Repotencacion de una linea de transmision

ESCUELA DE MECÁNICA ELÉCTRICA

FACULTAD DE INGENIERÍA LÍNEAS DE TRANSMISIÓN

Ing. Edgar Chaj Ramírez

REPOTENCIACIÓN DE UNA LÍNEA DE

TRANSMISIÓN

Grupo: 3 Integrantes: Byron Quelex Simaj 200818857 Sergio Stuardo Simón Muñoz 200819398

Guatemala 26 de octubre de 2012

Curso: Líneas de Transmisión Repotenciacion de una Linea de Transmision

2

INDICE GENERAL

Introducción…………………………………………………..…..……. 3

Objetivos………………………………………………………….……..4

(Marco Teórico)

Que es repotenciación de una LT………………………….………. 5

Métodos para repotencia ciar una LT……………………………… 5

Beneficios de la repotenciación de una LT……………………….. 8

Análisis técnico de la repotenciación de una LT…………………..8

Metodología de evaluación para la selección De la alternativa óptima de repotenciación de LT………………….17 Conclusiones……………………………………………………………22

Bibliografía……………………………………………………………….23


3

INTRODUCCION

Las líneas de transmisión están diseñadas para transportar cierta

cantidad de potencia y a operar en condiciones de sobrecarga en

determinado intervalo de tiempo, pero con el aumento de la demanda

de la potencia estas llegan a límites críticos que pueden llevar a

niveles críticos al sistema nacional interconectado. Para aumentar la

capacidad de transporte y evitar los inconvenientes anteriores o

simplemente poder transportar más potencia que pueda ser generada

se deber hacer estudios y cálculos de REPONTENCIACION DE LAS

LINEAS DE TRANSMISION.

Repotenciar las líneas de transmisión se puede hacer por varios

métodos como por ejemplo aumento de voltaje, aumento de

conductores y algunos otros que se detallaran, tomando en cuenta que

para cada uno de estos se deben realizar cálculos y estudios tanto

eléctricos como mecánicos y económicos para buscar la alternativa

más viable.


4

OBJETIVOS

Generales

Conocer que es repotenciación de líneas de transmisión así

como sus métodos para repotenciar estas.

Específicos

Estudio de repotenciación de líneas de transmisión por aumento

de voltaje

Estudio de repotenciación de líneas de transmisión por cambiar

el conductor por uno de mayor capacidad

Estudio de repotenciación de líneas de transmisión por

conductores en haz

Estudio de repotenciación de líneas de transmisión aumentando

la temperatura de operación utilizando los mismos conductores

Estudio de repotenciación de líneas de transmisión utilización de

conductores de gran capacidad de corriente a elevada

temperatura

Análisis eléctrico para poder realizar repotenciación

Análisis económico para repotenciación de líneas de transmisión

Análisis económico para repotenciar líneas de transmisión


5

QUE ES REPOTENCIACIÓN DE UNA LT La repotenciación de líneas es la ampliación de capacidad de transporte de potencia de las líneas ya existentes en un sistema. 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.

ALTERNATIVAS EXISTENTES DE REPOTENCIACIÓN DE UNA LT

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 así mayor capacidad de trasporte de corriente y por ende de potencia.

Implementar la configuración de dos o más conductores por fase (conductores en haz).

Elevar el nivel de voltaje de operación de la red.

Permitir una mayor temperatura límite para la operación del conductor o optimizar los parámetros ambientales que la afectan (capacidad dinámica).

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.

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


6

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 mecánicas, por tanto, todos los herrajes en la mayoría 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.

Conductores En Haz Consiste en sustituir el conductor de fase por dos o más 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. 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.

Aumentar El Nivel De Tensión Utilizando Los Mismos Conductores 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.

Aumentando La Temperatura De Operación Utilizando Los Mismos Conductores

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:

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.


7

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. 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.

Principales conductores de alta capacidad de temperatura

G(Z)TACSR: formado por capas de alambres de aleación de aluminio de

alta resistencia térmica que rodea a un alma de acero galvanizado de alta

resistencia mecánica.

