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ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO DE LA
REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE
ALTA TENSIÓN EN UN SISTEMA DE
SUBTRANSMISIÓN
ANA MARÍA MEJÍA SOLANILLA
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE PEREIRA
CODENSA S.A ESP

CONTENIDO
Pág.
Resumen I
Abreviaciones II
Figuras, gráficas y tablas IV
Anexos IX
Capítulo 1
INTRODUCCIÓN 1
1.1 Definición del problema 2
1.2 La repotenciación en sistemas de subtransmisión 2
1.3 Objetivos y alcance del proyecto 4
1.4 Estructura del documento 5
Capítulo 2
PLANIFICACIÓN DE REDES DE TRANSMISIÓN Y DISEÑO
DE LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN 7
2.1 Proyecciones de demanda 8
2.1.1 Proyección de demanda nacional 8
2.1.2 Metodología de proyección de demanda para el caso
de estudio 13
2.1.2.1 Modelos econométricos 13
2.1.2.2 Modelos de tendencias 13
2.1.2.3 Metodología de ajuste de las proyecciones 14
2.2 Metodologías de planificación de sistemas eléctricos de potencia 14
2.2.1 Plan de expansión nacional 15
2.2.1.1 Diagnóstico global y por áreas 15
2.2.1.2 Análisis de costo y mediano plazo 15
2.2.2 Metodología de planificación implementada en el caso
de estudio 16
2.3 Diseño de líneas de transmisión 18
2.3.1 Estudios y parámetros eléctricos 18
2.3.2 Estudios y parámetros mecánicos 19

2.3.3 Impactos ambientales de las líneas de transmisión 20
Capítulo 3
TIPOS DE CONDUCTORES Y ALTERNATIVAS DE
REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN 22
3.1 Conductores convencionales 23
3.1.1 Conductor ACSR 24
3.1.2 Conductor AAAC 25
3.2 Conductores con alta capacidad de temperatura 27
3.2.1 Conductores G(Z)TACSR 27
3.2.2 Conductores ACSS 30
3.2.3 Conductores (Z)TACIR 32
3.2.4 Conductores ACCR 34
3.2.5 Conductores ACCC 37
3.3 Comparación de los conductores 39
3.4 Repotenciación de líneas aéreas de alta tensión 40
3.4.1 Consideraciones a tener en cuenta para la
repotenciación de líneas aéreas de alta tensión 41
3.4.2 Análisis de líneas y estructuras existentes 41
3.4.3 Alternativas de repotenciación existentes en la actualidad 42
3.4.3.1 Cambiar el conductor por uno de mayor capacidad 43
3.4.3.2 Conductores en Haz 43
3.4.3.3 Aumentar el nivel de tensión usando conductores
actuales 44
3.4.3.4 Aumentar la temperatura de operación usando los
conductores actuales 44
3.4.3.5 Utilización de conductores de gran capacidad
de corriente a elevada temperatura 45
Capítulo 4
ANÁLISIS TÉCNICO DE REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS
DE ALTA TENSIÓN 46
4.1 Datos iniciales 46
4.1.1 Datos del sistema 46
4.1.2 Datos y aspectos a conocer de los conductores 46
4.1.3 Parámetros metereológicos 47

4.2 Parámetros eléctricos y mecánicos 49
4.2.1 Parámetros eléctricos de operación de los conductores 50
4.2.1.1 Parámetros eléctricos de los conductores 50
4.2.1.2 Pérdidas 52
4.2.2 Parámetros mecánicos de las líneas de transmisión 54
4.2.2.1 Tensionado de conductores 54
4.2.2.2 Creep 55
4.2.2.3 Flechas y tensiones 57
4.3 Análisis eléctrico 60
4.3.1 Análisis de flujos de carga 60
4.3.1.1 Análisis de cargabilidad 61
4.3.1.2 Análisis de pérdidas en demanda máxima 61
4.3.1.3 Análisis de regulación de tensión 62
4.3.2 Análisis de cortocircuito 63
4.3.3 Análisis de contingencias 65
4.4 Análisis mecánico 65
4.4.1 Árbol de cargas 65
4.4.1.1 Cargas transversales 66
4.4.1.2 Cargas longitudinales 70
4.4.1.3 Cargas verticales 71
4.4.2 Hipótesis de carga 72
4.4.2.1 Estructuras de suspensión 72
4.4.2.2 Estructuras de retención y terminales 73
4.4.3 Cálculo de pesos de las torres 73
Capítulo 5
ANÁLISIS ECONÓMICO DE REPOTENCIACIÓN DE
LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN 77
5.1 Costos de inversión 78
5.1.1 Materiales y equipos 78
5.1.1.1 Costo de estructuras 79
5.1.1.2 Costo de cadenas de aislamiento 80
5.1.1.3 Sistema de puestas a tierra 80
5.1.1.4 Costos cables 80
5.1.2 Mano de obra 81

