problema de optimización los costos generados
por cada alternativa de repotenciación terminan siendo la función objetivo a
minimizar. De ahí la gran importancia de realizar un análisis lo más preciso
posible de los costos generados por cada opción a evaluar.
Para realizar el análisis económico debe tenerse en cuenta primero los costos
de inversión por construcción de la línea y adicional a esto se deben incluir los
costos por pérdidas por efecto Joule y por efecto corona en el caso de líneas
de extraalta tensión. Para el presente estudio, las pérdidas por efecto corona
no se tienen en cuenta ya que estas últimas pérdidas no son significativas en
las líneas de un sistema de subtransmisión las cuales llegan hasta niveles de
115 kV. Para hacer un análisis detallado del valor de las líneas se desglosan
ambos costos y luego se suman.
Para los costos de inversión se tomó como base el documento “Estudio y
análisis de los costos de líneas de nivel de tensión IV”- Abril 30 de2005
CODENSA S.A ESP. [34] y para los costos de las pérdidas se desarrolla una
metodología de cálculo de pérdidas a través de las proyecciones de demanda
durante el periodo de la vida útil del conductor.
Para la evaluación de costos es necesario tener presente que cada país tiene
una regulación, unas tasas tarifarias de impuestos, costos de flete; Adicional a
76
esto cada país tiene unos manejos para el cálculo del costo de la energía y
unas transacciones diferentes, es por esto que se hace claridad que los precios
y métodos de aplicación de costos están referidos al sistema Colombiano.
5.1 Costos de inversión Los costos de inversión son los que se presentan en la ejecución de la obra, en
este caso son los costos totales de construcción de una línea de alta tensión a
niveles de 115 kV, es decir la tensión que generalmente se presenta en los
sistemas de subtransmisión. Este costo lo componen las cantidades y los
costos unitarios de materiales, obra civil, montaje y desmontaje, entre otras
actividades tales como estudios, diseño, interventoría, servidumbres y costos
ambientales.
5.1.1 Materiales y equipos
Los materiales para una línea de transmisión están compuestos por las
estructuras (torres metálicas o postes), conductor de fase, cable de guarda,
cadenas de aisladores con herrajes, accesorios y materiales de puesta a tierra.
Los costos de materiales vienen dados por las cantidades requeridas y de allí
la gran importancia del análisis técnico ya que este debe determinar que tipos
de materiales, equipos y obras se requieren para cada una de las alternativas
de repotenciación con sus respectivas cantidades y especificaciones. Es decir
como se mostró en el capitulo anterior dependiendo del tipo de conductor o de
la configuración que se tenga de este (simple o en haz) las estructuras
requeridas son diferentes por que los esfuerzos y tensiones que cada uno
genera requiere de diferentes apoyos.
Los costos unitarios de varios equipos eléctricos tienen valores significativos y
algunos tienen grandes diferencias de precios entre si, por tal motivo la
precisión que se tenga de cantidades y tipos de quipos es determinante para la
evaluación económica.
77
Para determinar las cantidades de los ítems de suministro se estima la cantidad
de estructuras a lo largo de un perfil topográfico real. Al estimar las cantidades
con el plantillado se obtienen indicadores propios de líneas de transmisión
como es el peso de las estructuras por kilómetro, número de torres por
kilómetro, peso por estructura y vano promedio entre otros.
5.1.1.1 Costo de estructuras:
Para el montaje de una línea de subtransmisión si esta se realiza en una zona
rural generalmente se implementan estructuras tipo torre y si es utilizada en
zona urbana se implementan postes. Adicional a esto como se mostró en
capítulos anteriores existen estructuras de retención y suspensión y para cada
una se tienen dimensiones y accesorios diferentes, todas estas diferencias
deben ser tomadas en cuenta ya que los costos varían para cada una de las
estructuras. Generalmente las estructuras tienen precios similares sin embargo
los accesorios no, el conjunto de herrajes de las estructuras de retensión tiende
a ser más costoso. Adicional a esto generalmente el número de estructuras de
suspensión es mayor que el número de estructuras de retención.
A partir de los precios y al haberse establecido que tipo de estructuras y sus
cantidades, estas son multiplicadas por el precio unitario y se obtienen los
costos por estructuras al presente año.
Es importante decir que ciertas alternativas de repotenciación no requieren de
cambio de estructuras, debido a que las tensiones mecánicas que generan no
son mayores que las que tiene el cable actual, esto se determina a través del
estudio técnico mecánico. Por lo que es posible que ciertas alternativas de
repotenciación en este ítem presenten cero costos.
5.1.1.2 Costo de cadenas de aislamiento:
La cadenas de aislamiento incluyen el conjunto de herrajes para los
conductores de fase, los cuales varían dependiendo de si la estructura es de
suspensión o retención, el conjunto de herrajes para el cable de guarda y los
78
aisladores como tal. Los precios de estos accesorios varían también
dependiendo de la tecnología de conductor que se tenga.
Es necesario obtener los precios actualizados del conjunto de herrajes tanto
para conductor de fase como para guarda y de los aisladores, tanto para
estructuras de retención como se suspensión, los diferentes tipos de conjuntos
de estos dependen de los necesitados para las alternativas de repotenciación
estudiadas en este documento.
5.1.1.3 Sistema de puesta a tierra
Adicional a las cadenas de aislamiento se tiene el equipo de puesta a tierra el
cual incluye la varilla de puesta a tierra y el cable a utilizar de puesta a tierra
que en este caso generalmente es cobre 2/0 AW.
Es posible que la varilla de puesta a tierra no sea necesario cambiarla para
algunas alternativas, especialmente las que no necesitan cambio de
estructuras pero los accesorios de conjunto de herrajes y hasta los mismos
aisladores es necesario cambiarlos para cualquier metodología de
repotenciación a través de conductorización, como las estudiadas en este
documento. En este caso también es necesario considerar las cantidades,
estas cambian dependiendo de si la estructura es de circuito sencillo o doble y
cuantas estructuras son de retención y cuantas son de suspensión.
5.1.1.4 Costos cables:
Los cables implementados en una línea son de dos tipos, los implementados
para las fases de la línea y el utilizado para el cable de guarda. Para esto es
necesario tener los kilómetros de cable a utilizar y para esto es importante en el
análisis técnico haber determinado la flecha inicial del conductor y los
kilómetros de los corredores de las líneas existentes.
Es importante aclarar que por ejemplo metodologías como la configuración en
haz se estudia partiendo de que se implementa doble conductor del
79
actualmente utilizado en la línea. En los casos de configuraciones de haz
doble se duplican los kilómetros de cable necesarios.
Para el cable de puesta a tierra generalmente se utiliza de 3 a 4 metros por
estructura.
5.1.2 Mano de obra
Adicional a los costos de materiales y equipos, estos requieren de montaje y
desmontaje. Igual se requiere de estudios previos de terreno, suelos, etc. y en
base a las características generales dadas con el estudio técnico del capitulo 4
deben realizarse los diseños en detalle de las líneas. Con estos estudios y
diseños al igual que la ejecución del proyecto vienen dados los costos por
mano de obra.
5.1.2.1 Estudios y diseños:
Lo primero a realizarse son los estudios, uno que determine las afectaciones
sobre la zona de servidumbre, para los nuevos proyectos de construcción
urbanística, vial o industrial, otro estudio de suelos con sondeo manual para
sitios de estructuras de A.T, y finalmente los diseños electromecánicos y
civiles.
Dentro del estudio electromecánico se estudia el comportamiento eléctrico y
mecánico de las estructuras en diferentes escenarios, dicho comportamiento
consiste en realizar estudio de tensionado de los cables, hacer cálculos de
árboles de carga y curvas de utilización de las estructuras y en el diseño civil se
desarrolla el diseño de cimentaciones para los apoyos de torres y postes según
sea el caso. Los estudios que se deben realizar se muestran en el anexo H.
5.1.2.2 Montaje y desmontaje:
Para cada uno de estos materiales y equipos mencionados anteriormente, se
debe tener en cuenta el costo del montaje o instalación de los distintos
80
elementos. Y en el caso de repotenciación de líneas es necesario el
desmontaje de algunos elementos desde casos donde como mínimo hay que
desmontar el cable y accesorios (aislador y conjunto de herrajes) hasta los
casos más críticos donde se debe realizar desmontaje de estructuras
completas. Las actividades que generan costos por mano de obra con los
respectivos costos en el año 2008 se pueden observar en el Anexo H.
5.1.2.3 Obra civil:
Las obras civiles para construcción de las cimentaciones donde se apoyan las
estructuras. Esta incluye excavación manual o con equipos en terreno común, y
los materiales necesarios para las cimentaciones como concreto, acero de
refuerzo, y el costo de mano de obra para los procedimientos. Los costos de la
obra civil están incluidos en la tabla H-2 (Ver Anexo H) mostrada de montaje y
desmontaje.
5.1.2.4 Revisión:
La revisión consiste en verificar la resistencia de puesta a tierra, etiquetar bien
cada una de las estructuras de apoyo de la línea, entre otros. Las actividades
se pueden observar en el Anexo H.
5.1.3 Expresiones de precios
Debido a que la mayoría de cotizaciones que se reciben para los suministros
de una línea están expresadas en precios FOB, CIF o DDP, a continuación se
presenta una breve explicación de estos conceptos y se presentan las
ecuaciones para encontrar el costo total a partir de estos valores base.
5.1.3.1 Costo FOB
Un precio FOB es el precio de una mercadería en puerto de origen, sin incluir
seguro y flete.
81
5.1.3.2 Costo CIF (Cost Insurance and Freight – Costo, Seguro y
Flete)
Este costo se compone del FOB, el transporte marítimo internacional y de los
seguros de transporte internacional.
CIF = 1.06 * FOB Ec. (5-1)
5.1.3.3 Costo DDP (Delivered Duty Paid – Entregado Derechos
Pagados)
Este costo se compone del CIF, el bodegaje, los aranceles, el transporte
terrestre o aéreo nacional, el seguro de transporte terrestre o aéreo nacional, el
IVA de los materiales y/o equipos suministrados.
DDP CON ARANCEL = 1,43*FOB Ec. (5-2)
DDP SIN ARANCEL = 1,32*FOB Ec. (5-3)
5.1.3.4 Costos directos totales
Compuestos por el DDP, el montaje, las pruebas y la puesta en marcha, las
obras civiles, las obras civiles comunes, la gestión ambiental y la servidumbre
y/o lote.
5.1.3.5 Otros costos
Que se componen de la ingeniería, la interventoría, la administración de la
ejecución del proyecto, la AOM (Administración, Operación y Mantenimiento),
los imprevistos y los costos financieros.
De esta manera se obtiene el Costo Directo Total expresado como:
Costo Directo Total = DDP + Montaje, Pruebas y Puesta en Marcha + Obra
Civil + Gestión Ambiental + Servidumbre y o Lotes. Ec. (5-
4)
82
Para el presente estudio se debe tener en cuenta que los ítems incluyen el
arancel, excepto las torres de acero y algunos tipos de conductores que son los
que se pueden adquirir en Colombia o importar de un País que haga parte del
Pacto Andino como Venezuela, el cual es un gran productor de estos
elementos y no se cobra arancel.
5.2 Costos de pérdidas
En el análisis económico de repotenciación de líneas, adicional a los costos de
inversión, se debe realizar un estudio de los costos generados por pérdidas por
efecto Joule, este nos permite evidenciar a futuro cuanto son las pérdidas en
pesos para cada una de las alternativas. Estas pérdidas tendrán variaciones
debido a que dependen de ciertos parámetros como lo es la impedancia de la
línea la cual a su vez depende del tipo de material, el calibre del conductor, la
configuración de la estructura que soporta la línea y la longitud de la misma,
entre otros siendo los anteriormente mencionados los que con mayor
relevancia se modifican de acuerdo al tipo de alternativa de repotenciación.
El análisis de costos de pérdidas se realiza comparando las alternativas
utilizando el valor presente neto de los costos de pérdidas anuales en un
horizonte de 25 años, vida útil de un conductor.
A continuación se muestran cada uno de los pasos a seguir en el cálculo de
costos de pérdidas para cada una de las alternativas de repotenciación para
las líneas de alta tensión.
5.2.3 Cálculo de los costos de kilovatio hora
Se comienza por obtener el precio del kilovatio hora, ya que este representa el
costo que tiene para la empresa la pérdida de cada kilovatio. Este valor debe
tener presente los costos del factor de generación, los de transmisión y otros.
Los costos por generación son representados en los costos de compras de
energía, los de transmisión son el cargo por uso del STN y los otros costos son
representados en las restricciones asignadas a la demanda, el costo por
83
operación del sistema el cual es el costo de sostenimiento del centro nacional
de despacho (CND), el costo de operación del mercado el cual es el costo de
sostenimiento del Sistema de intercambios comerciales (SIC) y finalmente el
costo de uso del sistema de transmisión regional asignado a la demanda. Los
dos primeros factores deben estar corregidos por un factor de pérdidas, el cual
refiere las energías desde niveles inferiores al STN.
A continuación se muestra la ecuación para cálculo del valor del kilovatio hora
DSICOCNDOnesrestriccioOPRTGhKw
)()()(1
$ Ec. (5-5)
Símbolo Significado
G Costo Compra de Energía
T Cargo de Uso del STN
O(Restricciones) Costo de restricciones asignadas a la demanda
O(CND)
Costo por operación del sistema (Centro Nacional de
Despacho)
O(SIC)
Costo de operación del mercado (Sistema de
Intercambios Comerciales)
D(Cargos por STR) Costo de uso del STR NIV asignado a la demanda
Tabla 5-1. Agentes que influyen la determinación del costo del Kilovatio hora
A continuación se muestra con mayor detalle el cálculo de los costos de
mostrados en los diferentes factores de la ecuación anterior.
5.2.3.1 Costos compra de energía
Este valor son las compras de energía realizadas a todos los entes
generadores del país menos la energía vendida en bolsa, esto en base a la
demanda comercial, la cual es toda la demanda del sistema incluyendo
pérdidas en el sistema de transmisión nacional (STN).
hGW
MercialDemandaCom
lsaVentasEnBoasEnergíaTotalComprG $ Ec. (5-6)
El total de compras de energía incluye a su vez las compras a largo plazo y las
compras en bolsa tanto del mercado regulado como mercado no regulado.
84
Cuando hablamos de compra de energía es decir estamos comprando en
bornes del generador, no se incluyen cargos por uso del STN y de STR.
5.2.3.2 Cargo de uso del STN
Este es el precio que se cobra por usar la red nacional de transmisión, son los
cargos que dan los entes de transmisión en base a la demanda comercial
menos las pérdidas en la red de transmisión.
hGWM
NPérdidasSTercialDemandaComosDelSTNCT $arg Ec. (5-7)
Para los costos que aportan la generación y transmisión en el costo total del
kilovatio hora es necesario aplicar en estos un factor de corrección, ya que
como se nombro anteriormente la energía de un nivel inferior que el STN debe
referirse al STN, esto se consigue usando la expresión.
REALi
i
PREESTN
1 Ec. (5-8)
El factor PR es la suma de las pérdidas de los transformadores de nivel IV para
este caso (lo cual son tensiones de 115 kV, típicas en los sistemas de
subtransmisión) con las pérdidas de las líneas a este nivel y esto dividido por
las entradas de potencia del STN.
5.2.3.3 Otros cargos
5.2.3.3.1 Restricciones:
Estos representan los costos que son generados por elementos externos del
sistema, es decir las restricciones que se puedan tener en la generación o en el
transporte de energía a causa de fallas en los sistemas internos o a causa de
situaciones especiales como atentados contra la infraestructura.
5.2.3.3.2 Costos de operación del sistema:
85
Aquí se incluyen los costos de sostenimiento del encargado del manejo
operativo (técnica) del sistema, en el caso de Colombia es el CND, centro
nacional de despacho.
5.2.3.3.3 Costo de operación del Mercado
Este tiene los costos por funcionamiento del ente encargado del sistema de
intercambios comerciales (SIC).
Todos los tres cargos anteriormente mencionados son en base a la demanda
comercial
Finalmente también se tienen los costos por cargo de uso del STR sistema de
transmisión regional y este depende del nivel de tensión en que se encuentre el
cliente. Este varía para las diferentes empresas de distribución de acuerdo al
nivel desde donde se conecten sus redes (en clientes regulados) y también
para los clientes de grandes consumo (clientes no regulados).
Los valores implementados para encontrar el valor del kilovatio hora deben ser
referidos para el mes de corte del año de inicio del estudio, y es importante
tener presente que todos los valores de costos deben ser tratados en pesos
constantes, debido a que al final del estudio se pretende llevar todos estos a un
valor presente neto.
5.2.4 Cálculo del factor de carga y del factor de pérdidas
El valor de pérdidas que se tiene como resultado del flujo de carga
convergente, representa las pérdidas de los elementos para demanda máxima,
por lo cual estas pérdidas son las más altas debido a que en este caso por el
sistema circula mayor corriente y existe mayor valor de regulación de tensión
entre los puntos de entrada de energía y los puntos de consumo.
Por lo cual estos valores de pérdidas máximas deben convertirse a pérdidas de
energía anual estimadas y esto se desarrolla a través de factores basados en
el comportamiento de la curva de carga típica, la potencia máxima y la energía
demandada total.
86
Para esto, lo primero es calcular el factor de carga del sistema, el cual
representa la relación entre potencia media y potencia máxima del año que se
esta analizando.
Para encontrar el factor de carga se implementa la siguiente ecuación:
8760*xPotenciaDemanadaMaEnergíaDemandaMaxFC Ec. (5-9)
Este factor de carga para el estudio es tomado constante y se utiliza el
encontrado para el año cero de estudio.
A partir de los valores de demanda de energía y potencia del año de inicio de
estudio se encuentra el factor de carga para dicho año.
A partir de este valor se encuentra el factor de pérdidas, el cual es el factor por
el cual se multiplican las pérdidas máximas para encontrar las pérdidas
promedio. La dependencia del factor de perdidas con el factor de cargas
depende de características particulares de la red de estudio. El factor de
pérdidas se relaciona con el factor de cargas generalmente con la siguiente
ecuación. 2
21 FCCFCCFP Ec. (5-10)
Lo que se determina para cada red son las constantes C1 y C2, dependiendo
de la topología, distribución y demanda de la red.
De la ecuación anterior se obtiene el factor de perdidas en el año de inicio del
proyecto y este valor es el factor que multiplica por las pérdidas máximas
encontradas en los flujos para determinar las pérdidas promedio.
5.2.5 Pérdidas máximas de potencia del sistema
Como se mencionó al inicio del informe los costos de perdidas deben ser
proyectados a 25 años para obtener como mínimo los costos del periodo de
vida útil aproximado del conductor. Para esto, existen algunos años para los
cuales se tienen modeladas las redes del sistema y en estos años es posible
87
determinar el valor de pérdidas máximas de potencia a través de los flujos de
carga. Sin embargo se tienen límites de información sobre la configuración de
la red para los años más lejanos, por tal motivo es necesario realizar una
proyección de las pérdidas máximas de potencia para los años en los cuales se
encuentran estas restricciones.
Como se mencionó anteriormente es necesario realizar el cálculo de las
pérdidas de potencia máxima para todos los años de estudio. Para los años
que están entre el comienzo del estudio hasta donde inicia la ejecución, se
encuentra las pérdidas máximas de potencia a través de los resultados de los
flujos de carga de las bases de la red para dichos años y debido a que en estos
años no se ha ejecutado el proyecto entonces las perdidas obtenidas son
teniendo todas las líneas de la red con el conductor actual.
Para calcular las pérdidas para los años que se encuentran entre los años que
se encuentran entre años que de los cuales existe información detallada del
sistema se realiza una interpolación con los datos de dichos años de pérdidas
máximas de potencia y los datos de proyecciones de demanda máxima de
potencia. Esto es posible gracias a que se tienen las proyecciones de demanda
máxima de potencia de todos los años a estudiar.
Se debe tener presente que para estos años ya existen resultados para
diferentes alternativas de repotenciación debido a que en estos años ya se
cuenta con líneas repotenciadas.
Finalmente para los años más lejanos se extrapola, encontrando un factor de
relación entre las pérdidas y la demanda máxima de potencia. Este factor
relaciona las pérdidas máximas de potencia con la demanda máxima de
potencia al cuadrado, realizando una semejanza al modelo de la ecuación de
pérdidas por efecto Joule el cual se describe como P=RI2. Asemejando el factor
de relación como la resistencia [R] de la ecuación de pérdidas por efecto Joule
y la corriente como la demanda máxima de potencia.
88
Para encontrar dicho factor de relación se toman los datos de pérdidas
máximas de potencia y de demanda máxima de potencia del último año, para el
cual se tienen resultados del flujo de carga. Encontrándose que el factor de
relación a partir de la siguiente ecuación:
20172
2017
año
año
PotenciaDemandaMaxxPotenciaPérdidasMa
f Ec. (5-11)
Establecido dicho factor se extrapola para encontrar las pérdidas máximas de
potencia de los años restantes, utilizando las proyecciones de demanda
máxima de potencia que se tienen para los estos años.
5.2.6 Pérdidas promedio de potencia del sistema
En el estudio los resultados que se obtienen en la primera parte son las
pérdidas de potencia máxima, a partir de estos y del factor de pérdidas se
encuentran las pérdidas promedio de potencia, los cálculos de costos se hacen
a partir de este último.
Estas pérdidas promedio de potencia se calculan a partir del factor de pérdidas
(encontrado en la sección 5.2.2) y las pérdidas máximas de potencia
(encontradas en la sección 5.2.3).
La ecuación a partir de la cual se obtiene las perdidas promedio de potencia es
la siguiente:
PotenciaiapromPotenc PerdidasFPPerdidas max Ec. (5-12)
5.2.7 Pérdidas promedio de energía del sistema
Para realizar el cálculo de los costos por pérdidas es necesario encontrar las
pérdida promedio de energía, las cuales no son otra cosa que las pérdidas
promedio de potencia multiplicadas por el número de horas del intervalo de
tiempo que se desea evaluar, que generalmente es anual, por lo que las
pérdidas promedio de potencia se multiplican por 8760 hora que son las que se
tienen en un año. A continuación se representa la ecuación:
8760PrPr omPotenciaPerdidasomEnergíaPerdidas Ec. (5-13)
89
5.2.8 Costos de pérdidas promedio de energía
Estos costos son determinados multiplicando las pérdidas promedio de
energía establecidas en la anterior tabla por el costo del kilovatio hora hallado
en la sección 5.2.1. La ecuación se muestra a continuación:
)2008(Pr)( EneroVPomEnergíaPerdidasCpdasAnualesCostoPerdi Ec. (5-14)
5.2.9 Valor presente neto de los costos de pérdidas.
Para obtener el costo en pesos de las pérdidas en el presente año, es
necesario traer los costos generados por las pérdidas en años futuros al
presente implementando una tasa de descuento, la cual depende de factores
macroeconómicos esta generalmente se encuentra entre el 7% y el 15%. Para
este fin es implementada la siguiente ecuación:
n
iitasa
CpiVNA1 )1(
Ec. (5-15)
Implementando la ecuación anterior y teniendo los costos de pérdidas
promedio de energía anual para los 25 años de horizonte se encuentran los
costos por pérdidas anuales en valor presente neto.