ACSS: hecho con cables de aluminio recocido con núcleo de acero

formado por varios alambres.

(Z)TACIR: hecho de aleación de aluminio de alta resistencia térmica con

núcleo constituido de aleación invar (acero con un 36-38% de níquel)

ACCR: hecho con alambres de aleación de aluminio y zirconio resistente a

altas temperaturas. Que recubren las fibras de oxido de aluminio que

forman el núcleo.

ACCC: Consiste en un material compuesto formado por carbono de alta

resistencia y fibra de vidrio alrededor se trenzan 2, 3 o 4 capas de

alambres de aluminio recocido de sección trapezoidal


8

BENEFICIOS DE LA REPOTENCIACIÓN DE UNA LT

Entre los principales beneficios de la repotenciación de las líneas de transmisión son:

Regularización de la Línea

Disminución de pérdidas debido a la reconversión de voltaje.

Aumento de la capacidad de transporte de potencia

Mejora la fiabilidad de operación

ANÁLISIS TÉCNICO DE REPOTENCIACIÓN DE LT

DATOS INICIALES En la repotenciación de líneas se debe partir de información de los conductores, Del tipo de estructuras que lo soportan, de condiciones ambientales, de configuración del sistema eléctrico, etc.

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.

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]

Reactancia inductiva [ohm/km ó ohm/milla]

Reactancia capacitiva[ohm/km ó ohm/milla]

Area transversal del conductor [mm2 o in2]

Diámetro total del conductor

Diámetro del núcleo del conductor


9

Diámetro de los hilos del núcleo del conductor

Diámetro de los hilos externos del conductor

Número de hilos núcleo y número de hilos externos

Tensión de rotura

Peso

Modulo de elasticidad

Coeficiente de dilatación

PARÁMETROS ELÉCTRICOS Y MECÁNICOS

Parámetros eléctricos de los conductores

Resistencia a la corriente directa: 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

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

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. Se llama autoinducción a la relación entre la f.e.m. de autoinducción y la velocidad de variación de la intensidad de corriente.

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 dimensiones de los conductores.

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. Lo ideal en la repotenciación de líneas es no tener que cambiar estructuras y garantizar que los corredores de las líneas sean los mismos por tal motivo


10

inicialmente estos parámetros de la resistividad de los suelos, longitud de las líneas y distancias entre fases dadas por la configuración de las estructuras se toman de las líneas existentes.

Parámetros mecánicos de las líneas de transmisión: Los cálculos previos que se deben realizar para el análisis mecánico partiendo de los datos anteriores del conductor es el cálculo de tensiones, flechas y creep.

Tensionado de conductores Buscando el nivel de tensión óptimo se puede partir de un análisis preliminar al proceso de plantillado. Este estudio consiste en realizar cálculos como el valor del creep y el cálculo de flechas y tensiones. Con base en cada resultado, se hallan la curva de utilización del conductor (curva de tensionado), el nivel de tensionado y el tipo de estructura. Un factor que se debe considerar en este análisis es el valor límite de tensión diaria o tensión de cada día (EDS) que es la tensión a la que está sometido el cable la mayor parte del tiempo a temperatura media sin que exista sobrecarga alguna y se expresa en porcentaje de la tensión de rotura. Es importante limitar la tensión del cable porque sí presenta un valor alto aumentaran las posibilidades de vibración que pueden generar rotura de los cables. Sin embargo, cabe anotar que tanto los valores de flecha mínima y EDS no están reglamentados, su elección se hace de acuerdo a la experiencia en el diseño de líneas de transmisión y cumpliendo con la anterior estricción en el caso de la tensión EDS. Los vientos transversales sobre la línea producen vibraciones de alta frecuencia y baja amplitud. Estos vientos no son muy fuertes pero presentan larga duración y generan torbellinos que a su vez producen impulsos verticales, tanto hacia arriba como hacia abajo, distribuidos al azar a lo largo del cable. Estas vibraciones producen flexiones alternativas del conductor que, por fatiga, ocasionan rotura de hilos, especialmente en la salida de las pinzas de suspensión, que constituyen un nodo.