5.1.2.1 Estudios y diseños 81
5.1.2.2 Montaje y desmontaje 82
5.1.2.3 Obra civil 82
5.1.2.4 Revisión 82
5.1.3 Expresiones de precios 82
5.1.3.1 Costo FOB 83
5.1.3.2 Costo CIF (Cost Insurance and Freight –
Costo, Seguro y Flete) 83
5.1.3.3 Costo DDP (Delivered Duty Paid –
Entregado Derechos Pagados) 83
5.1.3.4 Costos directos totales 83
5.1.3.5 Otros costos 83
5.2 Costos de pérdidas 84
5.2.3 Cálculo de los costos de kilovatio hora 84
5.2.3.1 Costos compra de energía 85
5.2.3.2 Cargo de uso del STN 86
5.2.3.3 Otros cargos 86
5.2.4 Cálculo del factor de carga y del factor de pérdidas 87
5.2.5 Pérdidas máximas de potencia del sistema 89
5.2.6 Pérdidas promedio de potencia del sistema 90
5.2.7 Pérdidas promedio de energía del sistema 90
5.2.8 Costos de pérdidas promedio de energía 91
5.2.9 Valor presente neto de los costos de pérdidas 91
5.2.10 Comparación pérdidas promedio de potencia
de las diferentes alternativas de repotenciación
con el conductor actual 91
5.2.11 Comparación costos de pérdidas de cada una
de las metodologías de repotenciación con los
costos de pérdidas con el conductor actual 92
Capítulo 6
METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN PARA LA SELECCIÓN
DE LA ALTERNATIVA ÓPTIMA DE REPOTENCIACIÓN
DE LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN EN UN
SISTEMA DE TRANSMISIÓN 93

6.1 Información previa necesaria para la aplicación
de la metodología 93
6.2 Metodología 94
Capítulo 7
CASO REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE ALTA
TENSIÓN DE LA RED DE CONDENSA S. A. ESP 100
7.1 Proyección demanda Codensa S. A. ESP 100
7.2 Resultados del análisis técnico eléctrico 102
7.2.1 Pérdidas efecto joule 103
7.2.2 Cargabilidad de las líneas 105
7.2.3 Regulación de tensión 107
7.2.4 Cortocircuitos 108
7.3 Resultados análisis técnico mecánico 109
7.3.1 Árboles de carga 109
7.3.2 Peso de las estructuras 110
7.3.3 Cimentación 111
7.4 Resultados análisis económicos 113
7.4.1 Costos de inversión 113
7.4.2 Costos de pérdidas 120
7.4.3 Costos totales 124
Capítulo 8
CONCLUSIONES 158
8.1 Aportes 160
8.2 Futuros trabajos 161
Bibliografía 163
Anexos 167

I
RESUMEN
Los estudios para encontrar estrategias de planeamiento óptimo en los
sistemas de transmisión y subtransmisión que se han realizado hasta el
momento manejan el problema de la expansión de la red en general, siendo la
repotenciación de subestaciones y líneas una de las variables del problema.
Sin embargo, el problema de encontrar la metodología óptima específicamente
en repotenciación de líneas de subtransmisión no se ha planteado con el
suficiente detalle hasta el momento.
Este trabajo plantea las diferentes metodologías de conductorización existentes
para la repotenciación de líneas de alta tensión comenzando con una
descripción de los procesos previos necesarios como son la planificación y las
proyecciones de demanda, pasando por una explicación de las tecnologías
actuales de conductores de alta capacidad y finaliza con la construcción de una
metodología que permite evaluar técnica y económicamente las diferentes
alternativas de repotenciación de líneas aéreas de alta tensión para la
selección de la alternativa óptima a aplicar a un sistema de subtransmisión,
implementado dicha metodología para econtrar la solución optima de
repotenciación de líneas de alta tensión para la red de CODENSA S.A ESP,
empresa de energía de la ciudad de Bogotá.

