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  1. 1. 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
  2. 2. 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
  3. 3. 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. 4. 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. 5. 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. 6. 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
  7. 7. 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.
  8. 8. 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
  9. 9. 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
  10. 10. 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.
  11. 11. 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
  12. 12. 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.
  13. 13. 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
  14. 14. 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
  15. 15. 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.
  16. 16. 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.
  17. 17. 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.
  18. 18. 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
  19. 19. 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
  20. 20. 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.
  21. 21. 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).
  22. 22. 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.
  23. 23. 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 DE CORTO Y MEDIANO PLAZO Modelos de Red Baremos de Planificación Criterios de Decisión de Inversiones 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 DE CORTO Y MEDIANO PLAZO Modelos de Red Baremos de Planificación Criterios de Decisión de Inversiones 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
  24. 24. 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.
  25. 25. 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.
  26. 26. 10 A continuación se muestran los gráficos de crecimiento de demanda Nacional de Energía y de potencia 39,521 41,774 42,300 43,633 43,734 42,240 43,206 44,499 45,768 47,019 48,829 50,815 41,503 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 6,896 7,130 7,559 7,506 7,345 7,712 7,787 8,078 8,257 8,332 8,639 8,762 7,276 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]
  27. 27. 11 -8% -6% -4% -2% 0% 2% 4% 6% 8% 10% Mar-95 Ago-95 Mar-96 Sep-96 Mar-97 Sep-97 Mar-98 Sep-98 Mar-99 Sep-99 Mar-00 Sep-00 Mar-01 Sep-01 Mar-02 Sep-02 Mar-03 Sep-03 Mar-04 Sep-04 Mar-05 Sep-05 Mar-06 Sep-06 Mar-07 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
  28. 28. 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
  29. 29. 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
  30. 30. 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]
  31. 31. 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]
  32. 32. 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.
  33. 33. 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.
  34. 34. 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
  35. 35. 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.
  36. 36. 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]
  37. 37. 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
  38. 38. 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]
  39. 39. 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
  40. 40. 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).
  41. 41. 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
  42. 42. 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.
  43. 43. 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
  44. 44. 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.
  45. 45. 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
  46. 46. 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
  47. 47. 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
  48. 48. 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.
  49. 49. 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.
  50. 50. 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
  51. 51. 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.
  52. 52. 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.
  53. 53. 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
  54. 54. 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]
  55. 55. 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.
  56. 56. 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:
  57. 57. 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.
  58. 58. 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.
  59. 59. 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]
  60. 60. 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]
  61. 61. 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:
  62. 62. 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.
  63. 63. 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.
  64. 64. 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: A Rcd 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 2 1 tr Tt Tt rr 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
  65. 65. 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: 33.1mr 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: kmH r D L /;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
  66. 66. 50 dimensiones de los conductores. [25][47] Se calcula a través de la siguiente expresión:  miF r D 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: kmH r D L eq eq /;10ln16.4 4           Ec. (4-8)  miF req D C eq / 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.

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