Creep Es la deformación o alargamiento no elástico (fluencia) de los cables con el tiempo debido al re-acomodamiento y en parte a la deformación inelástica de los hilos. Depende del metal, el esfuerzo y la temperatura. El Creep es el resultado de un alargamiento inicial no elástico debido a la estabilización de los haces de alambres, este es un proceso corto que dura unos pocos cientos de horas, pero se nota en sus primeros días de vida. Evidentemente el Creep se manifiesta como un aumento de la longitud del conductor y el consiguiente aumento de la flecha. Para el cumplimiento de la normatividad sobre las


11

distancias es importante conocer el comportamiento del cable a largo plazo y así considerarlo en el diseño.

Flechas y tensiones Partiendo de las condiciones de tensionado y las condiciones meteorológicas del proyecto se evalúa el comportamiento mecánico de los cables que se seleccionaron como conductores. Para ello se usa la ecuación de cambio de condiciones que relaciona dos estados o situaciones de la línea eléctrica. Esta permite hallar la peor condición a la que estará sometido un conductor en un vano, es decir, aquella situación en la que se acerque más a la rotura del conductor (hipótesis más desfavorable). Si se conocen todos los parámetros de un estado o condición inicial, se puede hallar por medio de la ecuación los parámetros de otro estado arbitrario o condición final

ANÁLISIS ELÉCTRICO Partiendo de que se tiene seleccionados los despachos, modelada la demanda en magnitud (P y Q) y su desagregación a través de todas las subestaciones, e incluido y revisado el modelo de la red, se ejecuta el flujo de carga para determinar la condición balanceada de la red que satisfaga las ecuaciones de estado estable del sistema. El flujo de carga debe realizarse teniendo en cuenta las posiciones típicas de los cambiadores de tomas para las condiciones de demanda máxima, con el fin de representar las condiciones de red más cercanas a la realidad. También se debe tener en cuenta los aportes de los reactores (sean inductivos o capacitivos) los cuales mantienen el perfil de tensión en la red. A partir de los resultados del flujo de carga convergente, la gran mayoría de los programas de análisis de redes entregan al usuario un reporte desagregado de pérdidas y cargabilidad en los elementos sobre los cuales se tiene interés (líneas y transformadores principalmente) ó pérdidas globales del sistema si es lo que se desea. Adicional a estos resultados también se puede obtener niveles de tensión en cada nodo, lo que permite evaluar regulación de tensión en la red o en los elementos de interés, en este caso las líneas a repotenciar.

Análisis de cargabilidad Este análisis debe realizarse para cada uno de los elementos del sistema principalmente las líneas, este debe hacerse con el sistema en estado normal de operación como para estado de contingencias N-1 con el fin de conocer que tanto se cargan los elementos. También como existen tecnologías nuevas de conductores, es necesario verificar que estos si se carguen lo suficiente, porque


12

puede suceder que por los valores de los parámetros eléctricos del conductor la línea no se cargue lo suficiente, y estos valores elevados de impedancia que pueden presentar los conductores de alta temperatura generan que no circulen flujos de potencia tan elevados. En este caso es de gran importancia el análisis, planeamiento y selección del orden y prioridad en que se repotenciarán las líneas.

El estudio de cargabilidad en sí consiste en establecer que tanta cantidad de corriente circula a través de las líneas y con este se puede establecer el porcentaje de carga en base a su corriente nominal, esto permite establecer si existen puntos críticos en el sistema o si los flujos no están siendo bien orientados para aprovechar los recursos de líneas ya repotenciadas, generando saturación en las líneas aun sin repotenciar.