5.2.10 Comparación pérdidas promedio de potencia de las diferentes alternativas de repotenciación con el conductor actual.
Con el fin de evidenciar cuanto serían los sobrecostos y/ó ahorros en de
pérdidas con las diferentes opciones de repotenciación se encuentra un
delta de las pérdidas promedio de potencia teniendo los conductores
actuales para la red y las pérdidas promedio de potencia para cada una de
las alternativas de repotenciación.
iPEACOCK omPotenciaPerdidasomPotenciaPerdidasomPotenciaPérdidas PrPrPr Ec. (5-16) i → Alternativas de repotenciación
90
5.2.11 Comparación costos de pérdidas de cada una de las metodologías de repotenciación con los costos de pérdidas con el conductor actual.
De los deltas de pérdidas promedio de potencias halladas anteriormente se
encuentran los deltas de pérdidas promedio de energía multiplicandos por
las 8760 horas. Estas últimas pérdidas multiplicadas por el costo del
kilovatio hora muestran los sobrecostos o ahorros de costos por pérdidas
que tienen cada alternativa de repotenciación.
Finalmente estos costos son traídos al año del estudio (VNA). Con ellos se
puede observar los beneficios, es decir ahorros o sobrecostos que pueden
generar cada una de las alternativas comparadas con dejar el sistema con
el conductor que se encuentra actualmente.
Finalmente los costos de inversión y por pérdidas son sumados y la
alternativa que resulta más óptima es la genere menos gastos teniendo en
cuenta estos dos factores. La ecuación se expresa de la siguiente manera:
ciónrepotenciaaalternativCadai
idasCostosPérdrsionesCostosInveCostoTotalMIN ii
__
Ec. (5-17)
Dentro de los costos que genera una línea de transmisión también se
encuentran los de operación y mantenimiento, sin embargo para los casos
de repotenciación a tener en cuenta se esta asumiendo estos costos
iguales, por tal razón no se tienen en cuenta.
91
CAPITULO 6.
METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN PARA LA SELECCIÓN DE LA ALTERNATIVA ÓPTIMA DE
REPOTENCIACIÓN DE LINEAS ÁEREAS DE
ALTA TENSIÓN EN UN SISTEMA DE TRANSMISIÓN.
6.1 Información previa necesaria para la aplicación de la metodología: El incremento de la capacidad de transporte de una línea exige una compleja
labor de diseño. En primer lugar, es necesario evaluar la capacidad de
transporte . Esta labor es un producto de la gestión de la planificación de la red.
A continuación se detallan los aspectos previos que debe tener claramente
definidos el responsable de un proyecto de repotenciación de líneas:
Valor económico de la energía en el nivel de tensión a realizar el
análisis.
Niveles aceptable de regulación de tensión.
Frecuencia y magnitud de las sobrecargas que presenta el sistema
actual.
Costos actuales de materiales y mano de obra para construcción de
líneas de transmisión
Tipos de estructuras y árboles de carga de las líneas actuales.
Estado de los apoyos, evaluación de la posibilidad de reforzar
estructuras.
Estado actual de la servidumbre, las condiciones geotécnicas y
metereológicas de las zonas donde están construidas las líneas
Conocer los valores de distancias mínimas de seguridad requeridas para
el nivel de tensión que se va analizar.
92
6.2 Metodología Se presenta la siguiente metodología a seguir para evaluar alternativas de
repotenciación y analizar su factibilidad técnico y costo de implementación:
Paso 1: Datos iniciales
Figura 6-1 Pasos 1 y 2 para evaluar alternativas de repotenciación
A partir del conocimiento de cuales líneas del sistema requieren mayor
capacidad de transporte se debe recopilar o determinar información referente a
los parámetros de los conductores, las condiciones de la zona donde se
encuentran, el estado de las estructuras que soportan las líneas.
Es importante en esta etapa determinar la secuencia de repotenciación, es
decir hacer una priorización de las repotenciaciones necesarias en tiempo.
Paso 2: Determinación de parámetros eléctricos y mecánicos:
DDaattooss iinniicciiaalleess
EEssttaabblleecceerr ppaarráámmeettrrooss eellééccttrriiccooss yy ccoonnddiicciioonneess eessttrruuccttuurraalleess ddee llaass llíínneeaass
Datos Sistema
Datos conductores
Condiciones metereológicas Capacidad amperimétrica objetivo
Líneas y Secuencia de líneas a repotenciar
Calculo de parámetros de las líneas
Condiciones estructurales
Resistencia Inductancia Capacitancia
Condición Máxima final
Condición Media final
EDS CREEP
Tensiones longitudinales Flecha
Selección del conductor
93
En primera instancia se selecciona una opción de conductor (conductor
convencional de mayor calibre, conductores en haz y conductor de alta
temperatura), que cumpla con la capacidad amperimétrica requerida. Sobre
este se calculan sus parámetros eléctricos (resistencia, inductancia y
capacitancia). De igual importancia es establecer las tensiones mecánicas
(incluido el pretensionado necesario por el efecto creep) que ejercen cada tipo
conductor a analizar sobre la estructura, así como su elongación para el
cumplimiento de las distancias de seguridad.
Paso 3. Análisis eléctrico
Figura 6-2 Paso 3 para evaluar alternativas de repotenciación
Para cada una de las opciones se debe verificar el cumplimiento de los criterios
de cargabilidad, regulación de tensión y pérdidas establecidos por la CREG
para garantizar confiabilidad de la red y de todo el sistema nacional.
Generalmente para aumentar la confiabilidad de la red estas características se
miden también para condiciones de contingencias n-1, es decir observar el
comportamiento de cada uno de los elementos del sistema cuando ocurre la
salida de uno.
AANNAALLIISSIISS TTÉÉCCNNIICCOO EELLÉÉCCTTRRIICCOO
Flujo de carga condición normal
Estudio de cortocircuito
Cargabilidad < 85%
0.9.<R.T. < 1.1
Eficiencia Pérdidas
Corriente de falla 1Φ
Corriente de falla 3Φ Si
Si
no
no
no
Establecer
Si
Análisis de contingencias (n-1)
Si
AANNAALLIISSIISS TTÉÉCCNNIICCOO MMEECCÁÁNNIICCOO
Protecciones
Diseño
Si
AANNAALLIISSIISS EECCOONNÓÓMMIICCOO
Selección del conductor
Cargabilidad < 100%
0.9.<R.T. < 1.1
Si no
no
94
El objeto es verificar que en condiciones de contingencias n-1 el sistema no
presente sobrecargas en el sistema (Líneas actuales y repotenciadas).
Este análisis eléctrico es el primero en realizarse debido a que en la
repotenciación de líneas primero es de vital importancia que la alternativas
seleccionadas de repotenciación sean viables, es decir sea posible aplicarlas al
sistema sin que estas dejen de cumplir los criterios de cargabilidad y regulación
que son los que garantizan la estabilidad del sistema. En esta parte del estudio
se establece que alternativas son viables técnicamente.
Paso 4. Análisis mecánico:
Figura 6-3 Paso 4 para evaluar alternativas de repotenciación
Definido el tipo de conductor que cumple con los requerimientos eléctricos se
procede a determinar los esfuerzos mecánicos que estas opciones de
AANNAALLIISSIISS TTÉÉCCNNIICCOO MMEECCÁÁNNIICCOO
Árboles de carga
Tensión Longitudinal
Tensión Transversal
Tensión Vertical
Condición Normal
Condición Anormal 1
Condición Anormal 2
Estructuras Suspensión
Estructuras retención
PESO DE LA ESTRUCTURA
Flechas
Estudio de cortocircuito
Dimensiona Estructura
Estructura Suspensión
Estructura retención
Sirve Actual
Para
Calcular En
Hallar
Refuerzo cimentación
Estructura Nueva
Establecer Tipo de Cimentación
NNuueevvoo ccoonndduuccttoorr
No
Si
AA
AA
95
conductor representan para las estructuras. Esto con el fin de determinar si las
estructuras actuales deben ser reemplazadas o no, total o parcialmente.
Figura 6-4 Paso 4 para evaluar alternativas de repotenciación
AANNAALLIISSIISS TTÉÉCCNNIICCOO MMEECCÁÁNNIICCOO
Cadena de aislamiento
Estructuras Suspensión
Estructuras retención
Aislador Grapas y Herrajes
Estructura Cimentación
Establecer
Cantidades de elementos nuevos por línea
Estructuras
Aisladores
Grapas y herrajes
Mejoras o refuerzos a las estructuras existentes
Cimentación
AANNÁÁLLIISSIISS EECCOONNÓÓMMIICCOO
96
Paso 5: Análisis económico:
Figura 6-5 Paso 5 para evaluar alternativas de repotenciación
La quinta parte es el análisis económico, este es determinante en el resultado,
si bien el análisis técnico eléctrico establece si una alternativa de
repotenciación puede entrar a ser evaluada con otras (ya que cumple con los
requerimientos) el análisis económico nos presenta la mejor alternativa frente a
los costos que esta requiere para ser implementada. En esta opción incluye los
costos de inversión en los cuales es de gran influencia el análisis mecánico y
civil, el cual determina que inversiones de materiales, estructuras y mano de
obra deben realizarse. Adicional los costos por perdidas del sistema también
deben ser tenidos en cuenta, estas son tomadas del análisis eléctrico. La suma
de los dos establece el costo total que implica aplicar cada alternativa de
repotenciación en el sistema.
AANNÁÁLLIISSIISS EECCOONNÓÓMMIICCOO
Costos de Inversión
Costos Por Pérdidas
Costos materiales y Equipos
Costos mano de obra
Cadena de aisladores
Nuevas estructuras
Cimentación
Ingeniería y diseño
Montaje y desmontaje
Inspección y revisión
Año horizonte
Tasa de descuento
Proyecciones demanda
Valor Kilovatio hora (Pesos)
Calcular valor pérdidas de Energía/Año
Pérdidas prom. Energía/Año
VPN PERDIDAS
Costos inversión/Línea
COSTO TOTAL
INVERSIÓN COSTO TOTAL RREESSUULLTTAADDOOSS
97
El resultado del estudio debe englobar la respuesta de cada uno de los
conductores considerados ante las demandas de capacidad de transporte de
corriente y del cumplimiento con los valores de flecha máxima que estarán
marcados por las características de cada línea. Adicionalmente, se tendrá que
comprobar que la caída de tensión es admisible y que la temperatura de
operación de la línea a la intensidad exigida, no supera la temperatura máxima
de funcionamiento del conductor.
98
CAPITULO 7.
CASO REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS
DE ALTA TENSIÓN DE LA RED DE CODENSA S.A ESP
Ante el crecimiento de la demanda en la zona de Bogotá, la empresa Codensa
encargada de la distribución actualmente tiene el reto de aumentar la
capacidad de transporte en doce de sus redes de 115 kV (Ver anexo A) para lo
cual se implementó esta metodología con el fin de determinar cual es la
alternativa de repotenciación a aplicar.
7.1 Proyección demanda Codensa s.a esp:
Para el caso particular de CODENSA S.A ESP las proyecciones de demanda
se realizan en base a las proyección Nacional, implementando modelos
econométricos desarrollados para cada sector de consumo, con base en los
cuales se pronostican los consumos anuales de energía para cada año del
horizonte de proyección. Los modelos permiten elaborar estimaciones sobre
una base histórica de datos del tamaño que se tenga disponible.
La figura siguiente presenta el comportamiento de la demanda de energía y la
participación de CODENSA S.A. ESP en la demanda total de energía de la
Nación desde 1996 hasta 2006.
99
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
750
800
850
900
950
1,000
1,050
1,100
Energía SIN GWh Energía CODENSA GWh
Gráfica 7-1: Evolución de la demanda de energía mensual del área operativa de CODENSA S.A. ESP vs. la demanda Nacional
A continuación, se muestran los valores máximos de potencia mensual, para el
período 1996 a 2006 tanto para el área operativa de CODENSA S.A. ESP,
como el total del país.
5,000
5,500
6,000
6,500
7,000
7,500
8,000
8,500
9,000
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
2,200
Potencia Máx SIN MW Potencia Máx CODENSA MW
Gráfica 7-2: Potencia máxima mensual del área operativa de CODENSA S.A. ESP y la Nación
Al respecto de las supuestos macroeconómicos, se puede decir que ellos están
representados principalmente por el PIB nacional, el PIB de Bogotá, el IPC, el
IPP, la sustitución de energéticos y el plan de recuperación de pérdidas para el
área de influencia de CODENSA.
100
El comportamiento de la demanda a partir de 2001 ha sido satisfactorio, por
ejemplo se observa un crecimiento de 640 GWh en energía y 167 MW en
potencia del año 2007 con respecto al año 2006. Para el horizonte de 5 años
(2012) se espera un crecimiento del 31.4 % en energía y 35.6 % en potencia
equivalentes a 3,705 GWh y 752 MW respectivamente.
Por el análisis que se tiene del comportamiento de la demanda y de su
crecimiento es que se estudia la posibilidad de repotenciar las líneas de alta
tensión de la red de CODENSA S.A ESP, a continuación se muestra el
resultado obtenido frente la opción óptima de repotenciación para dicho
sistema.
7.2 Resultados del análisis técnico eléctrico:
A continuación se evidencia los resultados del análisis eléctrico, este
comprende resultados de cargabilidad de las líneas, regulación de tensión y
nivel de cortocircuito. Se muestran los resultados obtenidos para pérdidas de
toda la red y de cada una de las líneas repotenciadas, al igual que sus niveles
de cargabilidad y cortocircuito en los nodos de envío y recibo de las líneas
repotenciadas. Adicional se comprobó que en estado estable y bajo
contingencias el sistema no incumpliera las restricciones de nivel de
cargabilidad y regulación de tensión para todos los nodos y elementos del
sistema.
Es importante tener en cuenta que los datos iniciales de los parámetros de los
conductores se encuentran en el anexo D, con estos se corren los flujos de
carga. Los datos iniciales de los que se parte y características de la red se
encuentran en el anexo A.
Primero se muestra los resultados obtenidos de pérdidas de la red en su
conjunto a través del flujo de carga.
101
7.2.1 Pérdidas efecto joule
A continuación se puede observar las perdidas de toda la red CODENSA S.A
ESP para cada uno de los años estudiados.
PERDIDAS MW RED CODENSA Alternativas 2011 2012 2013 2017 Peacock 605 25.64 27.8 32.03 42.71
Haz de conductores 25.46 26.44 30.52 38.18 Condor 25.9 28.06 32.31 43.59
Kiwi 23.81 26.05 30.08 36.93
Tabla 7-1 Pérdidas de potencia activa del sistema de CODENSA S.A ESP
De la Tabla 7-1 se puede decir que las perdidas se van incrementando a través
de los años, sin embargo la demanda igualmente crece, inclusive el aumento
de consumo es mayor que el de pérdidas de la red , por lo que la proporción
demanda de energía vs pérdidas en el transcurso del tiempo se esta
reduciendo. De las alternativas estudiadas la que representa mayores pérdidas en el
sistema es el conductor de alta temperatura representando un incremento del
2% con respecto al conductor actual, mientras que las alternativas de
conductor Peacock en haz de doble conductor, al igual que la del conductor
tipo ACSR Kiwi de gran calibre reducen sus perdidas entre un 5% y un 10%
aproximadamente.
Las pérdidas de potencia en Megavatios para cada una de las líneas
repotenciadas se pueden observar en el Anexo F, Ver tabla F-1.
En la tabla F-1 se puede observar que el comportamiento de las pérdidas para
todo el sistema viene dado por el comportamiento en cada una de las líneas
repotenciadas para cada una de las alternativas. La variación de pérdidas entre
líneas depende de que cada una de ellas tiene diferente longitud y el flujo de
potencia por cada una de ellas es diferente. A continuación se muestra para
cada año en que se corre el flujo los diferentes resultados por alternativa para
cada una de las líneas repotenciadas.
102
PÉRDIDAS POTENCIA ACTIVA EN LÍNEAS A REPOTENCIAR EN EL 2011
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
1.1
1.2
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.8
1.9
LÍNEAARANJUEZ-
TORCA
LÍNEANORORESTE-
TENJO
LÍNEABALSILLAS-MOSQUERA
LÍNEA EL SOL-TZIPA1
LÍNEA EL SOL-TZIPA2
LÍNEAS
POTE
NCIA ACTIVA
[MW]
PEACOCK ACTUAL 605PEACOCK HAZ 30 CMCONDOR ALTA TEMP.KIWI ACSR
Gráfica 7-3 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar en el año 2011
PÉRDIDAS POTENCIA ACTIVA EN LÍNEAS A REPOTENCIAR 2013
00.10.20.30.40.50.60.70.80.9
11.1
LÍNEA ARANJUEZ-TORCA
LÍNEANORORESTE-
TENJO
LÍNEA BALSILLAS-MOSQUERA
LÍNEA EL SOL-TZIPA1
LÍNEA EL SOL-TZIPA2
LÍNEAS
POTE
NIC
A A
TIVA
[MW
]
PEACOCK ACTUAL 605
PEACOCK HAZ 30 CM
CONDOR ALTA TEMP.
KIWI ACSR
Gráfica 7-4 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar en el año 2013
PÉRDIDAS POTENCIA ACTIVA EN LÍNEAS A REPOTENCIAR 2017
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
LÍNEA ARANJUEZ-TORCA
LÍNEA NORORESTE-TENJO
LÍNEA BALSILLAS-MOSQUERA
LÍNEA EL SOL-TZIPA1
LÍNEA EL SOL-TZIPA2
LÍNEA AUTOPISTA-TORCA1
LÍNEA AUTOPISTA-TORCA2
LÍNEA ARANJUEZ-USAQUEN
LÍNEA BOLIVIA-NORORESTE
LÍNEA TIBABUYES-NOROESTE
LÍNEA SALTO2-M UÑA3
LÍNEA LAGUNETA-SALTO2
POTENCIA ACTIVA [MW]
LÍN
EAS
PEACOCKACTUAL 605
PEACOCK HAZ 30CM
CONDOR ALTATEMP.
KIWI ACSR
Gráfica 7-5 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar en el año 2017
103
De las gráficas anteriores se puede observar que el conductor Cóndor presenta
las mayores perdidas en comparación con las demás alternativas, inclusive es
el único que en algunas líneas sobrepasa las perdidas en comparación con el
conductor actual. También se puede observar que el conductor Kiwi es el que
representa menos pérdidas, seguido de este la configuración de haz doble de
conductores Peacock.
7.2.2 Cargabilidad de las líneas
En condición normal de operación del sistema la cargabilidad de cada uno de
los elementos no sobrepasa el 85% y de las líneas repotenciadas el 70%.
Se puede observar de la tabla F-2 (Ver anexo F.) que la alternativa que
presenta mejor comportamiento es la de conductor ACCR Cóndor, la
cargabilidad se reduce casi en un 50% con especto al conductor actual y
adicional a esto se no se pierde capacidad de corriente, lo que indica que su
impedancia es adecuada. Las otras alternativas también son eficientes pero se
reduce un poco la cargabilidad de las líneas con respecto a la alternativa del
conductor Cóndor.
CARGABILIDAD LÍNEA ARANJUEZ-TORCA
0102030405060708090
100110120
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO CONDUCTOR
% C
AR
GA AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
CARGABILIDAD LÍNEA NORORESTE-TENJO
01020304050607080
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO CONDUCTOR
% C
AR
GA AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
Gráfica 7-6 Cargabilidad de las líneas a repotenciar en el año 2011.
CARGABILIDAD LÍNEA BALSILLAS MOSQUERA
0
20
40
60
80
100
120
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
% C
AR
GA AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
CARGABILIDAD LÍNEA EL SOL-TERMOZIPA1
05
101520253035404550
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
% C
ARG
A
AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
104
CARGABILIDAD LÍNEA EL SOL-TERMOZIPA2
05
101520253035404550
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
%CA
RG
A AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
Gráfica 7-7 Cargabilidad de las líneas a repotenciar en el año 2013.
CARGABILIDAD LÍNEA AUTOPISTA-TORCA1
0
20
40
60
80
100
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO CONDUCTOR
% C
AR
GA
CARGABILIDAD LÍNEA AUTOPISTA-TORCA2
AÑO 2017
020406080
100
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO CONDUCTOR
% C
AR
GA
CARGABILIDAD LÍNEA MUÑA3- SALTO2 AÑO
2017
0
5
10
15
20
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
% C
AR
GA
CARGABILIDAD LÍNEA TIBABUYES-
NORORESTE AÑO 2017
010203040506070
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO CONDUCTOR
%C
AR
GA
CARGABILIDAD LINEA BOLIVIA-NORORESTE
AÑO 2017
020406080
100
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO CONDUCTOR%
CA
RG
A
CARGABILIDAD LÍNEA USAQUEN- ARANJUEZ AÑO 2017
0
20
40
60
80
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
% C
AR
GA
CARGABILIDAD LÍNEA LAGUNETA-SALTO2 AÑO 2017
0
5
10
15
20
PEACOCK 605ACTUAL
PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR795TW AT
KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
% C
AR
GA
Gráfica 7-8 Cargabilidad de las líneas a repotenciar en el año 2017.
De las gráficas se puede decir que con todas las alternativas de repotenciación
la cargabilidad de las líneas se encuentra generalmente entre el 40 y el 80% a
105
excepción de las líneas M3-S2 y LA-S2 las cuales tienen baja cargabilidad
(menor al 10%) si embargo bajo contingencias n-1 estas líneas logran
cargabilidades del 70% hasta el 80% .
7.2.3 Regulación de tensión
En esta sección se pretendió estudiar que la diferencia de tensión entre los
nodos de envío y recibo de las líneas repotenciadas no superarán el 0.1 p.u. y
que tanto bajo condiciones normales como de contingencias n-1 del sistema las
tensiones en todos los nodos no superen el 1.1 p.u. ni sean menores a 0.9 p.u.