II
ABREVIACIONES
PIB Producto Interno Bruto
UPME Unidad de Planeamiento Minero Energético
ISA Interconexión Eléctrica S.A.
STN Sistema de Transmisión Nacional
XM Expertos en Mercados S. A.
MEM Mercado de Energía Mayorista
SDL Sistema de Distribución Local
TIE Transacciones Internacionales de Energía
ENPEP Energy and Power Evaluation Program
AT Alta Tensión
SIN Sistema Interconectado Nacional
CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas
ORs Operadores Regionales
RETIE Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas
ACSR Aluminium Conductor Steel Reinforced
AAAC All Aluminium Alloy Conductor
HTLS High Temperature-Low Sag
GTACSR Gap type thermal-resistant aluminum alloy conductor steel reinforced
GZTACSR Gap type super thermal-resistant aluminum alloy conductor steel
reinforced
ZTACIR Extremely High Temp Aluminum Invar Steel Reinforced
ACSS Aluminum Conductor Steel Supported
ACCC Aluminum Conductor Composite Core
ACCR Aluminum conductor 3M alumina fiber Composite Reinforced
CRAC Composite reinforced aluminum conductor
ACFR Aluminum Conductor Carbon Fiber Reinforced

III
IACS International Annealed Cooper Standard
IEC International Electrotechnical Commission
ASTM American Society for Testing and Materials
NTC Norma Técnica Colombiana
EEB Empresa de Energía de Bogotá
FACTS Flexible alternating current transmission systems
DC Corriente Directa
AC Corriente Alterna
EDS Tensión diaria promedio (Every day strengh)
DES Duración equivalente del servicio
FES Frecuencia equivalente del servicio
CIF Cost Insurance and Freight – Costo, Seguro y Flete
DDP Delivered Duty Paid – Entregado Derechos Pagados
AOM Administración, Operación y Mantenimiento
CND Centro nacional de despacho
SIC Sistema de intercambios comerciales
STR Sistema de transmisión regional
IPC Índice de precios del consumidor
IPP Índice de precios del productor
VPN Valor presente neto

IV
FIGURAS, GRÁFICAS Y TABLAS
Figuras
Figura 2-1 Etapas características de un estudio de planificación
Figura 2-2 Etapas características de un estudio de proyección de demanda
Figura 2-3 Cálculo de esfuerzos y tensionas en un vano de una línea
Figura 3-1 Clasificación de los conductores de alta capacidad.
Figura 3-2 Configuración de conductor con núcleo de acero tipo GAP
Figura 3-3 Configuración conductor de alta temperatura con núcleo de acero
Figura 3-4 Vista en detalle del conductor compuesto
Figura 3-5 Corte transversal del conductor compuesto
Figura 4-1 Tipos de fallas en el sistema de potencia
Figura 4-2. Árbol de cargas para una Torre estándar para línea de alta tensión.
Figura 6-1 Pasos 1 y 2 para evaluar alternativas de repotenciación
Figura 6-2 Paso 3 para evaluar alternativas de repotenciación
Figura 6-3 Paso 4 para evaluar alternativas de repotenciación. Parte A.
Figura 6-4 Paso 4 para evaluar alternativas de repotenciación Parte B.
Figura 6-5 Paso 5 para evaluar alternativas de repotenciación.
Figura 7-1 Comparación propiedades entre conductor alta capacidad y
conductor Convencional.
Figura 7-2 Metodología de evaluación para encontrar la solución óptima de
repotenciación de línea de alta tensión
Figura k-1.Unifilar red de transmisión de CODENSA S.A ESP.

V
Gráficas
Gráfica 2-1 Demanda Nacional de Energía (GWh-año) y crecimiento.
Grafica 2-2. Demanda anual de potencia y crecimiento
Grafico 2-3. Crecimiento demanda de energía vs crecimiento PIB nacional
Gráfica 7-1. Evolución de la demanda de energía mensual del área operativa de
CODENSA S.A. ESP vs. la demanda Nacional
Gráfica 7-2. Potencia máxima mensual del área operativa de CODENSA S.A. ESP y la
Nación.
Gráfica 7-3 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar en el año
2011
2013
2017
Gráfica 7-6 Cargabilidad de las líneas a repotenciar en el año 2011.
Gráfica 7-9 Regulación de las líneas a repotenciar en el año 2011.
Gráfica 7-12 Costos de inversión por ítem para la línea BA-MO
Gráfica 7-13 Costos de inversión por ítem para la línea ES-TZ1
Gráfica 7-14 Costos de inversión por ítem para la línea MU-S2
Gráfico 7-15. Gráfica 7-15 Costos de inversión por ítem para la línea LA-S2
Gráfico 7-16. Delta de Costos de inversión para la líneas y el delta típico
encontrado.
Gráfico 7-17. Delta de Costo total de inversión por alternativa de
repotenciación en comparación con la construcción de nuevas líneas.
Gráfica 7-18 Costos de Pérdidas promedio de energía del sistema en valor
presente neto por alternativa de repotenciación