Análisis de pérdidas en demanda máxima Los resultados del flujo de carga representan las pérdidas a través de los elementos para demanda máxima (PLmax). Estas pérdidas son naturalmente las más altas debido a dos fenómenos que actúan simultáneamente (mayor corriente por las redes y mayor valor regulación de tensión entre los puntos de entrada de energía y los extremos donde se encuentra la carga). Adicional a ser de gran importancia frente al cumplimiento de los requerimientos técnicos es un gran limitante económico ya que estas crean pérdidas económicas significativas para las compañías, estos costos por pérdidas pueden hasta modificar la elección de la alternativa de repotenciación, según sea la cantidad de pérdidas que genere cada alternativa. Las pérdidas a evaluar en la repotenciación de líneas son las que ocurren al transportar la potencia a través de las líneas, estas son vistas en MW los cuales representan potencia activa, sin embargo estas deben ser vistas en el tiempo, por lo que es necesaria su transformación a pérdidas de energía anual

Análisis de regulación de tensión Un sistema de potencia bien diseñado debe ser capaz de entregar un servicio confiable y de calidad. Entre los aspectos que caracterizan una buena calidad de servicio se encuentran la adecuada regulación de voltaje así como de la frecuencia. El Control de Voltaje tiene como objetivo mantener los niveles de tensión dentro de límite razonables.


13

El problema; sin embargo, es diferente según se trate de una red de distribución o una de transmisión.

Las impedancias de las líneas influyen en que se mantengan unos niveles de tensión permitidos, es por esto que es necesario verificar que los diferentes tipos de conductores para las opciones de repotenciación cumplan con este requerimiento

Análisis de cortocircuito La mayoría de los estudios necesita de un complejo y detallado modelo que represente al sistema de potencia, generalmente establecido en la etapa de proyecto. Los estudios de cortocircuito son típicos ejemplos de éstos, siendo esencial para la selección de equipos, y el ajuste de sus respectivas protecciones. En el caso de los proyectos de repotenciación de líneas debido a que se está cambiando de impedancias por el cambio de conductores los niveles de corto circuitos cambian, es importante establecer estos niveles para cada una de las alternativas.

La duración del cortocircuito es el tiempo en segundos o ciclos durante el cual, la corriente de cortocircuito circula por el sistema. El fuerte incremento de calor generado por tal magnitud de corriente, puede destruir o envejecer los aislantes del sistema eléctrico, por lo tanto, es de vital importancia reducir este tiempo al mínimo mediante el uso de las protecciones adecuadas. El resultado obtenido del cálculo de cortocircuito es la corriente en los diferentes componentes del sistema.

Análisis de contingencias La continuidad del servicio eléctrico es uno de los objetivos de cualquier empresa prestadora de servicio, los índices de DES y FEson casi siempre permanentemente monitoreados y con estos se determinan unas multas y sanciones para las empresas prestadoras del servicio, lo que genera costos para la empresa y falta de calidad del servicio a sus usuarios. Es por esto que los sistemas eléctricos se diseñan para que al menos soporten y garanticen servicio de energía con una contingencia N-1, esto significa que al salir un solo elemento de la red de cualquier tipo, la red pueda soportar esta falta y funcione adecuadamente.

ANÁLISIS MECÁNICO Basado en la determinación de los parámetros mecánicos de la líneas se procede a determinar los esfuerzos requeridos para las estructuras

Árbol de cargas


14

El árbol de cargas es un esquema grafico que muestra las cargas máximas de diseño que pueden ser aplicadas a los apoyos de la línea de transmisión.

Sobre las estructuras que soportan los conductores en una línea de transmisión actúan tres tipos de cargas dependiendo del sentido de aplicación:

Carga Transversal con componente de viento y ángulo

Carga longitudinal

Carga vertical

Estas pueden ser de trabajo (las que soportara la estructura durante gran parte de su vida útil) y de diseño (las máximas a las que podría estar sometida la línea en un momento determinado). Los apoyos deben diseñarse de tal forma que soporten todas las cargas que se ejercen sobre la estructura incluyendo las de diseño

Cargas transversales Encontramos dos componentes de fuerza transversal, una debida al viento cuando golpea normal al conductor (perpendicular al eje de la línea), cable de guarda y herrajes; y la otra que se debe a la tensión del conductor generada por el ángulo de deflexión de la línea (cambio de rumbo).

Cargas longitudinales Son cargas que se producen sobre la estructura debido al desequilibrio o desbalance vectorial en las tensiones de los conductores y/o cables de guarda. El desequilibrio de tensiones entre conductores en una misma estructura se debe principalmente a: Rotura de uno o varios conductores, estructuras de retención.