Para todos los conductores se cumplió esta última premisa. La relación entre
nodos de envío y recibo de las líneas repotenciadas se muestra en la tabla F-3
(Ver anexo F.)
REGULACIÓN LÍNEA ARANJUEZ-TORCA
00.00210.00420.00630.00840.01050.01260.01470.01680.0189
PEACOCK 605 PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR 795TW
KIWI ACSR
TIPOS CONDUCTORES
DIF
EREN
CIA
TEN
SIÓ
N
AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
REGULACIÓN LÍNEA NORORESTE-TENJO
0
0.0021
0.0042
0.0063
0.0084
0.0105
PEACOCK 605 PEACOCK 605 HAZ30
CONDOR 795 TW KIWI ACSR
TIPO CONDUCTORES
DIF
EREN
CIA
TEN
SIÓ
N
AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
Gráfica 7-9 Regulación de las líneas a repotenciar en el año 2011.
REGULACIÓN LÍNEA BALSILLAS-MOSQUERA
0
0.0021
0.0042
0.0063
0.0084
0.0105
0.0126
0.0147
PEACOCK 605 PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR 795TW
KIWI ACSR
TIPO CONDUCTORES
DIF
EREN
CIA
DE
TEN
SIÓ
N
AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
REGULACIÓN LÍNEA EL SOL-TERMOZIPA
0
0.0021
0.0042
0.0063
0.0084
0.0105
0.0126
0.0147
PEACOCK 605 PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR 795TW
KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
DEF
EREN
CIA
DE
TEN
SIÓ
N
AÑO 2011
AÑO 2013
AÑO 2017
Gráfica 7-10 Regulación de las líneas a repotenciar en el año 2013.
136
REGULACIÓN LÍNEA AUTOPISTA-TORCA AÑO 2017
0
0.005
0.01
0.015
0.02
PEACOCK 605 PEACOCK 605 HAZ30
CONDOR 795 TW KIWI ACSR
TIPO CONDUCTOR
DIFE
REN
CIA
TEN
SIÓ
N
REGULACIÓN LÍNEA ARANJUEZ-USAQUEN
00.0020.0040.0060.0080.01
PEACOCK 605 PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR 795 TW KIWI ACSR
TIPO CONDUCTOR
DIF
EREN
CIA
DE
TEN
SIÓ
N
REGULACIÓN NOROESTE-BOLIVIA
00.0050.01
0.0150.02
0.0250.03
0.035
PEACOCK 605 PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR 795 TW KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
DIF
ERE
NCIA
DE
TE
NSIÓ
N
REGULACIÓN LÍNEA TIBABUYES-NORORESTE
00.0050.01
0.0150.02
0.0250.03
0.035
PEACOCK 605 PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR 795 TW KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
DIF
ERE
NCIA
TEN
SIÓ
N
REGULACIÓN LÍNEA MUÑA3-SALTO2
00.0005
0.0010.00150.002
0.00250.003
PEACOCK 605 PEACOCK 605HAZ 30
CONDOR 795TW
KIWI ACSR
TIPO DE CONDUCTOR
DIF
EREN
CIA
DE
TEN
SIÓ
N
Gráfica 7-11 Regulación de las líneas a repotenciar en el año 2017.
7.2.4 Cortocircuitos
Con respecto al nivel de cortocircuito la que presenta más bajo nivel es la
alternativa de conductor ACCR Cóndor mientras que las alternativas de
conductor ACSR Kiwi y la configuración en haz son muy similares sus valores
de cortocircuito. (Ver Tabla F-5 y F-6 en el Anexo F)
Del análisis eléctrico se comprueba que los conductores seleccionados
cumplen los requerimientos mínimos para ser implementados en la
repotenciación de líneas del sistema de CODENSA S.A ESP. Las pérdidas no
superan el 8% de la potencia demandada para todos los años. Al correr los
flujos de carga tanto para el sistema en condición normal y para todas las
contingencias n-1 no se presentan elementos con sobrecargas ni violando los
niveles de tensión en todos los nodos.
137
Debido a que se cumplen con los requerimientos en el análisis eléctrico del
sistema se procede a realizar el estudio mecánico para las tres posibles
alternativas.
7.3 Resultados análisis técnico mecánico
Para el análisis mecánico de estructuras se realizaron los árboles de carga
siguiendo los criterios definidos en el capitulo 4, con estas cargas se estiman
los pesos que deben tener las estructuras para cada una de las alternativas y
con dichos pesos se puede calcular los costos por estructuras para cada
opción.
Los datos de parámetros metereológicos adoptados se encuentran en el anexo
B, y los valores de Creep en el anexo E al igual que las tensiones mecánicas.
7.3.1 Árboles de carga
Teniendo las cargas longitudinales tanto para condición máxima final como
condición media final, el creep, la flecha y las condiciones metereológicas se
realizan los árboles de carga para tres Hipótesis; La primera es condición
Normal en la cual se tiene todos los conductores sanos incluyendo el cable de
guarda, La segunda es llamada condición Anormal 1 la cual supone la rotura
de un conductor de fase para el caso de estructuras de suspensión y la rotura
de dos conductores de fase para el caso de estructuras de retención, La
tercera es llamada condición Anormal 2 en la cual se supone la rotura de cable
de guarda para el caso de estructuras de suspensión y un conductor de fase
roto y al igual que el de guarda en el caso de estructuras de retención. Estas
son para estructuras de doble circuito ya sean torres o postes.
138
En el anexo G se muestran como ejemplo algunos de los árboles de carga que
se estimaron. párale árbol de cargas cuando se usa el conductor de alta
temperatura no es necesario estimarlo debido a que este conductor tiene las
mismas características mecánicas del conductor existente, por lo tanto las
estructuras lo soportan.
Después de obtener las cargas longitudinales, transversales y verticales de los
árboles de carga (Ver anexo G), se escoge para el cálculo del peso los
resultados de la condición que genera mayor momento resultante.
A continuación se muestra una tabla con los valores de las tensiones:
CONDICION MAS SEVERA
CARGAS VERTICAL CARGA TRANSVERSALES CARGA LONGITUDINAL TIPO
CONDUC. TIPO
ESTRUCTURA CLASE ROTO SANO GUARDA ROTO SANOS GUARDA ROTO SANOS GUARDA
A 370 460 250 30 20 40 40 30 20 830 0 0
SUSPENSIÓN 2º B 590 740 390 40 40 80 60 40 60 1650 0 0
A 370 460 250 400 30 800 40 360 30 1040 133.4 38.38
PEACOCK RETENCIÓN 45º B 650 820 430 960 40 1910 60 420 40 2070 183.91 16.02
A 850 1090 250 50 50 90 70 30 20 1900 0 0
SUSPENSIÓN 2º B 1470 1920 390 90 70 170 100 40 20 3790 0 0
A 850 1090 250 910 50 1820 70 360 30 2370 185.21 38.38
KIWI RETENCIÓN 45º B 1640 2150 430 2190 80 4370 100 420 40 4740 317.54 16.02
A 740 920 500 60 40 80 80 60 40 1660 0 0
SUSPENSIÓN 2º B 1180 1480 780 80 80 160 120 80 120 3300 0 0
A 740 920 500 800 60 1600 80 720 60 2080 266.8 76.76 HAZ
PEACOCK RETENCIÓN 45º B 1300 1640 860 1920 80 3820 120 840 80 4140 367.82 32.04 Tabla 7-2 Cargas transversales, verticales y longitudinales para las estructuras doble
circuito de las líneas de CODENSA S.A ESP.
De los árboles de carga se puede establecer que las tensiones mas altas se
generan con el conductor tipo ACSR Kiwi, seguido de los conductores en haz.
El conductor Cóndor fue seleccionado para no realizar estudio civil ni mecánico
de las estructuras debido a que su peso y tensión de rotura es
aproximadamente igual a la del conductor actual, por lo que no es necesario el
cambio de estructuras actuales.
7.3.2 Peso de las estructuras 7.3.2.1 Peso de las estructuras tipo torre (clase b):
139
A partir de las cargas mecánicas se procede a dimensionar el peso de las
estructuras, que para el caso de las estructuras tipo Torre dicho peso [Kg] se
estima a través de la ecuación 4-30.
3
2
32
21
LTVHKCPeso
Las constantes C fueron recalculadas para el caso de las estructuras de
CODENSA S.A ESP despejando dicha constante a partir un peso de estructura
un árbol de cargas real obteniéndose los siguientes resultados:
0.1466 para torres de retención de doble circuito
0.2410 para torres de suspensión de doble circuito
Teniendo presente que la longitud de los brazos de las estructuras tipo torre de
CODENSA S.A ESP es de 4.03 m se tiene que las constantes K establecidas
para CODENSA S.A ESP son las siguientes:
KS=1.3696 para estructuras de suspensión
KR=1.7402 para estructuras de retención.
Con los valores anteriores se encuentra que el peso para las estructuras tipo
Torre. TIPO CONDUCTOR
TIPO ESTRUCTURA PESO
TORRE S 2475 PEACOCK TORRE R 4891 TORRE S 4004 KIWI TORRE R 8241 TORRE S 3080 HAZ
PEACOCK TORRE R 7692 TORRE S 2475 CONDOR TORRE R 4891
Tabla 7-3 Peso de las estructuras tipo Torre para los conductores de configuración en
haz y conductor de alta temperatura, peacock y kiwi
Con este peso y el costo económico por kilogramo del acero se estima el valor
de las estructuras.
7.3.3 Cimentación.
140
Tomando el árbol de cargas se calculan los momentos mecánicos resultantes a
nivel de suelo y con ayuda de un software de diseño de cimentaciones se
procede a dimensionar la cimentación que debe soportar estas cargas. Este
software se debe alimentar con las características mecánicas del suelo de la
línea que se va a repotenciar. Con base en las dimensiones de las
cimentaciones se definen las cantidades de materiales y mano de obra para
posteriormente calcular su costo.
A continuación se muestran las cantidades requeridas para cada cimentación
por tipo de conductor estudiado:
PEACOCK 605 UNIDAD TORRE A TORRE D volumen de excavación m3 22.52 114 Volumen de concreto m3 6.52 39
ACERO Kg 580 2138.4 Volumen de relleno m3 16 78.25
KIWI volumen de excavación m3 55.44 166.6 Volumen de concreto m3 10 24.84
ACERO Kg 580 2138.4 Volumen de relleno m3 44.88 141.24 PEACOCK 605 haz
doble
volumen de excavación m3 35.7604 168.5928 Volumen de concreto m3 8.2788 25.8272
ACERO Kg 580 2138.4 Volumen de relleno m3 27.1556 141.0288
Tabla 7-4 Peso y dimensiones de las Cimentaciones para cada alternativa
Se puede observar que los requerimientos de material para cimentación son
mayores en la alternativa de conductor tipo Kiwi debido a que el momento
mecánico resultante es superior y de ahí le sigue la alternativa de haz de
conductores.
Del análisis mecánico se puede concluir que las alternativas de Kiwi y de haz
de conductor Peacock necesitan diseño nuevo de estructuras, lo que requiere
141
prácticamente un diseño similar al de una línea nueva. Sin embargo el
conductor ACCR de alta temperatura no necesita cambio de estructuras.
7.4 Resultados análisis económicos 7.4.1 Costos de inversión.
Los costos base de materiales y equipos, al igual que los costos por mano de
obra se encuentran en el anexo H, así mismo el cálculo en detalle de los costos
de inversión de una línea por alternativa se muestra en el anexo J.
Aquí se muestra un resumen de costos de inversión para los siguientes ítems:
diseño, desmontaje, montaje, obra civil, revisión, cables, cadenas de
aislamiento, estructuras y servidumbre.
En primera instancia se procedió a calcular el costo en que debería incurrir la
empresa para construir una nueva línea de transmisión que transporte la
energía adicional que se requiere en conductor peacock, este valor será el
costo base de referencia, posteriormente se tomo un grupo de 4 líneas de las
12 líneas a repotenciar calculándose los costos de las opciones de
repotenciación que se podrían aplicar, seguidamente se encontró la diferencia
promedio entre construir una línea nueva y cada una de las alternativas.
A continuación se muestra los cálculos para las 4 líneas y los deltas obtenidos:
ITEM LINEA NUEVA
PEACOCK CONDUCTOR ALTA
TEMP.
CONDUCTOR MAYOR CALIBRE
ACSR
HAZ CONDUCTORES
PEACOCK DISEÑO $ 33,145,417 $ 0 $ 33,145,417 $ 33,145,417
DESMONTAJE $ 0 $ 47,943,286 $ 53,978,174 $ 53,978,174
MONTAJE $ 84,247,316 $ 75,925,799 $ 119,100,264 $ 152,082,296
OBRA CIVIL $ 502,910,120 $ 0 $ 508,780,496 $ 466,337,590
REVISION $ 4,146,588 $ 514,912 $ 4,146,588 $ 4,146,588
CABLES $ 292,004,406 $ 2,834,002,080 $ 699,982,382 $ 559,578,456
CADENAS DE AISLAMIENTO $ 67,778,917 $ 273,102,062 $ 72,501,787 $ 175,564,784
ESTRUCTURAS $ 537,172,165 $ 0 $ 887,558,880 $ 666,302,240
SERVIDUMBRE $ 1,634,040,000 $ 0 $ 0 $ 0
TOTAL $ 3,155,444,928 $ 3,231,488,138 $ 2,379,193,987 $ 2,111,135,545
Tabla 7-5 Costos de inversión de la línea BA-MO de 5 Km.
142
$ 0
$ 200
$ 400
$ 600
$ 800
$ 1,000
$ 1,200
$ 1,400
$ 1,600
$ 1,800
$ 2,000
$ 2,200
$ 2,400
$ 2,600
$ 2,800
$ 3,000
$ 3,200
$ 3,400
CO
STO
S D
E IN
VER
SIÓ
NMillones
LINEA NUEVAPEACOCK
CONDUCTORALTA TEMP.
CONDUCTORMAYOR CALIBRE
ACSR
HAZCONDUCTORES
PEACOCK
ALTERNATIVAS DE REPOTNECIACIÓN
COSTOS INVERSIÓN LÍNEA BA-MO
SERVIDUMBRE
ESTRUCTURAS
CADENAS DE AISLAMIENTO
CABLES
REVISION
OBRA CIVIL
MONTAJE
DESMONTAJE
DISEÑO
Gráfica 7-12 Costos de inversión por ítem para la línea BA-MO
ITEM LINEA NUEVA
PEACOCK CONDUCTOR ALTA TEMP.
CONDUCTOR MAYOR CALIBRE
ACSR
HAZ CONDUCTORES
PEACOCK DISEÑO $ 45,544,172 $ 0 $ 45,544,172 $ 45,544,172
DESMONTAJE $ 0 $ 62,950,912 $ 70,297,715 $ 70,297,715
MONTAJE $ 111,292,821 $ 102,026,809 $ 162,708,084 $ 209,812,796
OBRA CIVIL $ 396,480,299 $ 0 $ 404,952,879 $ 369,739,880
REVISION $ 3,448,189 $ 514,912 $ 3,448,189 $ 3,448,189
CABLES $ 414,940,141 $ 4,092,968,880 $ 1,004,156,772 $ 801,380,316
CADENAS DE AISLAMIENTO $ 54,718,594 $ 220,422,511 $ 61,413,231 $ 144,532,951
ESTRUCTURAS $ 429,810,004 $ 0 $ 709,756,320 $ 531,362,720
SERVIDUMBRE $ 2,359,940,000 $ 0 $ 0 $ 0
TOTAL $ 3,816,174,219 $ 4,478,884,023 $ 2,461,913,672 $ 2,176,118,739
Tabla 7-6 Costos de inversión de la línea ES-TZ1 de 7 Km
143
$ 0$ 200$ 400$ 600$ 800
$ 1,000$ 1,200$ 1,400$ 1,600$ 1,800$ 2,000$ 2,200$ 2,400$ 2,600$ 2,800$ 3,000$ 3,200$ 3,400$ 3,600$ 3,800$ 4,000$ 4,200$ 4,400$ 4,600
COS
TOS
Millones
LINEA NUEVAPEACOCK
CONDUCTORALTA TEMP.
CONDUCTORMAYOR CALIBRE
ACSR
HAZCONDUCTORES
PEACOCKALTERNATIVAS DE REPOTENCIACIÓN
COSTOS DE INVERSIÓN LINEA ES-TZ1
SERVIDUMBRE
ESTRUCTURAS
CADENAS DE AISLAMIENTO
CABLES
REVISION
OBRA CIVIL
MONTAJE
DESMONTAJE
DISEÑO
Gráfica 7-13 Costos de inversión por ítem para la línea ES-TZ1
ITEM LINEA NUEVA
PEACOCK CONDUCTOR ALTA TEMP.
CONDUCTOR MAYOR CALIBRE
ACSR
HAZ CONDUCTORES
PEACOCK DISEÑO $ 55,352,836 $ 0 $ 55,352,836 $ 55,352,836
DESMONTAJE $ 0 $ 78,977,243 $ 88,268,124 $ 88,268,124
MONTAJE $ 140,115,407 $ 127,656,242 $ 203,294,528 $ 261,887,714
OBRA CIVIL $ 516,610,649 $ 0 $ 532,526,907 $ 484,422,101
REVISION $ 4,425,948 $ 514,912 $ 4,425,948 $ 4,425,948
CABLES $ 516,684,910 $ 5,088,938,400 $ 1,261,646,359 $ 997,160,160 CADENAS DE AISLAMIENTO $ 72,926,039 $ 293,698,682 $ 81,651,121 $ 192,324,546
ESTRUCTURAS $ 498,867,549 $ 0 $ 937,528,800 $ 700,059,040
SERVIDUMBRE $ 2,934,200,000 $ 0 $ 0 $ 0
TOTAL $ 4,739,183,338 $ 5,589,785,477 $ 3,164,694,623 $ 2,783,900,469
Tabla 7-7 Costos de inversión de la línea MU-S2 de 9 Km.
144
$ 0$ 200$ 400$ 600$ 800
$ 1,000$ 1,200$ 1,400$ 1,600$ 1,800$ 2,000$ 2,200$ 2,400$ 2,600$ 2,800$ 3,000$ 3,200$ 3,400$ 3,600$ 3,800$ 4,000$ 4,200$ 4,400$ 4,600$ 4,800$ 5,000$ 5,200$ 5,400$ 5,600
CO
STO
SMillones
LINEA NUEVAPEACOCK
CONDUCTORALTA TEMP.
CONDUCTORMAYOR CALIBRE
ACSR
HAZCONDUCTORES
PEACOCK
ALTERNATIVAS DE REPOTENCIACION
COSTOS INVERSIÓN LINEA MU-S2
SERVIDUMBREESTRUCTURASCADENAS DE AISLAMIENTOCABLESREVISIONOBRA CIVILMONTAJEDESMONTAJEDISEÑO
Gráfica 7-14 Costos de inversión por ítem para la línea MU-S2
ITEM LINEA NUEVA
PEACOCK CONDUCTOR ALTA TEMP.
CONDUCTOR MAYOR CALIBRE
ACSR
HAZ CONDUCTORES
PEACOCK DISEÑO $ 25,293,840 $ 0 $ 25,293,840 $ 25,293,840
DESMONTAJE $ 0 $ 32,284,221 $ 36,151,084 $ 36,151,084
MONTAJE $ 58,372,422 $ 51,874,239 $ 83,210,468 $ 107,137,511
OBRA CIVIL $ 233,410,435 $ 0 $ 243,274,851 $ 220,322,187
REVISION $ 2,330,750 $ 514,912 $ 2,330,750 $ 2,330,750
CABLES $ 207,528,794 $ 2,036,754,720 $ 505,686,018 $ 399,830,244 CADENAS DE AISLAMIENTO $ 33,841,329 $ 136,254,031 $ 37,784,527 $ 89,086,723
ESTRUCTURAS $ 229,252,300 $ 0 $ 430,560,000 $ 320,514,240
SERVIDUMBRE $ 1,174,360,000 $ 0 $ 0 $ 0
TOTAL $ 1,964,389,870 $ 2,257,682,123 $ 1,364,291,537 $ 1,200,666,578
Tabla 7-8 Costos de inversión de la línea LA-S2 de 4 Km.
145
$ 0
$ 200
$ 400
$ 600
$ 800
$ 1,000
$ 1,200
$ 1,400
$ 1,600
$ 1,800
$ 2,000
$ 2,200
$ 2,400
COS
TOS
Millones
LINEA NUEVAPEACOCK
CONDUCTORALTA TEMP.
CONDUCTORMAYOR
CALIBRE ACSR
HAZCONDUCTORES
PEACOCK
ALTERNATIVAS DE REPOTENICACIÓN
COSTOS DE INVERSIÓN LÍNEA LA-S2
SERVIDUMBREESTRUCTURASCADENAS DE AISLAMIENTOCABLESREVISIONOBRA CIVILMONTAJEDESMONTAJEDISEÑO
Gráfica 7-15 Costos de inversión por ítem para la línea LA-S2
De las anteriores gráficas se puede observar que para una línea nueva el costo
más representativo es el de la servidumbre mientras que en las alternativas de
repotenciación el costo que más significativo es el del conductor en algunos
casos y las obras civiles en otros casos.
Se encuentra que la opción de repotenciación con conductor de alta
temperatura representa los costos de inversión más altos inclusive por encima
de la construcción de nuevas líneas. Las otras opciones representan ahorros
con respecto a la construcción de nuevas líneas teniendose mayor beneficio
con la opción de conductor en configuración en haz.
Refiriéndonos en particular a la opción de conductor de alta temperatura su
costo alto de inversión es debido al elevado precio de conductor ya que es 12
veces más costoso que el conductor convencional ACSR Peacock 605 y 8
veces más costoso que un conductor convencional de mayor capacidad (Kiwi)
146
convirtiéndose la implementación en una opción no factible a menos que tenga
una relación máxima de 5 veces el conductor ACSR convencional .
Para las alternativas de conductor convencional el costo del cable representa
un 30% aproximadamente del costo total mientras que la alternativa de cable
de alta temperatura representa el 90% de los costos aproximadamente (Ver
gráfica 7-15). Lo que nos lleva a concluir que es determinante los precios que
puedan ofrecer para el conductor de alta temperatura, en el caso estudiado del
conductor tipo ACCR de 3M el precio de 65 dólares por metro
aproximadamente es elevado comparados con los 5 dólares que cuesta el
metro del conductor Peacock en mercado. Se puede concluir que el precio del
cable de alta temperatura ofrecido por 3M vuelve esta alternativa poco viable
económicamente para su aplicación en la red de CODENSA S.A ESP. Se
estima que el margen de precio para que se vuelva rentable para el sistema de
CODENSA S.A ESP esta tecnología debe ser de 20 a 25 dólares el metro de
conductor.