VI
Gráfica 7-19 Delta de costos de Pérdidas promedio de energía del sistema
valor presente neto por alternativa de repotenciación con referencia al
conductor actual.
Gráfico 7-20. Delta de costos totales.
Gráfica G-1 Árboles de carga para conductor Peacock estructura suspensión
Clase A
Gráfica G-2 Árboles de carga para conductor Peacock estructura suspensión
Clase B
Gráfica G-3 Árboles de carga para conductor Peacock estructura retención
Clase A
Gráfica G-4 Árboles de carga para conductor Peacock estructura retención
Clase B
Gráfica G-5 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura suspensión Clase
A
Gráfica G-6 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura suspensión Clase
B
Gráfica G-7 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura retención Clase A
Gráfica G-8 Árboles de carga para conductor Kiwi estructura retención Clase B
Tablas
Tabla 3-1. Clasificación de los conductores con núcleo de acero reforzado tipo
GAP
Tabla 3-2. Clasificación de los conductores con núcleo de acero reforzado
Tabla 3-3. Comparación de las diferentes tecnologías de conductores
Tabla 4-1 Categorías de terreno (Norma ANSI A58.1)
Tabla 4-2 Coeficiente de Rugosidad KR
Tabla 4-3. Variables para tipo de Terreno.
Tabla 5-1. Agentes que influyen la determinación del costo del Kilovatio hora
Tabla 7-1 Pérdidas de potencia activa del sistema de CODENSA S.A ESP
Tabla 7-2 Cargas transversales, verticales y longitudinales para las estructuras
doble circuito de las líneas de CODENSA S.A ESP.

VII
Tabla 7-3 Peso de las estructuras Clase B Tipo Torre para los conductores
Peacok , Kiwi ,configuración en haz y conductor de alta temperatura.
Tabla 7-4 Peso y dimensiones de las Cimentaciones para cada alternativa
Tabla 7-5 Costos de inversión de la línea BA-MO
Tabla 7-6 Costos de inversión de la línea ES-TZ1
Tabla 7-7 Costos de inversión de la línea MU-S2
Tabla 7-8 Costos de inversión de la línea LA-S2
Tabla 7-9 Delta total de Costos de inversión para cada una de las alternativas
en comparación con la construcción de nuevas líneas con el conductor
Peacock.
Tabla 7-10 Delta de Costos totales de inversión de cada una de las alternativas
en comparación con la construcción de una nueva línea con el conductor
Peacock por línea.
Tabla 7-11 Delta total de Costos de inversión para cada una de las alternativas
en comparación con la construcción de nuevas líneas con el conductor
Peacock.
Tabla 7-12. Costos de los agentes para cálculo del kilovatio hora dados en el
pliego tarifario de Febrero de 2008
Tabla 7-13. Costos en Miles de millones de pesos de Pérdidas promedio de
energía del sistema en valor presente neto
Tabla 7-14. Delta de Costos de Pérdidas promedio de energía del sistema
valor presente neto en Miles de millones de pesos.
Tabla 7-15. Delta de Costos de Pérdidas y delta de costos de inversión.
Tabla 7-16. Delta de Costos totales.
Tabla A-1. Líneas a repotenciar en la red de 115 kV de CODENSA S.A ESP
Tabla A-2. Tipo de estructura de las Líneas a repotenciar en la red de 115 kV
de CODENSA S.A ESP
Tabla A-3. Proyecciones de demanda de energía y potencia para la zona de
Bogotá
Tabla B-1 Valores de Temperatura Ambiente.
Tabla B-2 Velocidades de viento
Tabla B-3 Presión Barométrica
Tabla B-4. Densidad de descargas a tierra
Tabla C-1 Distancias de seguridad corregidas