Cargas verticales La estructura soporta una componente vertical de carga debida a: el peso de los conductores, el peso de la cadena de aisladores, herrajes, accesorios y la carga de montaje y mantenimiento. El vano


15

peso se determina después del proceso de plantillado porque depende de la topografía del terreno; sin embargo, para iniciar las iteraciones de este y para estudios globales, en terrenos quebrados y para apoyos de suspensión y retención intermedia, el vano peso se puede tomar 40% mayor que el vano viento máximo definido para el tipo de estructura a analizar; esta recomendación se fundamenta en la experiencia adquirida en la construcción de líneas en nuestro país, mientras, para las estructuras de retención fuerte es recomendable tomarlo de acuerdo al caso en particular de utilización.

Hipótesis de carga Luego de establecer los valores de temperatura y velocidad de viento para el diseño, se procede a definir la hipótesis de carga a considerar, y evaluar las fuerzas que soportaran las estructuras

ANÁLISIS ECONÓMICO El análisis económico es determinante en la selección de la alternativa óptima de repotenciación de líneas, ya que en la mayoría de los casos es posible desarrollar técnicamente cualquier opción de repotenciación, sin embargo los recursos económicos son limitados y las inversiones restringidas, por este factor en últimas son estos análisis los que terminan definiendo el problema. En realidad si se planteara un problema de optimización los costos generados por cada alternativa de repotenciación terminan siendo la función objetivo a minimizar. De ahí la gran importancia de realizar un análisis lo más preciso posible de los costos generados por cada opción a evaluar. Para realizar el análisis económico debe tenerse en cuenta primero los costos de inversión por construcción de la línea y adicional a esto se deben incluir los costos por pérdidas por efecto Joule y por efecto corona en el caso de líneas de extra alta tensión. Para el presente estudio, las pérdidas por efecto corona no se tienen en cuenta ya que estas últimas pérdidas no son significativas en las líneas de un sistema de subtransmisión las cuales llegan hasta niveles de 115 kV. Para hacer un análisis detallado del valor de las líneas se desglosan ambos costos y luego se suman.

Costos de inversión Los costos de inversión son los que se presentan en la ejecución de la obra, en este caso son los costos totales de construcción de una


16

línea de alta tensión a niveles de 115 kV, es decir la tensión que generalmente se presenta en los sistemas de subtransmisión. Este costo lo componen las cantidades y los costos unitarios de materiales, obra civil, montaje y desmontaje, entre otras actividades tales como estudios, diseño, interventoría, servidumbres y costos ambientales.

Materiales y equipos Los materiales para una línea de transmisión están compuestos por las estructuras (torres metálicas o postes), conductor de fase, cable de guarda, cadenas de aisladores con herrajes, accesorios y materiales de puesta a tierra

Costo de estructuras: Para el montaje de una línea de subtransmisión si esta se realiza en una zona rural generalmente se implementan estructuras tipo torre y si es utilizada en zona urbana se implementan postes.

Costo de cadenas de aislamiento: La cadenas de aislamiento incluyen el conjunto de herrajes para los conductores de fase, los cuales varían dependiendo de si la estructura es de suspensión o retención, el conjunto de herrajes para el cable de guarda.

Costo de cadenas de aislamiento: La cadenas de aislamiento incluyen el conjunto de herrajes para los conductores de fase, los cuales varían dependiendo de si la estructura es de suspensión o retención, el conjunto de herrajes para el cable de guarda y los aisladores como tal sistema de puesta a tierra Adicional a las cadenas de aislamiento se tiene el equipo de puesta a tierra el cual incluye la varilla de puesta a tierra y el cable a utilizar de puesta a tierra

Costos cables: Los cables implementados en una línea son de dos tipos, los implementados para las fases de la línea y el utilizado para el cable de guarda. Para esto es necesario tener los kilómetros de cable a utilizar y para esto es importante en el análisis técnico haber determinado la flecha inicial del conductor y los kilómetros de los corredores de las líneas existentes.