A continuación en la tabla 7-9 se muestran las diferencias en costos con
respecto al valor base de construir una línea nueva para cada una de las líneas
estudiadas. Al final de la tabla se muestra un valor promedio de referencia a
tomar para cada una de las alternativas.
A continuación se muestra el delta de costos inversiones:
LÍNEA Km ALTA TEMP. MAYOR CALIBRE ACSR
HAZ DE CONDUCTORES
BA-MO 4.806 -$ 76,043,209 $ 776,250,941 $ 1,044,309,382
ES-TZ1 6.941 -$ 662,709,804 $ 1,354,260,547 $ 1,640,055,480
MU-S2 8.63 -$ 850,602,139 $ 1,574,488,715 $ 1,955,282,869
LA-S2 3.454 -$ 293,292,253 $ 600,098,332 $ 763,723,291
DELTA TÍPICO - -$ 478,001,028 $ 1,065,255,744 $ 1,342,182,431
Tabla 7-9 Delta total de Costos de inversión para cada una de las alternativas en comparación con la construcción de nuevas líneas con el conductor Peacock.
147
DELTA ENTRE CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA NUEVA CON PEACOCK Y CADA ALTERNATIVA DE REPOTENCIACIÓN PARA
4 LÍNEAS CON ESTRUCTURAS TIPO TORRE
-$ 1,000-$ 800-$ 600-$ 400-$ 200
$ 0$ 200$ 400$ 600$ 800
$ 1,000$ 1,200
$ 1,400$ 1,600$ 1,800$ 2,000
$ 2,200
ALTA TEMP. MAYOR CALIBRE ACSR HAZ DE CONDUCTORES
Mill
ones
ALTERNATIVA REPOTENCIACIÓN
CO
STO
S
BA-MOES-TZ1MU-S2
LA-S2DELTA TÍPICO
Gráfica 7-16 Delta de Costos de inversión para la líneas y el delta típico encontrado.
ALTERNATIVA DELTA COSTOS
CONDOR -$ 478,001,028 KIWI $ 1,065,255,744
HAZ PEACOCK $ 1,342,182,431
Tabla 7-10 Delta de Costos totales de inversión de cada una de las alternativas en comparación con la construcción de una nueva línea con el conductor Peacock por
línea.
Analizado el costo unitario de cada opción de repotenciación se determinó el
costo total de inversión para repotenciar las 12 líneas que requiere Codensa. El
cual se muestra a continuación
ALTERNATIVA DELTA COSTOS TOTAL PROYECTO
CONDOR -$ 5,736,012,344.30 KIWI $ 12,783,068,928.98
HAZ PEACOCK $ 16,106,189,176.09
Tabla 7-11 Delta total de Costos de inversión para cada una de las alternativas en
comparación con la construcción de nuevas líneas con el conductor Peacock.
Los resultados mostrados en la tabla anterior indican los mayores o menores
valores de inversión que se requieren al aplicar las opciones de repotenciación
de líneas en comparación con construir una nueva línea .
148
DELTA DE COSTOS DE INVERSIÓN POR ALTERNATIVA DE REPOTENCIACIÓN EN COMPARACIÓN CON NUEVAS
LÍNEAS
-$ 10,000-$ 5,000
$ 0$ 5,000
$ 10,000$ 15,000$ 20,000
ALTA TEMP. MAYOR CALIBREACSR
HAZ DECONDUCTORES
Mill
ones
ALTERANTIVAS DE REPOTENCIACIÓN
CO
STO
S
Gráfica 7-17 Delta de Costo total de inversión por alternativa de repotenciación en
comparación con la construcción de nuevas líneas.
7.4.2 Costos por pérdidas. Los valores implementados para encontrar el valor del kilovatio hora se
encuentran a continuación:
Factor Valor [$/kWh] G 89.3312 T 18.9404 O(Restricciones) 2.1323 O(CND) 0.3384 O(SIC) 0.2119 D(Cargos por STR) 15.3917 Valor pérdidas (VP) [$/kWh feb-08] 127.1421
Tabla 7-12. Costos de los agentes para cálculo del kilovatio hora dados en el pliego
tarifario de Febrero de 2008
Nota: Dichos valores son referidos para el mes de febrero del 2008, y es
importante tener presente que todos los valores aquí mencionados son tratado
en pesos constantes. Estos valores son extraídos del pliego tarifario entregado
por la gerencia de regulación de CODENSA S.A ESP.
En el caso de las líneas a repotenciar de CODENSA S.A ESP las cuales tienen
un nivel de tensión 115 kV, el factor de pérdidas para el año 2008 es:
%73.0REALiPR Ec. (7-1)
149
Con los valores de la tabla 7-12 se encuentra el costo del Kilovatio hora, el cual
se muestra a continuación:
kWhFebreroVP $1421.127)08( Ec. (7-2)
Después de tener el costo del kilovatio hora se encuentran los factores de
carga y pérdidas para llevar las pérdidas máximas de potencia del sistema a
pérdidas promedio de energía siendo estas últimas las que se multiplican por el
precio encontrado anteriormente.
Los valores a utilizar para el cálculo del factor de carga son tomados de las
proyecciones de demanda de potencia máxima y de energía para la zona de
Bogotá (Ver Anexo A. Tabla A-3).
Nota: En dicha tabla solo se tienen proyecciones de demanda hasta el año 15
de estudio, por lo que para los demás años se tomo el dato de la última
demanda de energía y potencia proyectada, es decir la del año 2023.
A partir de los valores de demanda de energía y potencia del año 2008 se
encuentra en factor de carga para dicho año, el cual se muestra a continuación:
634937.0FC Ec. (7-3)
La dependencia del factor de perdidas con el factor de cargas para CODENSA
S.A ESP es la siguiente ecuación: 28753.01247.0 FCFCFP Ec. (7-4)
Obteniendo el factor de pérdidas:
4321.0FP Ec. (7-5)
En el estudio realizado se tienen las bases del sistema para los años 2011,
2012, 2013 y 2017. En un estudio previo se determinan las líneas a
repotenciar. (Ver Anexo A. Tabla A-1)
150
Partiendo de los resultados encontrados, el anexo I de pérdidas y el precio del
kilovatio hora se encuentran los siguientes costos de pérdidas.
Valor presente neto de los costos de pérdidas
Para obtener el costo en pesos de las pérdidas en el presente año, es
necesario traer los costos generados por las pérdidas en años futuros al
presente implementando una tasa de descuento, la cual para el estudio
realizado fue de 8%. (Ver Anexo I Tabla I-8).
Implementando la ecuación 5-15 y teniendo los costos (Ver Tabla I-8) se
encuentran los costos por pérdidas anuales en valor presente neto.
TIPO CONDUCTOR VNA PEACOCK 605 ACTUAL $ 230,038 PEACOCK 605 HAZ 30 $ 211,074 CONDOR 795TW AT $ 233,797 KIWI ACSR $ 205,200
Tabla 7-13. Costos en Miles de millones de pesos de Pérdidas promedio de energía del sistema en valor presente neto
COSTOS PÉRDIDAS VNA A 25 AÑOS
190
195
200
205
210
215
220
225
230
235
240
PEACOCK 605 ACTUAL PEACOCK HAZ 30 CM CONDOR (ALTATEMPERATURA)
KIWI ACSR
Mile
s de
mill
ones
OPCIONES REPOTENCIACIÓN
Gráfico 7-18. Costos de Pérdidas promedio de energía del sistema en valor presente neto
por alternativa de repotenciación
151
Los valores encontrados en la tabla 7-13 son los costos de perdidas a 25
años traído a pesos en el año 2008 para cada una de las alternativas de
repotenciación.
Comparación de Costos de pérdidas
De los deltas de pérdidas promedio de potencia mostradas en la tabla I-9
(Ver anexo I) se encuentran los deltas de pérdidas promedio de energía
multiplicándolas por las 8760 horas. Estas últimas pérdidas multiplicadas
por el costo del kilovatio hora muestran los sobrecostos o ahorros en pesos
de pérdidas que tienen cada alternativa de repotenciación.
La Tabla I-10 (Ver Anexo I) se muestra para las alternativas de
repotenciación de conductores en haz y la de los conductores ACSR de
mayor calibre tiene beneficios en costos de pérdidas con respecto al
conductor actual. Sin embargo para la alternativa de conductor de alta
temperatura se tienen sobrecostos por pérdidas.
Implementando la ecuación de VPN y teniendo los costos (Ver Tabla I-10)
se encuentran los sobrecostos o ahorros por pérdidas anuales en valor
presente neto.
TIPO CONDUCTOR VNA PEACOCK 605 HAZ 30 $ 18,964 CONDOR 795TW AT $ -3,758 KIWI ACSR $ 24,837
Tabla 7-14. Delta de Costos de Pérdidas promedio de energía del sistema valor presente
neto en Miles de millones de pesos.
152
DELTA COSTOS DE PÉRDIDAS PARA OPCIONES DE REPOTENCIACIÓN
-$ 6.00
-$ 4.00
-$ 2.00
$ 0.00
$ 2.00
$ 4.00
$ 6.00
$ 8.00
$ 10.00
$ 12.00
$ 14.00
$ 16.00
$ 18.00
$ 20.00
$ 22.00
$ 24.00
$ 26.00
$ 28.00
PEACOCK HAZ 30 CM CONDOR (ALTA TEMPERATURA) KIWI ACSR
Mile
s de
mill
ones
ALTERNATIVAS DE REPOTENCIACIÓN
Gráfico 7-19. Delta de costos de Pérdidas promedio de energía del sistema valor presente neto por alternativa de repotenciación con referencia al conductor actual.
Finalmente se tienen el delta de costos por pérdidas para cada una de las
alternativas en comparación con las pérdidas que generaría las líneas con
el conductor actual Peacock 605.
7.4.3 Costos totales
A continuación se muestran los delta de costos totales por alternativa, el
signo menos, significa que es un sobrecosto de esta alternativa con
respecto a la construcción de nuevas líneas .
ALTERNATIVA DELTA COSTOS INVERSIÓN DELTA COSTOS DE PÉRDIDAS CONDOR -$ 5,736,012,344.30 -$ 3,758,845,181.94
KIWI $ 12,783,068,928.98 $ 24,837,447,439.04
HAZ PEACOCK $ 16,106,189,176.09 $ 18,964,119,158.11
Tabla 7-15. Delta de Costos de Pérdidas y delta de costos de inversión.
ALTERNATIVA DELTA COSTOS TOTALES
CONDOR -$ 9,494,857,526.24 KIWI $ 37,620,516,368.02
HAZ PEACOCK $ 35,070,308,334.20
Tabla 7-16. Delta de costos totales.
153
DELTA COSTOS TOTALES
-$ 20,000.00
-$ 10,000.00
$ 0.00
$ 10,000.00
$ 20,000.00
$ 30,000.00
$ 40,000.00
ALTA TEMP. MAYORCALIBRE ACSR
HAZ DECONDUCTORES
Mill
ones
ALTERNATIVAS DE REPOTENCIACIÓN
COST
OS
Gráfico 7-20. Delta de costos totales.
Se puede observar que el conductor de alta temperatura no es una opción
viable económicamente debido a que representa costos elevados inclusive
representa sobre costos por casi diez mil millones de pesos en comparación
con la construcción de nuevas, Sin embargo las alternativas de conductor de
mayor calibre y la de configuración en haz representan ahorros con respecto a
la construcción de nuevas líneas de cerca de los 38 y 35 mil millones de pesos.
Partiendo de los resultados encontrados anteriormente se muestran las
ventajas y desventajas técnicas que se pueden obtener con el conductor de
alta temperatura con respecto a los conductores convencionales a través de la
siguiente Figura
Figura 7-1 Comparación propiedades entre conductor alta capacidad y conductor
Convencional.
154
De la anterior gráfica podemos deducir que la ventajas técnicas de los
conductores de alta temperatura es muy grande sin embargo los costos
elevados de dicha tecnología no la hace aun competitiva para ser aplicada en
un sistema de subtransmisión como el que se tiene en CODENSA S.A ESP. Lo
cual indica que en la medida en que bajen los precios esta opción se volverá
óptima.
La obtención de los anteriores resultados y la mejora frente al proceso de
evaluación de las alternativas de repotenciación fue posible gracias a la
metodología desarrollada para el desarrollo del análisis, de la cual se muestra
un resumen en la siguiente figura:
Figura 7-2 Metodología de evaluación para encontrar la solución óptima de
repotenciación de línea de alta tensión
Finalmente la implementación de la anterior metodología arrojo las siguientes
conclusiones en el sistema de CODENSA S.A ESP:
DDaattooss iinniicciiaalleess
EEssttaabblleecceerr ppaarráámmeettrrooss eellééccttrriiccooss yy ccoonnddiicciioonneess eessttrruuccttuurraalleess ddee llaass llíínneeaass
AANNAALLIISSIISS TTÉÉCCNNIICCOO EELLÉÉCCTTRRIICCOO
AANNAALLIISSIISS TTÉÉCCNNIICCOO MMEECCÁÁNNIICCOO
RREESSUULLTTAADDOOSS
AANNÁÁLLIISSIISS EECCOONNÓÓMMIICCOO
155
Con respecto al análisis técnico eléctrico las tres alternativas seleccionadas
cumplen los requerimientos frente a cargabilidad y regulación de tensión para
la red en estado normal y bajo contingencias n-1. Además las pérdidas en
ningún caso superan el 8% de toda la potencia consumida. Finalmente los
niveles de cortocircuito son admisibles para la red.
La alternativa que más reduce los índices de cargabilidad es con el conductor
de alta temperatura, se reduce en un 63% con respecto al conductor actual,
seguida del conductor convencional de mayor calibre con 59% y finalmente la
configuración haz con un 56% de reducción en los índices de cargabilidad de
las líneas repotenciadas del sistema.
En cuanto a la regulación de tensión se ve mejorada en un 38% y un 29% en
las alternativas de configuración en haz y el conductor convencional
respectivamente, mientras que se presentan mayores diferencias de tensión en
las líneas repotenciadas en el conductor de alta temperatura por un 2.5% con
respecto al conductor actual, sin embargo este incremento en el desnivel de
tensión no alcanza a violar los límites de 1.1 p.u. por encima y 0.9 p.u por
debajo en todos los nodos de la red.
En cuanto a pérdidas de potencia activa del sistema el conductor Kiwi logra
reducir las pérdidas en un 63% con respecto al conductor actual, para la
configuración en haz también se reducen las pérdidas pero en menor
porcentaje (42%) con respecto al actual mientras que el conductor de alta
temperatura representa mayores pérdidas para el sistema entre un 12 y un
16% adicional de pérdidas con respecto al actual, sin embargo estas perdidas
son tomadas con el conductor a una temperatura de 100 grados Celsius, es
decir trabajando con una cargabilidad elevada, sin embargo este no permanece
en este estado la mayoría del tiempo de funcionamiento.
En cuanto a los costos generados por alternativa es de gran importancia los
generados por las pérdidas de estas en el sistema. Partiendo de los resultados
anteriores se puede decir que tomando como el 100% el costo de pérdidas del
156
conductor utilizado actualmente en la red que fue de $ 230,038,347,349 se
puede concluir que:
Se puede observar que el conductor CONDOR 795 TW tipo ACCR de
alta temperatura presenta costos adicionales de pérdidas de 1.63%.
La alternativa de conductor tipo ACSR tipo Kiwi de mayor calibre tiene
los mayores ahorros en costos de pérdidas que cualquiera de las otras
opciones de repotenciación, el cual es un ahorro del 10.8%
Si bien la alternativa de conductores en haz no representan los mayores
ahorros en pérdidas, si presentan un ahorro por pérdidas en el sistema
de 8.25% con un haz de 30 centímetros de separación .
Del análisis técnico mecánico comprobó que la flecha es mucho más pequeña
en el caso de conductor de alta temperatura, mientras que en el caso del
conductor Kiwi y haz se incrementa, sin embargo es mayor cerca de medio
metro en el kiwi que para los conductores en haz en condición de máxima
temperatura donde se presenta la elongación mas grande. (Esto tomando en
cuenta vanos de 400 metros para estructuras tipo Torre y de 200 m para
estructuras tipo Poste).
Las tensiones mecánicas encontradas para el caso de las alternativas de Kiwi y
de conductores en haz son similares, sin embargo las del Kiwi son mayores.
De igual forma el conductor de alta temperatura puede ser tendido sobre las
estructuras actuales (desde un principio se seleccionó con esta restricción)
mientras que las otras dos alternativas necesitarían cambio de estructuras. Las
estructuras A5 para suspensión y D3 para retención fueron las definidas para el
conductor Kiwi por medio de los criterios de distancias de seguridad y la flecha
que este genera.
157
158
CAPITULO 8
CONCLUSIONES
A continuación se muestran las conclusiones del presente trabajo obtenidas a
partir de la caracterización de los conductores que forman parte de este
informe:
Se aprecia que al sustituir con un conductor convencional por un
conductor de alta temperatura de iguales dimensiones se consigue
elevar la temperatura máxima de operación aumentándose la intensidad
transportada y sin variar el valor de flecha. Así mismo la tensión
mecánica transmitida a los apoyos se mantendrá o disminuirá.
Se puede observar que las pérdidas son mayores en el conductor de
alta temperatura, sin embargo estas no logran superar el límite
admisible, adicional a esto el conductor presenta mayores pérdidas sólo
en casos donde se encuentre al máximo de su cargabilidad o en niveles
superiores al 80% que es en los cuales se presentan las elevadas
temperaturas, sin embargo el conductor no estará en este estado la
mayoría del tiempo.
La cualidad más destacable de los conductores de alta temperatura es
su resistencia mecánica para evitar una elongación grande del cable
cuando se encuentra con cargabilidades altas.
En cuanto a el análisis de las alternativas de repotenciación la
metodología arrojó resultados óptimos frente al tiempo de evaluación de
dichas alternativas .
La metodología permite establecer si los conductores o alternativas
seleccionadas de repotenciación cumplen los requerimientos técnicos
eléctricos como primer requisito en el estudio, evitando que se empiecen
159
otros procesos de análisis de alternativas como el estudio mecánico sin
antes establecer si la alternativa es viable para la red en estudio.
Los análisis técnicos mecánicos no pueden partir sin antes tener
resultados del análisis eléctrico, ya que este es determinante frente a si
una alternativa de repotenciación es viable realizarla en un determinado
sistema.
La determinación de las pérdidas es fundamental para la evaluación
económica, debido a que estás deben ser tenidas en cuenta para mirar
los costos que cada una de las alternativas generan por pérdidas a
futuro. Como se mostró en la gráfica 7-13 los costos por pérdidas fueron
más elevados en la alternativa de conductor de alta temperatura
inclusive están por encima de los costos que generarían el conductor
actual, sin embargo las otras dos alternativas presentan ahorro en
pérdidas con respecto al conductor actual, lo que resultan beneficiosas.
Por otro lado frente a los costos de inversión las servidumbres significan
grandes diferencias en las inversiones que se requerirían para la
construcción de infraestructura nueva.
Por las características de la zona en que se distribuye la energía, el
Sistema de transmisión de CODENSA S.A ESP debe sortear en forma
permanente limitaciones a las posibilidades de expansión. Esta
condición requiere de la búsqueda de nuevas formas de desarrollo del
Sistema, entre las que se encuentra la implementación de herramientas
como la repotenciación de líneas.
Según los resultados de esta evaluación, resulta más económico realizar
la repotenciación utilizando la alternativa tradicional de conductor de
mayor calibre ACSR Kiwi seguido de la configuración en haz de doble
conductor Peacock 605.
160
Las mayores diferencias se observan en el conductor 3M, cuyo VPN
resulta ser casi un 60% mayor que en el caso tradicional, en tanto que la
opción del conductor convencional Kiwi muestra un VPN entre un 9 y un
26% mayor que la opción tradicional.
Lo anterior se debe a los mayores costos de inversión de los
conductores 3M, justificado principalmente en que se trata de una
tecnología nueva, que aún no alcanza niveles de penetración del
mercado que permitan competir en precio, con otras opciones de
conductor de Alta Temperatura. Por lo tanto, desde el punto de vista
económico, la opción de conductor de Alta Temperatura es atractiva
cuando los costos adicionales para levantar las eventuales limitaciones
de construcción (permisos, servidumbres, medio ambiente, etc.),
retribuyan el aumento en la inversión generado por su uso. Sin
embargo, estas condiciones deben ser permanentemente verificadas,
puesto que una disminución en los costos del suministro, o el incremento
de las restricciones para el refuerzo tradicional, puede generar un
cambio que haga más conveniente el uso del conductor de Alta
Temperatura.
8.1 Aportes: Con este estudio se realizó un recuento de la información existente de los
conductores de alta temperatura, debido a que son nuevas tecnologías que han
sido poco estudiadas e implementadas por las empresas prestadoras del
servicio de energía y más aún en Colombia en donde no se tiene ningún caso
de aplicación y en Suramérica donde se han realizado solo acercamientos a
través de proyectos piloto en Brasil (Con tecnología ACCR 3M) y en Chile (Con
tecnología ACCC CTC).
Adicional a la recopilación de información y recoger el estado del arte en
materia de conductores de alta temperatura el proyecto dio como resultado el
establecer una metodología para evaluar las alternativas de repotenciación que
161
se pueden aplicar a un sistema de subtransmisión optimizando de esta manera
este proceso de análisis.
También se encuentra que se establecen claramente los datos del sistema con
los que se debe contar y los parámetros eléctricos y mecánicos que se deben
tener, logrando dar claridad en sus etapas iniciales a un proceso poco
estudiado en el país.
8.2 Futuros trabajos
Es necesario profundizar en el comportamiento en explotación de cada
una de las tecnologías de conductores de alta temperatura, se debe
definir procedimientos, junto a los fabricantes, bien sean teóricos
mediante simulaciones o bien prácticos mediante ensayos, que permitan
asegurar el correcto funcionamiento del conductor seleccionado para
cada línea.
Es necesario evaluar diferentes alternativas de conductores de alta
capacidad como son el S-TACIR de la empresa LG y ACCC de la
empresa CTC, las cuales tienen costos del conductor inferiores que la
tecnología ofrecida por 3M.
Es necesario profundizar el comportamiento de la resistencia de los
conductores de alta temperatura vs la variación de la temperatura a
medida que se agrega carga a estos.
Sería beneficioso para la configuración en haz de conductores
experimentar con calibres menores que si bien no darían el doble de
capacidad pueden representar un aumento significativo sin necesidad de
cambio de estructuras.
