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

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165

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[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

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