Mano de obra Adicional a los costos de materiales y equipos, estos requieren de montaje y desmontaje. Igual se requiere de estudios previos de terreno, suelos, etc.

Estudios y diseños: Lo primero a realizarse son los estudios, uno que determine las afectaciones sobre la zona de servidumbre, para los nuevos proyectos de construcción urbanística, vial o industrial, otro estudio


17

de suelos con sondeo manual para sitios de estructuras de A.T, y finalmente los diseños electromecánicos y civiles.

Montaje y desmontaje: Para cada uno de estos materiales y equipos mencionados

anteriormente, se debe tener en cuenta el costo del montaje o instalación de los distintos elementos. Y en el caso de repotenciación de líneas es necesario el desmontaje de algunos elementos desde casos donde como mínimo hay que desmontar el cable y accesorios (aislador y conjunto de herrajes) hasta los casos más críticos donde se debe realizar desmontaje de estructuras completas.

Obra civil: Las obras civiles para construcción de las cimentaciones donde se apoyan las estructuras.

Revisión: La revisión consiste en verificar la resistencia de puesta a tierra, etiquetar bien cada una de las estructuras de apoyo de la línea, entre otros.

METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN PARA LA SELECCIÓN

DE LA ALTERNATIVA ÓPTIMA DE REPOTENCIACIÓN DE

LT

El incremento de la capacidad de transporte de una línea exige una compleja labor de diseño. En primer lugar, es necesario evaluar la capacidad de transporte. Esta labor es un producto de la gestión de la planificación de la red.

Valor económico de la energía en el nivel de tensión a realizar el análisis.

Niveles aceptable de regulación de tensión.

Frecuencia y magnitud de las sobrecargas que presenta el sistema actual.

Costos actuales de materiales y mano de obra para construcción de líneas de transmisión

Tipos de estructuras y árboles de carga de las líneas actuales.

Estado de los apoyos, evaluación de la posibilidad de reforzar estructuras.

Estado actual de la servidumbre, las condiciones geotécnicas y meteorológicas de las zonas donde están construidas las líneas

Conocer los valores de distancias mínimas de seguridad requeridas para el nivel de tensión que se va analizar.


18

METODOLOGÍA

A partir del conocimiento de cuales líneas del sistema requieren mayor capacidad de transporte se debe recopilar o determinar información referente a los parámetros de los conductores, las condiciones de la zona donde se encuentran, el estado de las estructuras que soportan las líneas. Es importante en esta etapa determinar la secuencia de repotenciación, es decir hacer una priorización de las repotenciaciones necesarias en tiempo

DETERMINACIÓN DE PARÁMETROS ELÉCTRICOS Y MECÁNICOS

En primera instancia se selecciona una opción de conductor (conductor convencional de mayor calibre, conductores en haz y conductor de alta temperatura), que cumpla con la capacidad amperimétrica requerida. Sobre este se calculan sus parámetros eléctricos (resistencia, inductancia y capacitancia). De igual importancia es establecer las tensiones mecánicas (incluido el pretensionado necesario por el efecto creep) que ejercen cada tipo conductor a analizar sobre la estructura, así como su elongación para el cumplimiento de las distancias de seguridad.


19

El objeto es verificar que en condiciones de contingencias n-1 el sistema no presente sobrecargas en el sistema (Líneas actuales y repotenciadas). Este análisis eléctrico es el primero en realizarse debido a que en la repotenciación de líneas primero es de vital importancia que la alternativas seleccionadas de repotenciación sean viables, es decir sea posible aplicarlas al sistema sin que estas dejen de cumplir los criterios de cargabilidad y regulación que son los que garantizan la estabilidad del sistema. En esta parte del estudio se establece que alternativas son viables técnicamente.


20

Definido el tipo de conductor que cumple con los requerimientos eléctricos se procede a determinar los esfuerzos mecánicos que estas opciones de conductor representan para las estructuras. Esto con el fin de determinar si las estructuras actuales deben ser reemplazadas o no, total o parcialmente.