Se debe profundizar más en las metodologías de tendido de los
diferentes tipos de conductores y verificar si se cuenta con la tecnología
suficiente para realizar dicho procedimiento.
162
BIBLIOGRAFÍA [1] Gerencia técnica Chilectra. “Uso conductores de alta temperatura en el sistema de subtransmisión de chilectra”, Septiembre 2004. [2] CIDE (Círculos de innovación de Endesa). “Estudio comparativo de conductores de alta capacidad”, Diciembre 2007. [3] UPME (Unidad de planeación Minero Energética). “Plan de expansión de Referencia Generación-Transmisión 2008-2022”, Abril 2008. [4] ISA, CND. “Análisis de alternativas de expansión para eliminar o reducir restricciones”. Periodo 2003-2012, Mayo 2003. [5] Gerencia de procesos de distribución y comercial regional. Grupo Endesa “Criterios de planificación de la red eléctrica en alta tensión”, Noviembre 2003 [6] “Modelo de pronósticos de demanda para las subestaciones AT/MT de CODENSA S.A ESP”, CODENSA S.A ESP. Febrero 2002 [7] CODENSA S.A ESP. “Informe repotenciación de líneas de transmisión”, Junio 2007 [8] Endesa Distribución. “Conductores de Alta Capacidad, Análisis Preliminar, Situación Mundial del Producto”, Noviembre 2004 [9] D.M. Larruskain, I. Zamora, O. Abarrategui, A. Iraolagoitia,M. D. Gutiérrez, E. Loroño and F. de la Bodega. “Power transmission capacity upgrade of overhead lines”, 2005 [10] Siti Norasmah Mohtar, Student Member, IEEE, Md Noah Jamal and Marizan Sulaiman. “Analysis of All Aluminum Conductor (AAC) and All Aluminum Alloy Conductor (AAAC)”, Noviembre 2004 [11] CTC “Innovative Solutions for the Power Industry”, 2006 [12] Ahmad Alawar, Eric J. Bosze, and Steven R. Nutt. “A Composite Core Conductor for Low Sag at High Temperatures”, IEEE Julio 2005 [13] University of Southern California, M.C. Gill Foundation: Composites Center. “Comparison of ACCC/TW with the ACCR, ACSS and ACSR Lines”, 2004 [14] Composite technology corporation. “Development of Stress-Strain Polynomials and Creep Parameters for ACCC/TW Conductors”, Febrero 2007
163
[15] “TransPowr™ ACCC/TW Bare Overhead Conductor”, General Cable. Marzo 2008 [16] “High Temperature – Sag Characterization Test on 1020 KCMIL ACCC/TW Conductor”, Kinectrics North America Inc. Marzo 2004 [17] Akira Kikuchi, Koichi Yonezawa. “Application of Gap conductor and other special conductors for uprating”, IEEE .Julio 2001 [18] Collin McCullough. “IEEE Guide for Qualifying High Temperature Conductors for Use on Overhead Transmission Lines”, 2008 [19] CIGRE WG 05 - Conductors, “The Thermal Behaviour of Overhead Conductors,” 22-81 (WG05) - 06, December, 1981. [20] CIGRE “Conductors for the uprating of overhead lines”,Electra,N0.213,. April 2004 [21] “http://www.3m.com/”, página web 3M. [22] “ http://www.cable.alcan.com/alcancable/en-US/ “, página web de Alcan Cable. [23]“http://www.trans4.motionpoint.net/generalcable/enes/24/_www_generalcable_com/GeneralCable/ /”, página web de General Cable. [24] Marcelo A. Sobrevila. “Libro de instalaciones de potencia”. Editorial Marymar.1987 [25] Luis María Checa. “Líneas de Transporte de Energía” Editorial. Dossat S.A. 1983. [26] Somaruca, Mario. “Manual Standard del ingeniero electricista”. Editorial Litenia. Bs. As. 1970. [27] Asplundh Environmental Services. “Right of Way Ecolosical Effects Bibliography”. Report No. EPRI EA 1080. Willow Grove, Pennsylvania. 1979. [28] Gas Research Institute. Argonne, Illinois: Energy and Environmental Systems Division. “Environmental Aspects of Rights of Way for Natural Gas Transmission Pipelines* An Updated Bibliography. 1988. [29] Goodland, R., “Power Lines and the Environment”. Millbrook, New York: Cary Ecosystem Center editor. 1973. [30] Silver Spring, Maryland. Electric Fields Under Power Lines. “Supplement to an Examination of Electric Fields Under EHV Overhead Power Transmission Lines”. United States Environmental Protection Agency. 1980.
164
[31] United States Fish and Wildlife Service. “Management of Transmission Line RiL htsof Way for Fish and Wildlife”. Volume Iq Background Information. 1979. [32] CODENSA S.A ESP “Estandarización de estructuras de apoyo líneas AT”. Diciembre 2007 [33] CODENSA S.A ESP “Criterios de diseño líneas aéreas de 115 kV”. 2004 [34] U. Andes y CODENSA S.A ESP. “Estudio y análisis de los costos de líneas de nivel de tensión IV”, Abril 2005 [35] CODENSA S.A ESP “Pérdidas en redes AT” , Noviembre 2007 [36] M. Ostendorp EPRI proyect manager. “Transmission Line uprating guide”. Noviembre 2000 [37] Comisión Nacional de energía, Club español de la Energía. “Consumo de energía y crecimiento económico, Análisis de la eficiencia energética de los principales países de la OCDE y de España”, 2002 [38] UPME. ”Proyecciones de demanda de energía eléctrica y potencia máxima”. Septiembre de 2003 [39] Ministerio de Minas y Energía. Ministerio de Comercio, Industria y Turismo, “Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas (RETIE)” 2004. [40] IEEE, “IEEE Guide for Improving the Lightning Performance of Transmission Lines” 1997. [41] Lucas Pérez Hernandez, John Fredy Franco, Ramón Gallego. “Planeamiento de sistemas de distribución usando técnicas de Tabu.” Scientia et Technica Año XIII, No 34 Mayo 2007. [42] Mauricio Granada Echeverri, Antonio Escobar Zuluaga, Ramón A. Gallego Rendón. “Reducción de pérdidas técnicas en sistemas de distribución aplicando medidas correctivas por etapas”. Colciencias, Universidad Tecnológica de Pereira. 2005 [43] Andrés Villegas Ramelli, M.Sc. ISA. Universidad Pontificia Bolivariana (UPB). Herramientas Informáticas para la Planeación de la Red de Transporte de Energía Eléctrica en Ambientes Desregulados. Enero 2006 [44] S. Sivanagaraju, N. Sreenivasulu *, M. Vijayakumar, T. Ramana .Department of Electrical Engineering, “Optimal conductor selection for radial distribution systems” J.N.T.U. College of Engineering, Anantapur 515 002, Andhra Pradesh, India 22 February 2002
165
[45] Damanjeet Kaur *, Jaydev Sharma. “Optimal conductor sizing in radial distribution systems planning”. Electrical Engineering Department, Indian Institute of Technology, Roorkee, Uttaranchal 247 667, India. 20 July 2007 [46] Ixtlánhuatl Coronado, Pável Zuñiga y Juan M. Ramirez .”FACTS: Soluciones modernas para la industria eléctrica.” Avance y Perspectiva vol. 20 Agosto 2001 [47] EPRI Electric Power Research Institute. “Transmission Line Reference Book. 345 kV and above”, Second Edition, Revised. 1987 [48] Comisión de Regulación de Energía y Gas. CREG. Resolución 025 de 1995.
[49] Norma IEC 60909-2001 Internacional. “Corrientes de corto circuito en
sistemas trifásicos a.c”. 2001
166
ANEXOS
167
ANEXO A.
DATOS INICIALES 1. Líneas a Repotenciar y los años a ser repotenciadas
AÑO LÍNEAS 2011 Nororeste-Tenjo(NO-TJ)
Aranjuez-Torca (AJ-TO) 2012 - 2013 Balsillas-Mosquera (BA-MO),
El Sol -Termozipa 1(ES-TZ1), El sol -Termozipa 2 (ES-TZ2)
2017 Noroeste – Tibabuyes (NO-TB) Noroeste – Bolivia (NO-BL)
Autopista – Torca 1 (AU-TO1) Autopista – Torca 2 (AU-TO2)
Muña 3 – Salto 2 (M3-S2) Laguneta – Salto 2 (LA-S2) Aranjuez- Usaquen (AJ-US)
Tabla A-1. Líneas a repotenciar en la red de 115 kV de CODENSA S.A ESP
Nota: Para el año 2012 no se tienen líneas a repotenciar, sin embargo se
cuenta con las bases del sistema.
2 Tipo de estructura y distancias (INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE LAS
LÍNEA A REPOTENCIAR)
No Marca Tipo LINEAS TIPO
BA-MO TORRE E17 SAE DS
ES-TZ1 TORRE E18 SAE DM M3-S2 TORRE
E25 LSSC (Centrales) S LA-S2 TORRE
E41 PETIT JEAN P29,5 ES-TZ2 POSTE E44 SUMITOMO P30 AU-TO1 POSTE E45 SUMITOMO P25 AU-TO2 POSTE
AJ-TO POSTE E50 SUMITOMO P23
AJ-US POSTE NO-TB POSTE
E51 SUMITOMO P65 NO-BL POSTE
E59 HYUNDAY P27 NO-TJ POSTE
Tabla A-2. Tipo de estructura de las Líneas a repotenciar en la red de 115 kV de CODENSA S.A ESP
168
3 Capacidad amperimétrica
Son 1600 amperios, el doble de la capacidad actual.
4 Conductores seleccionados para el estudio
Tipo convencional ACSR : Kiwi 2167 kcmil
Tipo conductor de alta temperatura ACCR: Cóndor
Configuración en haz de doble conductor ACSR Peacock 605 con 30
centímetros de separación.
5 Proyecciones de demanda:
Las proyecciones de demanda fueron establecidas con estudios previos a
través de la metodología mostrada en el capitulo 2.
AÑO GWh MW 2008 13,222 2,378 2009 13,828 2,485 2010 14,462 2,621 2011 15,125 2,735 2012 15,819 2,860 2013 16,609 2,999 2014 17,421 3,142 2015 18,239 3,286 2016 19,095 3,436 2017 19,991 3,594 2018 20,889 3,753 2019 21,786 3,911 2020 22,722 4,075 2021 23,608 4,231 2022 24,575 4,402 2023 25,630 4,588
Tabla A-3. Proyecciones de demanda de energía y potencia para la zona de Bogotá
169
ANEXO B. PARÁMETROS METEREOLÓGICAS DE LA ZONA DE BOGOTÁ
1. Temperatura
Los valores de temperatura empleados por CODENSA para el diseño de líneas
de 115 kV en Bogota y los alrededores son:
Temperatura Ambiente Valor [°C] Máxima 25 Máxima Promedio 21 Mínima Promedio 2 Mínima -2 Promedio 14
Tabla B-1 Valores de Temperatura Ambiente.
2. Velocidad del viento
Para la zona de influencia de la sabana de Bogotá se pueden asumir los
siguientes valores:
Velocidad de viento Valor [ km/h] Máxima absoluta 80 Máxima promedio 60 Viento en calma 2 Viento mínimo absoluto 0
Tabla B-2 Velocidades de viento
3. Presión atmosférica
En la siguiente tabla se muestran los valores de presión atmosférica parta las
alturas sobre el nivel del mar correspondiente a la zona de Bogota y la sabana.
Altura (msnm) Presión (mm Hg) 2500 555.5 2547 552.2 2550 552 2580 550
Tabla B-3 Presión Barométrica
4. Tipo de terreno
Para la zona de influencia de CODENSA S.A ESP se utiliza la categoría B, la
cual describe zonas suburbanas y bosques, esto se referencia de dicha forma
debido a la ubicación de las líneas de anta tensión que se tienen en la
compañía.
5. Altura sobre el nivel del mar
Esta es la altura para la zona de la ciudad de Bogota 2650 m
170
ANEXO C. DISTANCIAS DE SEGURIDAD Y SERVIDUMBRES
En el caso de tensiones mayores a 57,5 kV entre fases, las distancias de
seguridad especificadas en las tablas se incrementarán en un 3% por cada
300m que sobrepasen los 1000 metros sobre el nivel del mar.
Bogotá se encuentra a 2600 m sobre el nivel del mar, es decir, se debe hacer
una corrección por 1600 metros mas (aumento de 16% sobre las distancias
establecidas en el RETIE).
1. Distancias de seguridad según RETIE para Bogotá
A continuación se presentan las principales distancias utilizadas por CODENSA
en los diseños de líneas de 115 kV, corregidas por el efecto de la altitud tal
como lo exige el RETIE.
Descripción Distancia [m] Distancia horizontal a muros, proyecciones, ventanas y diferentes áreas
independientemente de la facilidad de accesibilidad 3.28
Distancia vertical a carreteras, calles, callejones, zonas peatonales, áreas sujetas a
trafico vehicular 7.14
Distancia mínima al suelo en bosques, áreas cultivadas, pastos, huertos, etc. 7.14
Distancia vertical en cruce de ríos, canales navegables o flotantes, no adecuadas
para embarcaciones con altura mayor a 2 m. 6.56
Distancia vertical al piso en cruce por campos deportivos abiertos. 14.05
Distancia vertical entre fases en cruce con líneas a 230 kV. 3.40
Distancia vertical entre fases en cruce con líneas a 115 kV. 2.58
Distancia vertical entre fases en cruce con líneas de 34.5/13.8/11.4 kV. 1.99
Tabla C-1 Distancias de seguridad corregidas
2 Distancias de servidumbres para CODENSA S.A ESP
Para CODENSA S.A. ESP. éste ancho está restringido por el RETIE en el artículo 22º ,
donde especifican el ancho mínimo de servidumbre para diferentes tipos de estructuras
y configuración. Para 115 kV se tiene que:
Tipo de Estructura Voltaje (kV) Ancho Mínimo (m) Torres 110/115 (2 ctos) 20 110/115 (1 cto) 20 Postes 110/115 (2 ctos) 15 110/115 (1 cto) 15
171
ANEXO D.
PARÁMETROS ELECTRICOS DE LOS CONDUCTORES
1. Datos del fabricante del conductor:
R_DC R_AC60 XL_60 XC_60 AREA
Aluminio AREA total DIAMETRO Relación
Hilos CONDUCTOR (ohms/km) (ohms/km) (ohms/km) (Mohm-km) (kcmil) (mm^2) (mm) outer/core
CONDOR795TW 0.0951 0.1056 0.2572 0.15223 795 455.05 25.19 20/7 PEACOCK 0.0945 0.0951 0.2598 0.15383 605 346.47 24.21 24/7 KIWI ACSR 0.2679 0.0301 0.2163 0.12512 2167 1145.74 44.07 72/7
Diámetro hilos exter.
Diámetro hilos núcleo
Tensión Rotura PESO AMPS
Coeficiente Dilatación
Módulo elasticidad CONDUCTOR
(mm) (mm) (kg) (kg/km) (amps) [1/ºC] [Kg/mm^2] CONDOR795TW 5.07 3.11 12771.95 121.25 1706 1.76E-05 8.56
PEACOCK 4.04 2.69 9887.96 108.79 740 1.99E-5 8492 KIWI ACSR 4.41 2.94 22797.24 321.33 1600 1.52E-05 12420
Tabla D-1. Datos de fabricante de los conductores a evaluar para repotenciación.
172
2. Parámetros de las líneas y cálculos previos
2.1 Parámetros eléctricos
IMPEDANCIA IMPEDANCIA TIPO R X R X CONDUCTOR (OHM/KM) (OHM/KM) (OHM/KM) (OHM/KM) AJ-TO AU-TO2 PEACOCK 605 ACTUAL 0.0952 0.4644 0.8398 4.0495 PEACOCK 605 HAZ 30 0.0471 0.3302 0.0480 0.3467 CONDOR 795TW AT 0.1041 0.4551 0.1059 0.4734 KIWI ACSR 0.0297 0.4147 0.0305 0.4325 NO-TJ NO-BL PEACOCK 605 ACTUAL 0.0954 0.4609 1.0831 4.1870 PEACOCK 605 HAZ 30 0.0478 0.3489 0.0478 0.3289 CONDOR 795TW AT 0.1058 0.4757 0.1058 0.4557 KIWI ACSR 0.0304 0.4347 0.0303 0.4147 BA-MO NO-TB PEACOCK 605 ACTUAL 0.0958 0.4741 0.0953 0.4582 PEACOCK 605 HAZ 30 0.0484 0.3726 0.0478 0.3289 CONDOR 795TW AT 0.1064 0.4994 0.1058 0.4557 KIWI ACSR 0.0309 0.4584 0.0303 0.4147 ES-TZ1 US-AJ PEACOCK 605 ACTUAL 0.0958 0.4742 0.5171 2.5233 PEACOCK 605 HAZ 30 0.0486 0.3725 0.0477 0.3353 CONDOR 795TW AT 0.1066 0.4993 0.1057 0.4620 KIWI ACSR 0.0311 0.4583 0.0302 0.4211 ES-TZ2 M3-S2 PEACOCK 605 ACTUAL 0.0954 0.4609 0.8266 4.0680 PEACOCK 605 HAZ 30 0.0479 0.3511 0.0486 0.3722 CONDOR 795TW AT 0.1059 0.4780 0.1066 0.4989 KIWI ACSR 0.0305 0.4370 0.0311 0.4580 AU-TO1 LA-S2 PEACOCK 605 ACTUAL 0.8438 4.0746 0.3306 1.6267 PEACOCK 605 HAZ 30 0.0479 0.3489 0.0486 0.3704 CONDOR 795TW AT 0.1058 0.4757 0.1066 0.4971 KIWI ACSR 0.0304 0.4347 0.0311 0.4562
Tabla D-2 Parámetros eléctricos OHM/KM de las líneas a repotenciar
Los siguientes paràmetros son obtenidos a través del software PSSE
implementado en CODENSA S.A ESP, son los valores de resistencia,
impedancia inductiva y admitancia en p.u. tanto para secuencia positiva como
para secuencia cero. Las bases utilizadas es la tensión nominal, en este caso
115 kV y la potencia es de 100 MVA.
173
AJ-TO
TIPO CONDUCTOR R1 X1 B1 R0 X0 B0 RA (MVA) RB(MVA) RC(MVA)
ACTUAL PEACOCK 605 0.00366 0.01785 0.00238 0.01446 0.05478 0.00137 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00181 0.01269 0.00322 0.01227 0.05134 0.00161 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00400 0.01749 0.00236 0.01446 0.05614 0.00136 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00114 0.01594 0.00261 0.01161 0.05459 0.00144 318.7 367 414.3
BA-MO ACTUAL PEACOCK 605 0.00348 0.01723 0.00222 0.01585 0.05134 0.00126 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00176 0.01354 0.00288 0.01198 0.04243 0.00199 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00386 0.01815 0.00214 0.01409 0.04703 0.00156 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00112 0.01666 0.00236 0.01135 0.04555 0.00169 318.7 367 414.3
NO-TJ ACTUAL PEACOCK 605 0.01152 0.05563 0.00756 0.04862 0.19085 0.00403 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00578 0.04212 0.01010 0.04039 0.17262 0.00670 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.01277 0.05742 0.00742 0.04739 0.18794 0.00518 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00367 0.05248 0.00819 0.03828 0.18300 0.00563 318.7 367 414.3
ES-TZ1 ACTUAL PEACOCK 605 0.00503 0.02489 0.00320 0.02583 0.07732 0.00183 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00255 0.01955 0.00416 0.02145 0.06466 0.00291 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00559 0.02620 0.00310 0.02449 0.07132 0.00228 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00163 0.02406 0.00341 0.02053 0.06917 0.00246 318.7 367 414.3
ES-TZ2 ACTUAL PEACOCK 605 0.00502 0.02424 0.00329 0.02265 0.08586 0.00175 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00252 0.01847 0.00438 0.01874 0.07293 0.00292 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00557 0.02514 0.00322 0.02178 0.07960 0.00226 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00160 0.02299 0.00356 0.01782 0.07744 0.00246 318.7 367 414.3
AU-TO1 ACTUAL PEACOCK 605 0.00638 0.03081 0.00419 0.02705 0.10558 0.00221 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00320 0.02333 0.00560 0.02127 0.09130 0.00369 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00708 0.03181 0.00411 0.02515 0.09979 0.00286 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00203 0.02907 0.00454 0.02010 0.09705 0.00310 318.7 367 414.3
AU-TO2 ACTUAL PEACOCK 605 0.00635 0.03062 0.00417 0.02025 0.08768 0.00230 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00319 0.02307 0.00560 0.01925 0.07759 0.00377 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00705 0.03151 0.00411 0.02311 0.08603 0.00291 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00203 0.02878 0.00454 0.01809 0.08331 0.00316 318.7 367 414.3
NO-BL ACTUAL PEACOCK 605 0.00819 0.03166 0.00681 0.04132 0.13294 0.00377 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00411 0.02828 0.00751 0.02967 0.12021 0.00385 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00909 0.03918 0.00547 0.03466 0.13111 0.00323 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00261 0.03565 0.00606 0.02817 0.12759 0.00343 318.7 367 414.3
174
AJ-US ACTUAL PEACOCK 605 0.00391 0.01908 0.00255 0.01726 0.06382 0.00147 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00196 0.01377 0.00351 0.01369 0.05701 0.00173 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00434 0.01898 0.00257 0.01607 0.06222 0.00146 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00124 0.01729 0.00284 0.01297 0.06054 0.00155 318.7 367 414.3
M3-S2 ACTUAL PEACOCK 605 0.00610 0.03050 0.00400 0.02911 0.08887 0.00230 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00317 0.02429 0.00520 0.03059 0.08632 0.00363 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00695 0.03256 0.00386 0.03437 0.09459 0.00284 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00203 0.02988 0.00425 0.02945 0.09192 0.00307 318.7 367 414.3
S2-LA ACTUAL PEACOCK 605 0.00250 0.01230 0.00160 0.01296 0.03854 0.00090 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.00127 0.00967 0.00209 0.01246 0.03480 0.00144 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.00278 0.01298 0.00155 0.01398 0.03811 0.00113 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.00081 0.01191 0.00171 0.01201 0.03704 0.00122 318.7 367 414.3
NO-TB ACTUAL PEACOCK 605 0.0095 0.0457 0.0063 0.04 0.154 0.00378 159.4 183 183.3
PEACOCK HAZ 30 CM 0.0048 0.0328 0.00872 0.0352 0.1411 0.00454 318.8 367 414.4 ACCR CONDOR 795 TW 0.0106 0.0455 0.00635 0.041 0.1537 0.0038 339.8 391 441.8
ACSR KIWI 0.003 0.0414 0.00703 0.0335 0.1496 0.00403 318.7 367 414.3
Tabla D-3 Parámetros eléctricos en p.u. de las líneas a repotenciar
Nota: La columna RA es la potencia nominal (MVA) de transporte del conductor.
175
ANEXO E.
PARÁMETROS MECÁNICOS: FLECHAS Y TENSIONES 1 Parámetros mecánicos de las líneas actuales
LÍNEAS Longitud (m)
Resistividad (ohm-m)
TIPO ESTRUCTURA
CONDUCTOR FASE VANO
MEDIO (m)
PESO FASE (kg/m)
PESO GUARDA
(kg/m)
T. ROTURA fase (kg)
T. ROTURA guarda(kg)
T. HORIZ. Fase (kg)
T. HORIZ. guarda(k
g)
FLECHA fase
(m)
FLECHA guarda
(m) AJ-TO 5083 63.03 SUM P23 PEACOCK 103.63 1.16 0.22 9798 2910 980 232.8 1.59 1.28
BA-MO 4806 34.11 SAEDS PEACOCK 184.85 1.16 0.22 9798 2910 980 232.8 5.05 4.08
NO-BL 11369 98.89 SUM P65 PEACOCK 153.64 1.16 0.22 9798 2910 980 232.8 3.49 2.82
AJ-US 5432 91.59 SUM P23 PEACOCK 98.76 1.16 0.22 9798 2910 980 232.8 1.44 1.16
AU-TO1 8844 84.66 SUM P30 PEACOCK 147.35 1.16 0.22 9798 2910 980 232.8 3.21 2.59
AU-TO2 8801 107.32 SUM P25 PEACOCK 101.15 1.16 0.41 9798 4800 980 384.0 1.51 1.37
NO-TJ 15964 173.81 HYU P27 PEACOCK 185.63 1.16 0.22 9798 2910 980 232.8 5.09 4.11
M3-S2 8630 590.87 SAE DM PEACOCK 308.21 1.16 0.26 9798 2854 1960 456.6 7.02 6.76
S2-LA 3454 686.52 LSSC S PEACOCK 265.69 1.16 0.26 9798 2854 1960 456.6 5.22 5.02
ES-TZ1 6941 134.97 SAE DS PEACOCK 330.52 1.16 0.26 9798 2854 2156 513.6 7.34 6.91
ES-TZ2 6956 134.97 PTJ P29.5 PEACOCK 183.05 1.16 0.26 9798 2854 980 228.3 4.95 4.77
NO-TB 13195 120.82 SUM P65 PEACOCK 167.03 1.16 0.22 9798 2910 980 203.7 4.12 3.81
Tabla E-1 Parámetros de las estructuras, terreno y líneas actuales a evaluar para repotenciación.
2. Distancias de por clase de estructura de las líneas a repotenciar
CLASE DE ESTRUCTURA ALTURA
FASE SUPERIOR
ALTURA FASE INTERMEDIA ALTURA FASE
INFERIOR
ALTURA CABLE
GUARDA
ALTURA PROMEDIO
FASES
LONGITUD BRAZOS
CLASE A (POSTE) 20.01 17.91 14.39 23.144 17.43 -2.4368 CLASE B (TORRE) 27.14 23.01 19.06 30.745 23.07 -4.025
Tabla E-2 Distancias de las estructuras a repotenciar.
176
3. Calculo del Creep.
El valor del Creep depende fundamentalmente de los parámetros del
conductor. Adicional a esto, como se mostró en el capitulo 4 el valor de tensión
EDS es un porcentaje de la tensión de rotura y este porcentaje depende
principalmente del tipo de estructura (Torres o poste). A continuación se
muestra los datos de Creep para los diferentes tipos de conductores y con
diferentes valores de EDS. Adicional a esto se muestra que valores se le
asigna a cada línea.
EDS=10%(AU-TO1,ES-TZ2,NO-TB,NO-BL,NO-TJ,AU-TO2,AJ-TO,AJ-US) CLASE A CONDUCTOR Shrike Peacock Kiwi OPGW CREEP ºC 9.424 8.675 11.352 6.483
EDS=20%(BA-MO, ES-TZ1, M3-S2, LA-S2) CLASE B CREEP ºC 9.424 21.362 27.953 6.483
Tabla E-3 Valores de Creep para cada tipo de conductor de las líneas a repotenciar
4. Cálculo de flechas y tensiones
Los factores de seguridad utilizados durante el proceso de cálculo para las
estructuras son los mostrados a continuación
Factores de Seguridad
Carga Longitudinal 1.20
Carga Transversal de ángulo 1.40
Carga Transversal de viento 1.65
Carga Vertical 1.10
Tabla E-4 Factores de Seguridad
Con dicha condiciones se obtienen los siguientes resultados de valores de
flechas y tensiones, estos cálculos se realizaron a través del software
WinSPOT para cálculo mecánico de estructuras:
177
LÍNEAS LÍNEA ( AJ-TO, AU-TO2, AJ-
US,AU-TO1,ES-TZ2,NO-TB,NO-BL,NO-TJ) EDS=10%
LÍNEA ( BA-MO, ES-TZ1,M3-S2, LA-S2 ) EDS=20%
VANO 200 400
TIPO T. Horizon T.
Longitu Flecha T. Horizon T.
Longitu Flecha CONDUCTOR
CONDICIÓN (kg) (kg) (m) (kg) (kg) (m)
Diaria Final 977 938.89 5.94 1954 1967.79 11.89
Máxima Final 1031.59 1038.19 5.66 2055.49 2068.73 11.36
Media Final 1028.26 1034.83 5.66 2049.31 2062.5 11.35
Inicial 1067.32 1073.63 5.44 2242.72 2254.73 10.35
T min final 1026.71 1033.27 5.66 2046.44 2059.6 11.35
PEACOCK
T max final 800.1 808.52 7.26 1613.09 1629.8 14.41
Diaria Final 2279.7 2302.34 7.05 4559.4 4604.67 14.1
Máxima Final 2348.83 2370.9 6.86 4694.2 4738.36 13.73
Media Final 2345.36 2367.39 6.86 4687.43 4731.53 13.73
Inicial 2409.44 2430.86 6.67 5017.5 5058.68 12.81
T min final 2343.75 2365.77 6.86 4684.3 4728.36 13.73
KIWI
T max final 2018.68 2044.25 7.97 4045.89 4096.93 15.9
Tabla E-5 Valores de tensiones y flechas
Las estructuras que se encuentran en las líneas a repotenciar se clasificaron en
dos clases, una de las cuales son tipo poste, con una condición de EDS de
10%. Y el tercero es tipo torre para la cual también cambia su valor de EDS y
adicional a esto la limitante de condición diaria es mayor (20% de la tensión de
rotura) que para el caso de las estructuras tipo poste la cual es de 10%.
Adicional a esto el valor de vano promedio para las dos clases de estructura
varía, se puede observar que la primera clase se toma un vano de 200 metros
y la segunda de 400 metros.
Para el cálculo de arboles de carga a realizar en el analisis mecanico es
necesario a parte del valor de flecha tener los valores de la tensión media
final,la tensión maxima final, tension longitudinal del conductor en condicicón
normal y tensión longitudinal del conductor en condición anormal, la primera se
muestran en los resultados de la tabla 7-16 y el valor que se considera es el
que aparece en la columna que muestra la tensión longitudinal para estas
condicicones (dato subrayado en la tabla). Sin embargo para la últimas es
necesario realizar un cálculo adicional. Para hallar la tensión longitudinal del
conductor para condición normal se debe tomar la tensión longitudinal a
178
condición de tensión máxima para el vano promedio de la línea y restarle este
mismo valor pero para un vano inferior.
Clases Vano promedio linea Vano inferior
CLASE A 200 100
CLASE B 400 100
Tabla E-6 Vanos a tomar en cuenta para cálculo de tensión longitudinal en condición
normal y anormal.
El procedimiento para el cálculo de la tensión longitudinal pero a condición
anormal es el mismo que para condición normal solo que se debe restar es la
tensión longitudinal pero para condición de tensión media final.
Los resultados de tensiones para las dos clases de estructuras clasificadas
para el estudio con un vano de 200 m y 400 m respectivamente se muestran a
continuación:
vano 200 (CLASE A) 400 (CLASE B) TIPO T. Longitu T. Longitu CONDUCTOR (kg) (kg)
1038.19 2068.73 PEACOCK
1034.83 2062.5 2370.9 4738.36
KIWI 2367.39 4731.53
Tabla E-7 Valores de tensión longitudinal para condición máxima final y media final.
A partir de los valores encontrados anteriormente se encuentran las tensiones
longitudinales para cada clase de estructura y tipo de conductor tanto para
condición normal como anormal.
LÍNEAS
LÍNEA ( AJ-TO, AU-TO2, AJ-US,AU-TO1,ES-
TZ2,NO-TB,NO-BL,NO-TJ)
EDS=10%,CREEP=11.352
LÍNEA ( BA-MO, ES-TZ1,M3-S2, LA-S2 )
EDS=20%,CREEP=27.412
VANO 200 100 400 200
TIPO T. Longitu T. Longitu T. Longitu T. Longitu CONDUCTOR
CONDICIÓN (kg) (kg) (kg) (kg)
Máxima Final 1038.19 1171.01 2068.73 2250.67
PEACOCK Media Final 1034.83 1168.23 2062.5 2246.41
179
Máxima Final 2370.9 2556.02 4738.36 5055.16
KIWI Media Final 2367.39 2552.6 4731.53 5049.07
Tabla E-8 Valores de tensión longitudinal para condición tensión con máximo viento y
tensión media final.
Vano 200 400 TIPO TENSIÓN CLASE A CLASE B
CONDUCTOR LONGITUDINAL (kg) (kg) Normal 132.82 181.94 PEACOCK Anormal 133.4 183.91 Normal 185.12 316.8 KIWI Anormal 185.21 317.54
Tabla E-9 Valores de tensión longitudinal para condición máxima normal y anormal.
5. Cable de Guarda
Se asumió para todas las estructuras el mismo tipo de cable de guarda, siendo
este el OPGW. Característica VANO 100 m VANO 200 m VANO 400 m
Diámetro [mm] 14
Peso [kg/m] 0.547
Tensión máxima final [kg] 506.34 469.13 453.65
Tensión media final [kg] 505.08 466.70 450.68
Flecha (T. max final) 1.71 4.98 16.84
Vano 200 400 TIPO TENSIÓN CLASE A CLASE B
CONDUCTOR LONGITUDINAL (kg) (kg) Normal 37.21 15.48 OPGW Anormal 38.38 16.02
Tabla E-10 Datos cable de Guarda.
180
ANEXO F.
TABLAS DE RESULTADOS DEL ANÁLISIS TÉCNICO
1. Pérdidas potencia en Megavatios PERDIDAS
LINEAS TIPO 2011 2012 2013 2017 2011 2012 2013 2017 CONDUCTOR AJ-TO AU-TO1 PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.5 ↓0.625 ↓0.5999 ↓0.583 ↓0.6 CONDOR 795TW AT ↑1.125 ↑1.25 ↔1 ↑1.167 ↔1 KIWI ACSR ↓0.375 ↓0.249 ↓0.300 ↓0.333 ↓0.3 NO-TJ AU-TO2 PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.563 ↓0.572 ↓0.599 ↓0.035 ↓0.5 CONDOR 795TW AT ↑1.125 ↑1.072 ↑1.2 ↓0.086 ↑1.1 KIWI ACSR ↓0.313 ↓0.286 ↓0.399 ↓0.017 ↓0.3 BA-MO NO-BL PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.572 ↓0.556 ↓0.6 CONDOR 795TW AT ↔1 ↔1 ↑1.2 KIWI ACSR ↓0.286 ↓0.33 ↓0.2 ES-TZ1 NO-TB PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.49 ↓0.67 ↓0.4 CONDOR 795TW AT ↑1.5 ↓0.67 ↓0.93 KIWI ACSR ↓0 ↓0.33 ↓0.27 ES-TZ2 US-AJ PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.33 ↓0.33 ↓0.67 CONDOR 795TW AT ↑1.0001 ↔1 ↑1.33 KIWI ACSR ↓0 ↓0.33 ↓0.44
Tabla F-1 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar comparada con el conductor actual
Nota: Estas pérdidas se muestran con respecto al conductor actual (Peacock
605).
2. Cargabilidad y amperios de las líneas.
A continuación se muestra la variación de cargabilidad en las líneas con cada
una de las alternativas y para cada año de estudio.
181
CARGABILIDAD AMPERIOS CARGABILIDAD AMPERIOS TIPO CONDUCTOR
2011 2012 2013 2017 2011 2012 2013 2017 * 2017 * 2017
AJ-TO AU-TO2
PEACOCK ACTUAL 1 1 1 1 746 772 812 911 1 624 PEACOCK HAZ 30 ↓0.54 ↓0.54 ↓0.54 ↓0.56 805 833 876 1012 ↓0.53 658 CONDOR 795TW AT ↓0.47 ↓0.47 ↓0.47 ↓0.47 749 775 816 918 ↓0.47 618 KIWI ACSR ↓0.52 ↓0.52 ↓0.52 ↓0.53 770 796 838 952 ↓0.51 632
NO-TJ NO-BL PEACOCK ACTUAL 1 1 1 1 599 566 339 303 1 672 PEACOCK HAZ 30 ↓0.53 ↓0.53 ↓0.57 ↓0.56 638 603 388 337 ↓0.46 626 CONDOR 795TW AT ↓0.466 ↓0.47 ↓0.46 ↓0.47 594 561 333 301 ↓0.43 617 KIWI ACSR ↓0.51 ↓0.51 ↓0.52 ↓0.52 608 575 350 316 ↓0.46 615
BA-MO NO-TB PEACOCK ACTUAL 1 1 1 1 554 552 679 800 1 480 PEACOCK HAZ 30 ↓0.53 ↓0.53 722 847 ↓0.56 538 CONDOR 795TW AT ↓0.46 ↓0.46 669 788 ↓0.51 525 KIWI ACSR ↓0.51 ↓0.51 688 808 ↓0.55 526
ES-TZ1 US-AJ
PEACOCK ACTUAL 1 1 1 1 241 233 347 343 1 583 PEACOCK HAZ 30 ↓0.49 ↓0.49 346 340 ↓0.59 684 CONDOR 795TW AT ↓0.46 ↓0.46 343 340 ↓0.48 591 KIWI ACSR ↓0.49 ↓0.49 344 340 ↓0.53 620
ES-TZ2 M3-S2 PEACOCK ACTUAL 1 1 1 1 247 239 356 352 1 149 PEACOCK HAZ 30 ↓0.52 ↓0.51 366 360 ↓0.55 164 CONDOR 795TW AT ↓0.47 0.47 357 354 ↓0.46 145 KIWI ACSR ↓0.51 ↓0.51 360 356 ↓0.51 151
AU-TO1 LA-S2
PEACOCK ACTUAL 1 620 1 149 PEACOCK HAZ 30 ↓0.53 651 ↓0.55 163 CONDOR 795TW AT ↓0.46 612 ↓0.46 145 KIWI ACSR ↓0.51 626 ↓0.51 151
Tabla F-2 Cargabilidad y corriente de las líneas a repotenciar.
3. Regulación de Tensión
La relación entre nodos de envío y recibo de las líneas repotenciadas fueron
las siguientes:
CONDUCTOR REGULACIÓN REGULACIÓN
AÑO 2011 2012 2013 2017 2011 2012 2013 2017 LÍNEA AJ-TO NO-BL
PEACOCK 605 ACTUAL 0.012 0.013 0.015 0.017 0.008 PEACOCK 605 HAZ 30 0.008 0.009 0.011 0.012 0.007
182
CONDOR 795TW AT 0.012 0.013 0.015 0.017 0.009 KIWI ACSR 0.009 0.009 0.011 0.013 0.007
LÍNEA NO-TJ NO-TB PEACOCK 605 ACTUAL 0.008 0.006 0.005 0.002 0.027 PEACOCK 605 HAZ 30 0.003 0.002 0.003 0.004 0.019 CONDOR 795TW AT 0.009 0.008 0.005 0.002 0.03 KIWI ACSR 0.001 0.001 0.019 0.005 0.022
LÍNEA BA-MO US-AJ PEACOCK 605 ACTUAL 0.010 0.012 0.026 PEACOCK 605 HAZ 30 0.007 0.009 0.019 CONDOR 795TW AT 0.011 0.013 0.029 KIWI ACSR 0.008 0.009 0.021
LÍNEA ES-TZ1 Y ES-TZ2 M3-S2 PEACOCK 605 ACTUAL 0.012 0.013 0.003 PEACOCK 605 HAZ 30 0.009 0.006 0.002 CONDOR 795TW AT 0.013 0.013 0.003 KIWI ACSR 0.010 0.011 0.002
AU-TO 1 Y AU-TO2 LA-S2 PEACOCK 605 ACTUAL 0.018 0.001 PEACOCK 605 HAZ 30 0.012 0.001 CONDOR 795TW AT 0.019 0.001 KIWI ACSR 0.013 0.001
Gráfica F-3 Regulación de tensión en las líneas a repotenciar (P.U.)
Esta es la diferencia de tensión de los nodos de envío y recibo de las líneas a
repotenciar con respecto a la regulación que se obtiene con el conductor
actual. Con la siguiente tabla se puede ver como mejora o empeora la
regulación de tensión con respecto al conductor actual que se tienen en la red.
CONDUCTOR REGULACIÓN REGULACIÓN
AÑO 2011 2012 2013 2017 2011 2012 2013 2017 LÍNEA AJ-TO NO-BL
PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.68 ↓0.68 ↓0.69 ↓0.71 ↓0.81 CONDOR 795TW AT ↑1.03 ↑1.02 ↑1.02 1.01 1.06 KIWI ACSR ↓0.71 ↓0.71 ↓0.74 ↓0.76 ↓0.79
LÍNEA NO-TJ NO-TB PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.39 ↓0.31 ↓0.59 1.66 ↓0.72 CONDOR 795TW AT ↑1.13 ↑1.13 ↑1.04 ↓0.79 ↑1.12 KIWI ACSR ↓0.09 ↓0.06 ↓0.40 ↓2.25 ↓0.80
LÍNEA BA-MO US-AJ PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.73 ↓0.72 ↓0.71 PEACOCK 605 HAZ 45 ↓0.70 ↓0.70 ↓0.69 CONDOR 795TW AT ↑1.05 ↑1.06 ↑1.09
183
KIWI ACSR ↓0.75 ↓0.76 ↓0.79 BLUEBIRD ACSR ↓0.75 ↓0.75 ↓0.78
LÍNEA ES-TZ1 Y ES-TZ2 M3-S2 PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 1 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.71 ↓0.44 ↓0.74 CONDOR 795TW AT ↑1.06 ↑1.06 ↑1.04 KIWI ACSR ↓0.81 ↓0.83 ↓0.70
AU-TO1 Y AU-TO2 LA-S2 PEACOCK 605 ACTUAL 1 1 PEACOCK 605 HAZ 30 ↓0.69 ↓0.7 CONDOR 795TW AT ↑1.05 ↑1.2 KIWI ACSR ↓0.74 ↓0.8
Tabla F-4 Regulación de tensión en las líneas a repotenciar comparado con el conductor
actual
4. Niveles de cortocircuito.
A continuación se muestran los niveles de cortocircuito, los cuales deben ser
tomados en cuenta para la selección de protecciones y para la selección de
refuerzos de las estructuras para atenuar vibraciones en condiciones de falla.
CORTO CIRCUITOS 1Φ
2011 2012 2013 2017 2011 2012 2013 2017 * 2017 * 2017
AJ TO AU TO 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
↑1.06 ↑1.06 ↑1.06 ↑1.16 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.002 ↑1.013 ↑1.03 ↑1.01 ↓0.99 ↓0.99 ↓0.99 ↓0.99 ↓0.99 ↓0.99 ↑1.001 ↓0.99 ↑1.001 ↓0.99 ↑1.02 ↑1.02 ↑1.02 ↑1.03 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.005 ↑1.02 ↑1.005
NO TJ TB BL 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
↑1.003 ↑1.004 ↑1.013 1.0192 ↑1.090 ↑1.090 ↑1.054 ↑1.055 ↑1.069 ↑1.066 ↓0.999 ↓0.999 ↓0.999 ↓0.999 ↓0.996 ↓0.996 ↓0.999 ↓0.999 ↓0.990 ↓0.982 ↑1.002 ↑1.002 ↑1.005 1.007 ↑1.034 ↑1.033 ↑1.021 ↑1.022 ↑1.022 ↑1.016
BA MO LA US 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
↑1.001 ↑1.001 ↑1.008 1.010 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.054 ↑1.058 ↑1.024 ↑1.048 ↓0.999 ↓0.999 ↑1.0001 0.999 ↓0.999 ↓0.999 ↑1.009 ↑1.008 ↓0.995 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.004 1.004 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.027 ↑1.029 ↑1.006 ↑1.019
ES TZ M3 S2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
↑1.0395 ↑1.0295 ↑1.0224 ↑1.053 ↑1.032 ↑1.031 ↑1.042 ↑1.042 ↑1.018 ↑1.052 ↓0.995 ↓0.9967 ↓0.997 ↑1.012 ↓0.995 ↓0.996 ↓0.993 ↓0.993 ↓0.986 ↓0.985
↑1.0121 ↑1.0101 ↑1.0073 ↑1.03 ↑1.009 ↑1.009 ↑1.013 ↑1.013 ↑1.001 ↑1.013
Tabla F-5 Nivel de cortocircuito monofásico en las subestaciones de envío y recibo de las líneas a repotenciar comparado con el conductor actual
184
CORTO CIRCUITOS 3Φ
2011 2012 2013 2017 2011 2012 2013 2017 2011 2012 2013 2017 2011 2012 2013 2017
AJ TO AU TO
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ↑1.088 ↑1.089 ↑1.089 1.119 ↑1.002 1.003 ↑1.003 1.017 1.038 1.017 ↑1.003 ↑1.003 ↑1.004 1.003 ↑1.001 1 ↑1.0001 0.998 0.995 0.998 ↑1.035 ↑1.035 ↑1.035 1.049 ↑1.001 1.001 ↑1.001 1.007 1.012 1.006
NO TJ TB BL
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ↑1.002 ↑1.004 ↑1.015 1.025 ↑1.134 ↑1.135 ↑1.072 1.073 1.086 1.069 ↓0.999 ↓0.999 ↓0.997 0.996 ↓0.984 ↓0.985 ↓0.992 0.992 0.974 0.950 ↑1.001 ↑1.005 ↑1.005 1.008 ↑1.037 ↑1.037 ↑1.020 1.022 1.016 0.995
BA MO LA US
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ↑1.0004 ↑1.001 ↑1.009 1.012 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.044 1.049 1.027 1.068 ↓0.999 ↓0.999 ↓0.997 0.997 ↓0.999 ↓0.999 ↓0.990 0.989 0.993 1.001
↑1.0003 ↑1.0003 ↑1.003 1.004 ↑1.001 ↑1.001 ↑1.011 1.012 1.006 1.025
ES TZ M3 S2
1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 ↑1.029 ↑1.039 ↑1.046 1.026 ↑1.028 ↑1.027 ↑1.037 1.036 1.025 1.067 ↓0.996 ↓0.995 ↑1.011 0.996 ↓0.997 ↓0.996 ↓0.994 0.993 0.993 0.982 ↑1.011 ↑1.012 ↑1.026 1.009 ↑1.009 ↑1.008 ↑1.011 1.011 1.006 1.016
Tabla F-6 Nivel de cortocircuito trifásico en las subestaciones de envío y recibo de las
líneas a repotenciar comparado con el conductor actual
185
ANEXO G. ÁRBOLES DE CARGA
1. Conductor peacock Suspensión 2º Vano de 200 m poste s1 (CLASE A)
Gráfica G-1 Árboles de carga para conductor Peacock estructura suspensión Clase A
Vano de 400 m torre A (CLASE B)
Gráfica G-2 Árboles de carga para conductor Peacock estructura suspensión Clase B
186
Retención 45º Vano de 200 m poste R3 (CLASE A)
Gráfica G-3 Árboles de carga para conductor Peacock estructura retención Clase A
Vano de 400 m torre D (CLASE B)
Gráfica G-4 Árboles de carga para conductor Peacock estructura retención Clase B
187
2. Conductor Kiwi Suspensión 2º Vano de 200 m poste S1 (CLASE A)
Gráfica G-5 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura suspensión Clase A
Vano de 400 m torre A (CLASE B)
Gráfica G-6 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura suspensión Clase B
188
Retención 45º Vano de 200 m poste R3 (CLASE A)
Gráfica G-7 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura retención Clase A
Vano de 400 m torre D (CLASE B)
Gráfica G-8 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura retención Clase B
189
ANEXO H. PRECIOS DE MATERIALES, EQUIPOS Y MANO DE OBRA.