21

La quinta parte es el análisis económico, este es determinante en el resultado, si bien el análisis técnico eléctrico establece si una alternativa de repotenciación puede entrar a ser evaluada con otras (ya que cumple con los requerimientos) el análisis económico nos presenta la mejor alternativa frente a los costos que esta requiere para ser implementada. En esta opción incluye los Costos de inversión en los cuales es de gran influencia el análisis mecánico y Civil, el cual determina que inversiones de materiales, estructuras y mano de Obra deben realizarse. Adicional los costos por perdidas del sistema también deben ser tenidos en cuenta, estas son tomadas del análisis eléctrico. La suma de los dos establece el costo total que implica aplicar cada alternativa de repotenciación en el sistema.

El resultado del estudio debe englobar la respuesta de cada uno de los conductores considerados ante las demandas de capacidad de transporte de corriente y del cumplimiento con los valores de flecha máxima que estarán marcados por las características de cada línea. Adicionalmente, se tendrá que comprobar que la caída de tensión es admisible y que la temperatura de operación de la línea a la intensidad exigida, no supera la temperatura máxima de funcionamiento del conductor.


22

CONCLUSIONES

Repotenciar las líneas de transmisión se traduce en aumento de transporte de potencia de estas, no importando por cuál de los métodos anteriores se logre siempre que se cumplan con las condiciones de operación segura para el sistema.

Repotenciar las líneas de aaumentar el nivel de tensión utilizando los mismos conductores será viable en casos que el operador de la red no tenga restricciones técnicas y regulatorias para elevar el nivel de tensión de la red. En este caso se debe tomar en cuenta las el estudio de los aislamientos y las protecciones existentes.

Repotenciar líneas de transmisión cambiando el conductor por uno de mayor capacidad consiste en remover los conductores existentes e instalar conductores de mayor capacidad de corriente, y por ende mayor capacidad de potencia.

Repotenciar líneas de utilizando conductores en Haz consiste en sustituir el conductor de fase por dos o más en paralelo, este como el anterior se deben tomar en cuenta los esfuerzos mecánicos a los que se van a someter las estructuras.

Repotenciar líneas de transmisión aumentando la temperatura de operación utilizando los mismos conductores 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. Las formas de hacer este se puede hacer de forma de re tensionado y monitoreo.

Repotenciar líneas de transmisión uutilización de conductores de gran capacidad de corriente a elevada temperatura consiste en utilizar conductores de alta capacidad de temperatura HTLS (high temperature low sag) y por ende puede transportar más corriente.

El análisis eléctrico toma en cuenta el estudio de los aislamientos existentes así como de las protecciones en subestaciones y en líneas (pararrayos por ejemplo), para que estos estén dentro de los valores seguros para evitar salidas de las líneas.

El análisis mecánico se debe realizar en las estructuras existentes y en los aisladores cuando se van a colocar más conductores o se van a utilizar conductores más pesados.

El análisis económico se debe tomar mucho en cuanta ya que en este se deben analizar los gastos de materiales y los de mano de obra, depende mucho de las estructuras, aislamientos, protecciones y conductores existentes.


23

BIBLIOGRAFIA

Ana María Mejía Solanilla. Análisis Técnico y Económico de la Repotenciación de

Líneas Aéreas de Alta Tensión en un Sistema de Subtransmisión. Universidad

Tecnológica de Pereira

Rodas, Carlos F. “Diseño de líneas de transmisión y subtransmisión:

Apuntes de clase Transmisión y Distribución”. Universidad de San Carlos de

Guatemala (USAC), 2007.

Bernstein Llona, Juan Sebastián. “Evaluación en el sector distribución

eléctrica”. Tesis Ingeniero Civil con mención en Electricidad. Pontificia

Universidad Católica de Chile, Escuela de Ingeniería, 1999. 108 p.

Elgerd, Olle I. “Electric Energy Systems Theory: An introduction”. Florida:

McGraw-Hill, 1971. pp. 46, 49 y 55.

Montúfar, Edgar F. “El Análisis Económico en Líneas de Transporte (Una

introducción): Apuntes de Líneas de Transmisión”. Universidad de San Carlos

de Guatemala (USAC), Mayo 2002

Documents

Repotencacion de una linea de transmision