Materiales y Equipos:
Los costos de materiales y equipos se pueden observan en el anexo J.
Mano de obra:
1. Estudios y diseños:
NOMBRE UNIDAD Vr 2008 sin IVA
Levantamiento topográfico km $ 1,208,522.47
Replanteo para línea de transmisión km $ 1,029,155.98
Estudio de suelos con sondeo manual para sitios de estructuras de AT C/U $ 1,102,666.78
Estudios de suelos con sondeo mecánico para sitios de estructuras de AT C/U $ 2,278,845.56
Diseño de cimentación para apoyo tipo poste C/U $ 808,622.38
Diseño de cimentación para apoyo tipo torre C/U $ 999,751.42
Estudio de alternativas para rutas de líneas de AT km $ 1,102,666.78
Diseño de electromecánico de línea de 115 kV apoyada en postes (hasta 4 km) km $ 5,292,801.50
Diseño electromecánico de línea de 115 kV apoyada en torres (hasta 4 km) km $ 5,807,379.50
Diseño electromecánico de línea de 115 kV apoyada en postes (de 4 a 10 km) km $ 4,631,201.92
Diseño electromecánico de línea de 115 kV apoyada en torres (de 4 a 10 km) km $ 4,998,757.11
Inspección visual exhaustiva para líneas de AT km $ 169,396.29
Inspección y análisis de termovisión km $ 249,278.01 Inspección de acercamientos de líneas de AT a estructuras, objetos, ríos, edificaciones, vías y a otras líneas C/U $ 132,000.76
Inspección de termovisión puntual C/U $ 190,324.48
Inspección visual para búsqueda de averías km $ 127,651.54 Determinación de afectaciones sobra la zona de servidumbre, para los nuevos proyectos de construcción urbanística, vial o industrial C/U $ 133,478.82
Tabla H-1 Costos de actividades de estudios y diseños
2. Montaje y desmontaje:
NOMBRE UNIDAD Vr 2008 sin
IVA
Excavación manual en terreno común m3 $ 55,868.79
Excavación mecánica en terreno común m3 $ 42,636.67
Excavación en roca m3 $ 120,558.58
Relleno compactado con materiales de la misma excavación m3 $ 26,464.23
Relleno compactado con material de cantera m3 $ 45,577.01
Concreto de 210 kg/cm2 (3000psi), a 28 días m3 $ 536,631.11
Concreto pobre 140 kg/cm2 (2000 psi) m3 $ 360,204.96
Aditivo acelerante de fraguado a 1 día m3 $ 44,106.23
Aditivo acelerante de fraguado a 3 días m3 $ 29,404.56
Instalación de templete a subpostes o entre postes C/U $ 77,921.90
Acero de refuerzo de 2600 kg/cm2 (37000psi) kg $ 2,646.67
190
Acero de refuerzo de 4200 kg/cm2 (60000psi) kg $ 2,351.78
Montaje de torre acero galvanizado kg $ 1,103.08
Montaje de estructura reticulada de emergencia kg $ 1,837.25
Instalación de poste de altura entre 23 y 30 m libres C/U $ 1,396,711.17
Instalación de poste de altura inferior a 23 m libres C/U $ 808,622.38
Instalación de subposte de 9 a 13 m libres C/U $ 661,600.79
Montaje cadena de aislamiento en suspensión 115 kV (poliméricos o porcelana) C/U $ 66,160.56
Montaje cadena de aislamiento en retención sencilla 115 kV (poliméricos o porcelana) C/U $ 95,563.91 Montaje de cadena de aislamiento en retención sencilla con compresión 115 kV (polimétricos o porcelana) C/U $ 124,968.47
Montaje de cadena de aislamiento en retención doble 115 kV (poliméricos o porcelana) C/U $ 110,266.80 Montaje de cadena de aislamiento en retención doble con compresión 115 kV (poliméricos o porcelana) C/U $ 132,319.92
Montaje de aislador horizontal line post 115 kV (poliméricos o porcelana) C/U $ 127,908.81
Instalación de templete a tierra C/U $ 352,853.51
Instalación de balizas C/U $ 124,968.47
Instalación retiro o cambio de amortiguadores C/U $ 39,696.34
Elaboración empalme de compresión C/U $ 230,825.38
Instalación de puestas a tierra para poste de AT C/U $ 29,404.56
Instalación de puesta a tierra para torre de AT C/U $ 99,975.02
Tendido y regulación de cable conductor 605 kcmil ACSR o 366 mm2 AAAC (equivalentes) km $ 2,220,036.44 Tendido y regulación de cable de guarda 33.2 kcmil ACSR o Cable de acero galvanizado de 3/8" km $ 1,029,155.98
Tendido y regulación de cable de FO tipo OPGW 154 mm2 km $ 1,911,289.16
Tendido de cable de FO tipo AD-LASH km $ 808,622.38
Desmontaje de torre en celosía kg $ 1,220.79
Desmontaje de poste de altura entre 25 y 30 m libres C/U $ 1,734,863.01
Desmontaje de poste de altura superior a 18 m e inferior a 25 m libres C/U $ 1,146,774.23
Desmontaje de subposte de altura hasta 13 m libres C/U $ 985,049.75
Desmontaje de cadena de aisladores de suspensión (polimétrico o porcelana) C/U $ 61,749.46
Desmontaje de cadena de aisladores de retención (polimérico o de porcelana) C/U $ 66,160.56
Desmontaje de conductor m $ 1,320.30
Desmontaje de cable de guarda m $ 808.20
Desmontaje de templetes a tierra C/U $ 81,597.63
Desmontaje de templetes a poste o subposte C/U $ 58,809.12
Sustitución de ángulos en torres C/U $ 66,171.49
Aplomado de postes metálicos C/U $ 979,741.86
Cambio de cadena de suspensión o platos de porcelana C/U $ 150,954.58
Cambio de cadena de suspensión de porcelana por aislador polimérico C/U $ 135,860.94
Cambio de cadena de suspensión por aislador tipo line post C/U $ 273,269.10
Cambio de cadena de retención de porcelana por aislador polimérico C/U $ 190,900.90
Cambio de cadena de retención o platos de porcelana C/U $ 212,111.84
Cambio de doble cadena de retención C/U $ 308,846.79
Cambio de grapa de suspensión C/U $ 131,220.48
Cambio de grapa de retención de pernos C/U $ 212,111.84
Sustitución de grapa de retención tipo compresión C/U $ 244,620.56
Cambio de uno o mas herrajes por cadena de suspensión C/U $ 184,455.95
Cambio de uno o mas herrajes por cadena de retención C/U $ 188,147.44
Cambio de amortiguadores C/U $ 101,619.33
Cambio de varillas de blindaje C/U $ 111,485.16
191
Cambio de templetes C/U $ 131,958.29
Retensionado general de un conductor km $ 662,879.83
Retensionado general de un cable de guarda con FO tipo OPGW km $ 596,591.85
Retensionado simple de un conductor C/U $ 165,720.57
Retensionado simple de un cable de guarda con FO tipo OPGW C/U $ 149,147.66
Cambio de cable de guarda 33.2 kcmil o acero de 3/8 km $ 292,250.83
Cambio de conductor 605 ACSR o su equivalente en AAAC km $ 379,925.71
Tendido y regulación de cable de guarda 33.2 kcmil km $ 449,914.90
Tendido y regulación de un circuito en conductor 605 ACSR o equivalente en AAAC km $ 3,850,513.32
Traslado de conductor km $ 1,121,045.39
Traslado de cable de guarda con o sin fibra óptica km $ 784,730.80
Tabla H-2 Costos de actividades de montaje y desmontaje.
3. Revisión e inspecciones:
NOMBRE UNIDAD Vr 2008 sin
IVA
Instalación o cambio de placa de identificación o de seguridad en estructura de apoyo C/U $ 139,679.85
Medición de resistencia de puesta a tierra con influencia del cable de guarda C/U $ 128,727.93
Tabla H-3 Costos de actividades Revisión e inspección
192
ANEXO I.
COSTOS PÉRDIDAS
Pérdidas máximas de potencia del sistema
A continuación se muestran las pérdidas máximas de potencia para los años
para los cuales se cuenta con las bases del sistema (2011,2012,2013,2017)
TIPO CONDUCTOR 2011 2012 2013 2017 PEACOCK 605 ACTUAL 25.64 27.8 32.03 42.71 PEACOCK 605 HAZ 30 25.46 26.44 30.52 38.18 CONDOR 795TW AT 25.9 28.06 32.31 43.59 KIWI ACSR 23.81 26.05 30.08 36.93
Tabla I-1. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de
repotenciación años con bases del sistema
Nota: Las pérdidas anteriores son dadas en MW.
Es necesario realizar el cálculo de las pérdidas de potencia máxima para los
dos primeros años, que son los que comprenden el periodo entre el comienzo
del estudio y la ejecución del proyecto , se realiza encontrando las pérdidas
máximas de potencia a través de los resultados de los flujos de carga de las
bases de la red para dichos años, en este caso 2009 y 2010. Los cuales se
muestran a continuación:
2009 2010 24.85 27.91
Tabla I-2. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de
repotenciación de años previos a la ejecución del proyecto
Nota: Debido a que en estos años no se ha ejecutado el proyecto entonces las
perdidas obtenidas son teniendo todas las líneas de la red con el conductor
actual (PEACOCK 605).
Seguido de esto para calcular las pérdidas para los años que se encuentran
entre los años 2013 y el 2017 se realiza una interpolación con los datos de
dichos años de pérdidas máximas de potencia y los datos de proyecciones de
demanda máxima de potencia. Esto es posible gracias a que se tienen las
193
proyecciones de demanda máxima de potencia de todos los años a estudiar en
este periodo.
Los resultados obtenidos de pérdidas máximas de potencia interpolando son
los mostrados a continuación:
TIPO CONDUCTOR 2014 2015 2016 PEACOCK 605 ACTUAL 34.59 37.17 39.88 PEACOCK 605 HAZ 30 32.36 34.21 36.15 CONDOR 795TW AT 35.02 37.75 40.60
KIWI ACSR 31.73 33.38 35.11
Tabla I-3. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de repotenciación para años hallados con interpolación
Nota: Se debe tener presente que para estos años ya existen resultados para
diferentes alternativas de repotenciación debido a que en estos años ya se
cuenta con líneas repotenciadas.
Finalmente para los años más lejanos se extrapoló
Para encontrar dicho factor de relación se toman los datos de pérdidas
máximas de potencia y de demanda máxima de potencia del año2017, para el
cual se tienen resultados del flujo de carga. Encontrándose que el factor de
relación para las diferentes alternativas de repotenciación:
TIPO CONDUCTOR f PEACOCK 605 ACTUAL 3.306E-06 PEACOCK 605 HAZ 30 2.9553E-06 CONDOR 795TW AT 3.3741E-06 KIWI ACSR 2.8586E-06
Tabla I-4. Factores de relación para encontrar pérdidas de los años lejanos.
Estableciendo dicho factor se extrapola para encontrar las pérdidas máximas
de potencia de los años del 2018-2033, utilizando las proyecciones de
demanda máxima de potencia que se tienen para estos años. (Ver Tabla 7-3)
Obteniéndose los siguientes resultados:
TIPO CONDUCTOR 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 PEACOCK 605 ACTUAL 46.55 50.56 54.91 59.19 64.05 69.58 69.58 69.58 69.58 69.58 69.58 69.58 69.58 69.58 69.58 69.58
194
PEACOCK 605 HAZ 30 41.62 45.20 49.09 52.91 57.26 62.20 62.20 62.20 62.20 62.20 62.20 62.20 62.20 62.20 62.20 62.20 CONDOR 795TW AT 47.51 51.60 56.04 60.41 65.37 71.02 71.02 71.02 71.02 71.02 71.02 71.02 71.02 71.02 71.02 71.02
KIWI ACSR 40.25 43.72 47.48 51.18 55.39 60.16 60.16 60.16 60.16 60.16 60.16 60.16 60.16 60.16 60.16 60.16
Tabla I-5. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de
repotenciación para años hallado con extrapolación
Nota: A partir del año 2024 al 2033 las pérdidas máximas son iguales debido a
que como solo se contaba con las proyecciones de demanda hasta el año
2023, para los demás años se toma la demanda máxima de potencia
proyectada para este último año.
Pérdidas promedio de potencia del sistema
El cálculo de los costos por pérdidas se hacen a partir de las pérdidas
promedio de energía, Las pérdidas promedio de potencia se calculan a partir
del factor de pérdidas y las pérdidas máximas de potencia
Teniendo que el factor de perdidas es 0.4321 y los resultados de pérdidas
máximas de potencia (Ver Tabla I-5) se tiene que los resultados de pérdidas
promedio de potencia son los siguientes:
TIPO CONDUCTOR 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 PEACOCK 605 ACTUAL 10.84 12.17 11.18 12.12 13.97 15.09 16.21 17.39 18.62 20.30 22.05 23.94 25.81
PEACOCK 605 HAZ 30 10.84 12.17 11.10 11.53 13.31 14.11 14.92 15.76 16.65 18.15 19.71 21.40 23.07
CONDOR 795TW AT 10.84 12.17 11.29 12.24 14.09 15.27 16.46 17.70 19.01 20.72 22.50 24.44 26.34
KIWI ACSR 10.84 12.17 10.38 11.36 13.12 13.83 14.56 15.31 16.10 17.55 19.06 20.70 22.32
TIPO CONDUCTOR 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 PEACOCK 605 ACTUAL 27.93 30.34 30.34 30.34 30.34 30.34 30.34 30.34 30.34 30.34 30.34 30.34
PEACOCK 605 HAZ 30 24.97 27.12 27.12 27.12 27.12 27.12 27.12 27.12 27.12 27.12 27.12 27.12
CONDOR 795TW AT 28.51 30.97 30.97 30.97 30.97 30.97 30.97 30.97 30.97 30.97 30.97 30.97
KIWI ACSR 24.15 26.23 26.23 26.23 26.23 26.23 26.23 26.23 26.23 26.23 26.23 26.23
Tabla I-6. Pérdidas promedio de potencia del sistema para todos los años
Nota: Las pérdidas anteriores son dadas en MW.
Pérdidas promedio de energía del sistema
Los resultados encontrados para el estudio se muestran en la siguiente tabla: TIPO CONDUCTOR 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 PEACOCK 605 ACTUAL 94,919 106,608 97,937 106,188 122,345 132,144 142,005
195
PEACOCK 605 HAZ 30 94,919 106,608 97,249 100,993 116,577 123,606 130,678
CONDOR 795TW AT 94,919 106,608 98,930 107,181 123,414 133,764 144,179
KIWI ACSR 94,919 106,608 90,947 99,503 114,896 121,182 127,506
TIPO CONDUCTOR 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 PEACOCK 605 ACTUAL 152,329 163,139 177,822 193,115 209,739 226,098 244,669
PEACOCK 605 HAZ 30 138,083 145,836 158,961 172,633 187,493 202,117 218,718
CONDOR 795TW AT 155,083 166,501 181,486 197,094 214,061 230,757 249,710
KIWI ACSR 134,128 141,061 153,757 166,981 181,355 195,500 211,557
TIPO CONDUCTOR 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 PEACOCK 605 ACTUAL 265,780 265,780 265,780 265,780 265,780 265,780 265,780
PEACOCK 605 HAZ 30 237,591 237,591 237,591 237,591 237,591 237,591 237,591
CONDOR 795TW AT 271,257 271,257 271,257 271,257 271,257 271,257 271,257
KIWI ACSR 229,812 229,812 229,812 229,812 229,812 229,812 229,812
TIPO CONDUCTOR 2030 2031 2032 2033
PEACOCK 605 ACTUAL 265,780 265,780 265,780 265,780
PEACOCK 605 HAZ 30 237,591 237,591 237,591 237,591
CONDOR 795TW AT 271,257 271,257 271,257 271,257
KIWI ACSR 229,812 229,812 229,812 229,812
Tabla I-7. Pérdidas promedio de energía del sistema para todos los años
Nota: Estas pérdidas promedio de energía están dadas en MWh-año
Costos de pérdidas promedio de energía
TIPO CONDUCTOR 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 PEACOCK 605 ACTUAL $ 12,068 $ 13,554 $ 12,451 $ 13,500 $ 15,555 $ 16,801 $ 18,054 $ 19,367 $ 20,741 PEACOCK 605 HAZ 30 $ 12,068 $ 13,554 $ 12,364 $ 12,840 $ 14,821 $ 15,715 $ 16,614 $ 17,556 $ 18,541 CONDOR 795TW AT $ 12,068 $ 13,554 $ 12,578 $ 13,627 $ 15,691 $ 17,007 $ 18,331 $ 19,717 $ 21,169
KIWI ACSR $ 12,068 $ 13,554 $ 11,563 $ 12,651 $ 14,608 $ 15,407 $ 16,211 $ 17,053 $ 17,934 TIPO CONDUCTOR 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 PEACOCK 605 ACTUAL $ 22,608 $ 24,553 $ 26,666 $ 28,746 $ 31,107 $ 33,791 $ 33,791 $ 33,791 $ 33,791 PEACOCK 605 HAZ 30 $ 20,210 $ 21,948 $ 23,838 $ 25,697 $ 27,808 $ 30,207 $ 30,207 $ 30,207 $ 30,207 CONDOR 795TW AT $ 23,074 $ 25,059 $ 27,216 $ 29,338 $ 31,748 $ 34,488 $ 34,488 $ 34,488 $ 34,488
KIWI ACSR $ 19,549 $ 21,230 $ 23,057 $ 24,856 $ 26,897 $ 29,218 $ 29,218 $ 29,218 $ 29,218 TIPO CONDUCTOR 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 PEACOCK 605 ACTUAL $ 33,791 $ 33,791 $ 33,791 $ 33,791 $ 33,791 $ 33,791 $ 33,791 PEACOCK 605 HAZ 30 $ 30,207 $ 30,207 $ 30,207 $ 30,207 $ 30,207 $ 30,207 $ 30,207 CONDOR 795TW AT $ 34,488 $ 34,488 $ 34,488 $ 34,488 $ 34,488 $ 34,488 $ 34,488 KIWI ACSR $ 29,218 $ 29,218 $ 29,218 $ 29,218 $ 29,218 $ 29,218 $ 29,218
Tabla I-8. Costos de Pérdidas promedio de energía del sistema en Miles de millones de
pesos para todos los años
196
Comparación de pérdidas promedio de potencia de las diferentes alternativas de repotenciación con el conductor actual.
Con el fin de evidenciar cuanto serían los sobrecostos y/ó ahorros en de
pérdidas con las diferentes opciones de repotenciación se encuentra un delta
de las pérdidas promedio de potencia entre los conductores actuales para la
red y las pérdidas promedio de potencia para cada una de las alternativas de
repotenciación.
De la tabla I-9 se puede observar que las alternativas de conductores en haz y
los conductores ACSR de mayor calibre tienen menos pérdidas que las
generadas por el conductor Peacock, sin embargo la opción de conductor de
alta temperatura (Condor 795TW) tiene mayores pérdidas que el actual.
A continuación se muestra el delta de pérdidas promedio de potencia para cada
año tomando como base el conductor actual:
TIPO CONDUCTOR 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 PEACOCK 605 HAZ 30 0.078 0.593 0.658 0.974 1.293 1.626 1.975 2.153
CONDOR 795TW AT -0.113 -0.113 -0.122 -0.184 -0.248 -0.314 -0.383 -0.418
KIWI ACSR 0.798 0.763 0.850 1.251 1.655 2.077 2.520 2.747
TIPO CONDUCTOR 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 PEACOCK 605 HAZ 30 2.338 2.539 2.737 2.962 3.218 3.218 3.218 3.218
CONDOR 795TW AT -0.454 -0.493 -0.538 -0.575 -0.625 -0.625 -0.625 -0.625
KIWI ACSR 2.983 3.240 3.492 3.779 4.106 4.106 4.106 4.106
TIPO CONDUCTOR 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033
PEACOCK 605 HAZ 30 3.218 3.218 3.218 3.218 3.218 3.218 3.218
CONDOR 795TW AT -0.625 -0.625 -0.625 -0.625 -0.625 -0.625 -0.625
KIWI ACSR 4.106 4.106 4.106 4.106 4.106 4.106 4.106
Tabla I-9. Delta de Pérdidas promedio de potencia del sistema en MW
Comparación de costos de pérdidas
A continuación se muestran los resultados: TIPO CONDUCTOR 2009 2010 2011 2012 2013 PEACOCK 605 HAZ 30 $ 0.00 $ 0.00 $ 87,416,295.51 $ 660,478,677.16 $ 733,325,590.09 CONDOR 795TW AT $ 0.00 $ 0.00 -$ 126,267,982.40 -$ 126,267,982.40 -$ 135,980,904.12
KIWI ACSR $ 0.00 $ 0.00 $ 888,732,337.65 $ 849,880,650.76 $ 947,009,867.99 TIPO CONDUCTOR 2014 2015 2016 2017 2018
197
PEACOCK 605 HAZ 30 $ 1,085,637,341.17 $ 1,440,148,784.69 $ 1,811,333,859.09 $ 2,199,976,770.26 $ 2,397,973,495.13 CONDOR 795TW AT -$ 205,976,616.26 -$ 276,409,353.38 -$ 350,154,732.40 -$ 427,368,555.81 -$ 465,831,495.74
KIWI ACSR $ 1,393,815,830.46 $ 1,843,411,469.10 $ 2,314,152,805.17 $ 2,807,034,377.95 $ 3,059,665,960.67 TIPO CONDUCTOR 2019 2020 2021 2022 2023 PEACOCK 605 HAZ 30 $ 2,604,209,529.52 $ 2,828,383,989.02 $ 3,048,990,385.93 $ 3,299,417,619.00 $ 3,584,112,209.76 CONDOR 795TW AT -$ 505,895,007.94 -$ 549,443,247.31 -$ 592,298,353.12 -$ 640,946,469.03 -$ 696,251,378.50
KIWI ACSR $ 3,322,810,393.08 $ 3,608,843,147.14 $ 3,890,323,273.88 $ 4,209,852,944.33 $ 4,573,105,645.12 TIPO CONDUCTOR 2024 2025 2026 2027 2028 PEACOCK 605 HAZ 30 $ 3,584,112,209.76 $ 3,584,112,209.76 $ 3,584,112,209.76 $ 3,584,112,209.76 $ 3,584,112,209.76 CONDOR 795TW AT -$ 696,251,378.50 -$ 696,251,378.50 -$ 696,251,378.50 -$ 696,251,378.50 -$ 696,251,378.50
KIWI ACSR $ 4,573,105,645.12 $ 4,573,105,645.12 $ 4,573,105,645.12 $ 4,573,105,645.12 $ 4,573,105,645.12 TIPO CONDUCTOR 2029 2030 2031 2032 2033 PEACOCK 605 HAZ 30 $ 3,584,112,209.76 $ 3,584,112,209.76 $ 3,584,112,209.76 $ 3,584,112,209.76 $ 3,584,112,209.76 CONDOR 795TW AT -$ 696,251,378.50 -$ 696,251,378.50 -$ 696,251,378.50 -$ 696,251,378.50 -$ 696,251,378.50
KIWI ACSR $ 4,573,105,645.12 $ 4,573,105,645.12 $ 4,573,105,645.12 $ 4,573,105,645.12 $ 4,573,105,645.12
Tabla I-10. Delta de Costo de Pérdidas promedio de energía del sistema
198
ANEXO J.
COSTOS DE INVERSIÓN DETALLADOS PARA LAS LÍNEA BA-MO
A continuación se muestran los costos de inversión para las tres alternativas estudiadas: 1. Conductor peacock 605:
TIPO PEACOCK LINEA NUEVA
items DESCRIPCION Unidad CANT
Costos Unitarios Sin
IVA Costos Total
sin IVA Costo por Item DISEÑO $ 33,145,417.16 Determinación de afectaciones sobra la zona de servidumbre, para los nuevos proyectos de construcción urbanística, vial o industrial C/U 1 $ 133,478.82 $ 133,478.82
Estudio de suelos con sondeo manual para sitios de estructuras de A.T C/U 1 $ 1,102,666.78 $ 1,102,666.78
Diseño de cimentación para apoyo tipo torre C/U 4 $ 999,751.42 $ 3,999,005.68
Diseño electromecánico de línea de 115 kV apoyada en torres (hasta 4 km) km 4.806 $ 5,807,379.50 $ 27,910,265.88
DESMONTAJE $ 0.00
Desmontaje de torre en celosía kg 0 $ 1,220.79 $ 0.00
Desmontaje de cadena de aisladores de suspensión (polimétrico o porcelana) C/U 0 $ 61,749.46 $ 0.00
Desmontaje de cadena de aisladores de retención (polimérico o de porcelana) C/U 0 $ 66,160.56 $ 0.00
Desmontaje de conductor m 0 $ 1,320.30 $ 0.00
Desmontaje de cable de guarda m 0 $ 808.20 $ 0.00
Desmontaje de templetes a tierra C/U 0 $ 81,597.63 $ 0.00
MONTAJE $ 84,247,315.95
Instalacion de Puesta a Tierra para Torre de A.T C/U 26 $ 99,975.02 $ 2,599,350.52 Montaje cadena de aislamiento en retención sencilla 115 kV (Polimericos o Porcelana) C/U 54 $ 95,563.91 $ 5,160,451.14
Montaje cadena de aislamiento en suspensión 115 kV (Polimericos o Porcelana) C/U 102 $ 66,160.56 $ 6,748,377.12
Montaje de Torre Acero Galvanizado-S kg 17 $ 1,103.08 $ 18,752.36
MA
NO
DE O
BR
A
Montaje de Torre Acero Galvanizado-R kg 9 $ 1,103.08 $ 9,927.72
199
Tendido y regulación de cable de guarda 33.2 kcmil ACSR o Cable de acero galvanizado de 3/8" km 4.806 $ 1,029,155.98 $ 4,946,123.64
Tendido y regulación de cable conductor 2167 kcmil ACSR (kiwi) km 28.836 $ 2,220,036.44 $ 64,016,970.78
Traslado de cable de guarda con o sin fibra óptica km 0 $ 747,362.67 $ 747,362.67
OBRA CIVIL $ 502,910,119.61
Excavación manual en terreno común m3 2047.12 $ 55,868.79 $ 114,370,117.38
Concreto de 210 kg/cm2 (3000 psi), a 28 dias m3 461.84 $ 536,631.11 $ 247,837,711.84
Acero de refuerzo de 4200 kg/cm2 (60000 psi) kg 29105.6 $ 2,351.78 $ 68,449,967.97
Relleno compactado con material de cantera m3 1585.28 $ 45,577.01 $ 72,252,322.41
REVISION $ 4,146,587.82
Medición de resistencia de puesta a tierra con influencia del cable de guarda C/U 4 $ 128,727.93 $ 514,911.72 Instalación o cambio de placa de identificación o de seguridad en estructura de apoyo C/U 26 $ 139,679.85 $ 3,631,676.10
CABLES $ 292,004,406.00
Cable de guarda Km 4.806 $ 1,433,000.00 $ 6,886,998.00
Cable 2/0 AWG Cu desnudo Km 0.78 $
13,662,000.00 $ 10,656,360.00
Conductor Km 28.836 $ 9,518,000.00 $ 274,461,048.00
CADENAS DE AISLAMIENTO $ 67,778,917.00
Varilla puesta tierra 5/8"x2,44m cobrizada C/U 26 $ 62,180.00 $ 1,616,680.00
Conjunto de herrajes de suspension para conductor Global 102 $ 133,606.00 $ 13,627,812.00
Conjunto de herrajes de retención para Conductor Global 54 $ 148,716.00 $ 8,030,664.00
Conjunto de herrajes de suspensión Cable de Guarda Global 17 $ 167,445.00 $ 2,846,565.00
Conjunto de herrajes Retención Cable de Guarda Global 9 $ 173,044.00 $ 1,557,396.00
AISLADOR POLIMERICO DE AT, 115 KV 210 kN C/U 156 $ 257,050.00 $ 40,099,800.00
ESTRUCTURAS $ 537,172,164.83
SUSPENSION
ACERO GALVANIZADO PARA TORRE kg 42066 $ 6,240.00 $ 262,491,858.29
RETENCION
MA
TERIA
LES Y EQ
UIPO
S
ACERO GALVANIZADO PARA TORRE kg 44019.3 $ 6,240.00 $ 274,680,306.54
SERVIDUMBRE Km 4.806 $
340,000,000.00 $
1,634,040,000.00 $ 1,634,040,000.00
TOTAL $ 3,155,444,928.37 Tabla J-1.Costos de inversión detallados para las línea BA-MO con conductor peacock 605
200
2. Conductor alta temperatura tipo accr condor.
TIPO CONDOR
items DESCRIPCION Unidad CANT
Costos Unitarios Sin
IVA Costos Totales
sin IVA Costos por Item DISEÑO $ 0.00 Determinación de afectaciones sobra la zona de servidumbre, para los nuevos proyectos de construcción urbanística, vial o industrial C/U 0
Estudio de suelos con sondeo manual para sitios de estructuras de A.T C/U 0
Diseño de cimentación para apoyo tipo torre C/U 0
Diseño electromecánico de línea de 115 kV apoyada en torres (hasta 4 km) km 0
DESMONTAJE $ 47,943,285.96
Desmontaje de torre en celosía kg 0
Desmontaje de cadena de aisladores de suspensión (polimétrico o porcelana) C/U 102 $ 61,749.46 $ 6,298,444.92
Desmontaje de cadena de aisladores de retención (polimérico o de porcelana) C/U 54 $ 66,160.56 $ 3,572,670.24
Desmontaje de conductor m 28836 $ 1,320.30 $ 38,072,170.80
Desmontaje de cable de guarda m 0
Desmontaje de templetes a tierra C/U 0
MONTAJE $ 75,925,799.04
Instalacion de Puesta a Tierra para Torre de A.T C/U 0
Montaje cadena de aislamiento en retención sencilla 115 kV (Polimericos o Porcelana) C/U 54 $ 95,563.91 $ 5,160,451.14
Montaje cadena de aislamiento en suspensión 115 kV (Polimericos o Porcelana) C/U 102 $ 66,160.56 $ 6,748,377.12
Montaje de Torre Acero Galvanizado-S kg 0
Montaje de Torre Acero Galvanizado-R kg 0 Tendido y regulación de cable de guarda 33.2 kcmil ACSR o Cable de acero galvanizado de 3/8" km 0
Tendido y regulación de cable conductor 2167 kcmil ACSR (kiwi) km 28.836 $
2,220,036.44 $ 64,016,970.78
Traslado de cable de guarda con o sin fibra óptica km 0
OBRA CIVIL $ 0.00
Excavación manual en terreno común m3 0
MA
NO
DE O
BR
A
Concreto de 210 kg/cm2 (3000 psi), a 28 dias m3 0
201
Acero de refuerzo de 4200 kg/cm2 (60000 psi) kg 0
Relleno compactado con material de cantera m3 0
REVISION $ 514,911.72
Medición de resistencia de puesta a tierra con influencia del cable de guarda C/U 4 $ 128,727.93 $ 514,911.72
Instalación o cambio de placa de identificación o de seguridad en estructura de apoyo C/U
CABLES $ 2,834,002,080.00
Cable de guarda Km 0
Cable 2/0 AWG Cu desnudo Km 0
Conductor Km 28.836 $
98,280,000.00 $
2,834,002,080.00
CADENAS DE AISLAMIENTO $ 273,102,061.56
Varilla puesta tierra 5/8"x2,44m cobrizada C/U 0
Conjunto de herrajes de suspension para conductor Global 102 $
1,400,400.00 $ 142,840,800.00
Conjunto de herrajes de retención para Conductor Global 54 $
1,499,400.00 $ 80,967,600.00
Conjunto de herrajes de suspensión Cable de Guarda Global 0
Conjunto de herrajes Retención Cable de Guarda Global 0
AISLADOR POLIMERICO DE AT, 115 KV 210 kN C/U 156 $ 315,985.01 $ 49,293,661.56
ESTRUCTURAS $ 0.00
SUSPENSION
ACERO GALVANIZADO PARA TORRE kg 0
RETENCION
MA
TERIA
LES Y EQ
UIPO
S
ACERO GALVANIZADO PARA TORRE kg 0 SERVIDUMBRE Km 0 $ 0.00
TOTAL $ 3,231,488,138.28
Tabla J-2.Costos de inversión detallados para las línea BA-MO con conductor CONDOR
202
3. Conductor conevencional tipo acsr kiwi 2167 kcmil.
TIPO KIWI
items DESCRIPCION Unidad CANT
Costos Unitarios Sin
IVA Costos Total
sin IVA Costo por Item DISEÑO $ 33,145,417.16 Determinación de afectaciones sobra la zona de servidumbre, para los nuevos proyectos de construcción urbanística, vial o industrial C/U 1 $ 133,478.82 $ 133,478.82
Estudio de suelos con sondeo manual para sitios de estructuras de A.T C/U 1 $
1,102,666.78 $ 1,102,666.78
Diseño de cimentación para apoyo tipo torre C/U 4 $ 999,751.42 $ 3,999,005.68
Diseño electromecánico de línea de 115 kV apoyada en torres (hasta 4 km) km 4.806 $
5,807,379.50 $
27,910,265.88
DESMONTAJE $ 53,978,174.08
Desmontaje de torre en celosía kg 26 $ 1,120.79 $ 29,140.54
Desmontaje de cadena de aisladores de suspensión (polimétrico o porcelana) C/U 102 $ 61,749.46 $ 6,298,444.92
Desmontaje de cadena de aisladores de retención (polimérico o de porcelana) C/U 54 $ 66,160.56 $ 3,572,670.24
Desmontaje de conductor m 28836 $ 1,320.30 $
38,072,170.80
Desmontaje de cable de guarda m 4806 $ 808.20 $ 3,884,209.20
Desmontaje de templetes a tierra C/U 26 $ 81,597.63 $ 2,121,538.38
MONTAJE $ 119,100,263.67
Instalacion de Puesta a Tierra para Torre de A.T C/U 26 $ 99,975.02 $ 2,599,350.52
Montaje cadena de aislamiento en retención sencilla 115 kV (Polimericos o Porcelana) C/U 54 $ 95,563.91 $ 5,160,451.14
Montaje cadena de aislamiento en suspensión 115 kV (Polimericos o Porcelana) C/U 102 $ 66,160.56 $ 6,748,377.12
Montaje de Torre Acero Galvanizado-S kg 17 $ 1,103.08 $ 18,752.36
Montaje de Torre Acero Galvanizado-R kg 9 $ 1,103.08 $ 9,927.72 Tendido y regulación de cable de guarda 33.2 kcmil ACSR o Cable de acero galvanizado de 3/8" km 4.806
$ 1,029,155.98 $ 4,946,123.64
Tendido y regulación de cable conductor 2167 kcmil ACSR (kiwi) km 28.836 $
3,330,054.66 $
96,025,456.18
Traslado de cable de guarda con o sin fibra óptica km 4.806 $ 747,362.67 $ 3,591,824.99
OBRA CIVIL $ 508,780,496.13
MA
NO
DE O
BR
A
Excavación manual en terreno común m3 2441.88 $ 55,868.79 $
136,424,880.93
203
Concreto de 210 kg/cm2 (3000 psi), a 28 dias m3 393.56 $ 536,631.11 $
211,196,539.65
Acero de refuerzo de 4200 kg/cm2 (60000 psi) kg 29105.6 $ 2,351.78 $
68,449,967.97
Relleno compactado con material de cantera m3 2034.12 $ 45,577.01 $
92,709,107.58
REVISION $ 4,146,587.82
Medición de resistencia de puesta a tierra con influencia del cable de guarda C/U 4 $ 128,727.93 $ 514,911.72
Instalación o cambio de placa de identificación o de seguridad en estructura de apoyo C/U 26 $ 139,679.85 $ 3,631,676.10
CABLES $ 699,982,381.80
Cable de guarda Km 0 $
1,433,000.00 $ 0.00
Cable 2/0 AWG Cu desnudo Km 0.78 $
13,662,000.00 $
10,656,360.00
Conductor Km 28.836 $
23,905,050.00 $
689,326,021.80
CADENAS DE AISLAMIENTO $ 72,501,786.60
Varilla puesta tierra 5/8"x2,44m cobrizada C/U 26 $ 62,556.00 $ 1,626,456.00
Conjunto de herrajes de suspension para conductor Global 102 $ 161,577.60 $
16,480,915.20
Conjunto de herrajes de retención para Conductor Global 54 $ 264,715.10 $
14,294,615.40
Conjunto de herrajes de suspensión Cable de Guarda Global 0 $ 116,930.43 $ 0.00
Conjunto de herrajes Retención Cable de Guarda Global 0 $ 197,668.12 $ 0.00
AISLADOR POLIMERICO DE AT, 115 KV 210 kN C/U 156 $ 257,050.00 $
40,099,800.00
ESTRUCTURAS $ 887,558,880.00
SUSPENSION
ACERO GALVANIZADO PARA TORRE kg 68068 $ 6,240.00 $
424,744,320.00
RETENCION
MA
TERIA
LES Y EQ
UIPO
S
ACERO GALVANIZADO PARA TORRE kg 74169 $ 6,240.00 $
462,814,560.00 SERVIDUMBRE Km 0 $ 0.00 $ 0.00
TOTAL $ 2,379,193,987.25
Tabla J-3.Costos de inversión detallados para las línea BA-MO con conductor KIWI
204
4. Conductor peacock en haz de conductores:
TIPO HAZ CONDUCTORES
items DESCRIPCION Unidad CANT Costos Unitarios
Sin IVA Costos Total sin IVA Costo por Item DISEÑO $ 33,145,417.16 Determinación de afectaciones sobra la zona de servidumbre, para los nuevos proyectos de construcción urbanística, vial o industrial C/U 1 $ 133,478.82 $ 133,478.82
Estudio de suelos con sondeo manual para sitios de estructuras de A.T C/U 1 $ 1,102,666.78 $ 1,102,666.78
Diseño de cimentación para apoyo tipo torre C/U 4 $ 999,751.42 $ 3,999,005.68
Diseño electromecánico de línea de 115 kV apoyada en torres (hasta 4 km) km 4.806 $ 5,807,379.50 $ 27,910,265.88
DESMONTAJE $ 53,978,174.08
Desmontaje de torre en celosía kg 26 $ 1,120.79 $ 29,140.54
Desmontaje de cadena de aisladores de suspensión (polimétrico o porcelana) C/U 102 $ 61,749.46 $ 6,298,444.92
Desmontaje de cadena de aisladores de retención (polimérico o de porcelana) C/U 54 $ 66,160.56 $ 3,572,670.24
Desmontaje de conductor m 28836 $ 1,320.30 $ 38,072,170.80
Desmontaje de cable de guarda m 4806 $ 808.20 $ 3,884,209.20
Desmontaje de templetes a tierra C/U 26 $ 81,597.63 $ 2,121,538.38
MONTAJE $ 152,082,296.35
Instalacion de Puesta a Tierra para Torre de A.T C/U 26 $ 99,975.02 $ 2,599,350.52 Montaje cadena de aislamiento en retención sencilla 115 kV (Polimericos o Porcelana) C/U 54 $ 110,266.80 $ 5,954,407.20
Montaje cadena de aislamiento en suspensión 115 kV (Polimericos o Porcelana) C/U 102 $ 66,160.56 $ 6,748,377.12
Montaje de Torre Acero Galvanizado-S kg 17 $ 1,103.08 $ 18,752.36
Montaje de Torre Acero Galvanizado-R kg 9 $ 1,103.08 $ 9,927.72 Tendido y regulación de cable de guarda 33.2 kcmil ACSR o Cable de acero galvanizado de 3/8" km 4.806 $ 1,029,155.98 $ 4,946,123.64
Tendido y regulación de cable conductor 2167 kcmil ACSR (kiwi) km 28.836 $ 4,440,072.88 $ 128,033,941.57
Traslado de cable de guarda con o sin fibra óptica km 4.806 $ 784,730.80 $ 3,771,416.22
OBRA CIVIL $ 466,337,590.30
MA
NO
DE O
BR
A
Excavación manual en terreno común m3 2125.262 $ 55,868.79 $ 118,735,816.37
205
Concreto de 210 kg/cm2 (3000 psi), a 28 dias m3 373.1844 $ 536,631.11 $ 200,262,358.81
Acero de refuerzo de 4200 kg/cm2 (60000 psi) kg 29105.6 $ 2,351.78 $ 68,449,967.97
Relleno compactado con material de cantera m3 1730.9044 $ 45,577.01 $ 78,889,447.15
REVISION $ 4,146,587.82
Medición de resistencia de puesta a tierra con influencia del cable de guarda C/U 4 $ 128,727.93 $ 514,911.72 Instalación o cambio de placa de identificación o de seguridad en estructura de apoyo C/U 26 $ 139,679.85 $ 3,631,676.10
CABLES $ 559,578,456.00
Cable de guarda Km 0 $ 1,446,430.00 $ 0.00
Cable 2/0 AWG Cu desnudo Km 0.78 $ 13,662,000.00 $ 10,656,360.00
Conductor Km 57.672 $ 9,518,000.00 $ 548,922,096.00
CADENAS DE AISLAMIENTO $ 175,564,784.26
Varilla puesta tierra 5/8"x2,44m cobrizada C/U 26 $ 62,556.00 $ 1,626,456.00
Conjunto de herrajes de suspension para conductor Global 102 $ 760,047.83 $ 77,524,878.15
Conjunto de herrajes de retención para Conductor Global 54 $ 939,619.56 $ 50,739,456.24
Conjunto de herrajes de suspensión Cable de Guarda Global 0 $ 116,930.43 $ 0.00
Conjunto de herrajes Retención Cable de Guarda Global 0 $ 197,668.12 $ 0.00
AISLADOR POLIMERICO DE AT, 115 KV 210 kN C/U 156 $ 292,782.01 $ 45,673,993.87
ESTRUCTURAS $ 666,302,240.00
SUSPENSION
ACERO GALVANIZADO PARA TORRE kg 52360 $ 5,480.00 $ 286,932,800.00
RETENCION
MA
TERIA
LES Y EQ
UIPO
S
ACERO GALVANIZADO PARA TORRE kg 69228 $ 5,480.00 $ 379,369,440.00 SERVIDUMBRE Km 0 $ 340,000,000.00 $ 0.00 $ 0.00
TOTAL $ 2,111,135,545.97
Tabla J-4.Costos de inversión detallados para las línea BA-MO con conductor Peacock tipo haz doble
206