VIII
Tabla D-1. Datos de fabricante de los conductores a evaluar para
repotenciación.
Tabla D-2 Parámetros eléctricos OHM/KM de las líneas a repotenciar
Tabla D-3 Parámetros eléctricos en p.u. de las líneas a repotenciar
Tabla E-1 Parámetros de las estructuras, terreno y líneas actuales a evaluar
para repotenciación.
Tabla E-2 Distancias de las estructuras a repotenciar.
Tabla E-3 Valores de Creep para cada tipo de conductor de las líneas a
repotenciar
Tabla E-4 Factores de Seguridad
Tabla E-5 Valores de tensiones y flechas
Tabla E-6 Vanos a tomar en cuenta para cálculo de tensión longitudinal en
condición normal y anormal.
Tabla E-7 Valores de tensión longitudinal para condición máxima final y media
final.
Tabla E-8 Valores de tensión longitudinal para condición tensión con máximo
viento y tensión media final.
Tabla E-9 Valores de tensión longitudinal para condición máxima normal y
anormal.
Tabla E-10 Datos cable de Guarda.
Tabla F-1 Pérdidas de potencia activa de las líneas a repotenciar comparada
con el conductor actual
Tabla F-2 Cargabilidad y corriente de las líneas a repotenciar.
Gráfica F-3 Regulación de tensión en las líneas a repotenciar (P.U.)
Tabla F-4 Regulación de tensión en las líneas a repotenciar comparado con el
conductor actual
Tabla F-5 Nivel de cortocircuito monofásico en las subestaciones de envío y
recibo de las líneas a repotenciar comparado con el conductor actual
Tabla F-6 Nivel de cortocircuito trifásico en las subestaciones de envío y recibo
de las líneas a repotenciar comparado con el conductor actual
Tabla H-1 Costos de actividades de estudios y diseños
Tabla H-2 Costos de actividades de montaje y desmontaje.
Tabla H-3 Costos de actividades Revisión e inspección

IX
Tabla I-1. Perdidas máximas de potencia para las diferentes alternativas de
repotenciación años con bases del sistema
repotenciación de años previos a la ejecución del proyecto
repotenciación para años hallados con interpolación
Tabla I-4. Factores de relación para encontrar pérdidas de los años lejanos.
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
CONDOR
KIWI
Peacock tipo haz doble.

X
ANEXOS
Anexo A. Datos iniciales
Anexo B. Parámetros metereológicos de la zona de Bogotá
Anexo C. Distancias de seguridad y servidumbres para Codensa.
Anexo D. Parámetros eléctricos de los conductores.
Anexo E. Parámetros mecánicos: Flechas y tensiones.
Anexo F. Tablas de resultados de análisis eléctrico.
Anexo G. Árboles de carga.
Anexo H. Precios de materiales, equipos y mano de obra.
Anexo I. Costos por pérdidas.
Anexo J. Costos de inversión línea Balsillas Mosquera.

1
CAPITULO 1.
INTRODUCCIÓN
Hoy en día el crecimiento económico cada vez más acelerado y los múltiples
avances tecnológicos han generado un aumento en el consumo de energía. La
relación entre el desarrollo económico y el crecimiento de demanda energética
de un país se puede inferir por medio del PIB [3][37][38][43], debido a que
estas dos variables presentan una relación proporcional de crecimiento.
Esto justifica que las proyecciones de demanda realizadas nacionalmente se
basen en información de variables macroeconómicas (PIB), información
referente a tarifas y proyección de la población. Con esta información se
establecen los modelos econométricos con que cuenta la UPME los cuales son
basados en series de tiempo históricas, además de esto se utilizan modelos de
choque que permiten simular inversiones importantes en el ámbito regional y
finalmente también se implementan modelos de tipo dinámico con el fin de
observar otros efectos como el del racionamiento. Estos modelos dan como
resultado ventas domésticas de energía eléctrica a las cuales es necesario
agregar las pérdidas de energía de transmisión, subtransmisión y distribución a
demás de las demandas de cargas industriales para encontrar el total de
demanda. [3] En base a estas proyecciones se aplican factores de carga para
obtener los pronósticos de potencia máxima.
El aumento de demanda, causa que algunos sistemas eléctricos presenten
estados críticos en sus redes. Ocasionando que la infraestructura actual sea
insuficiente para suplir la demanda futura de energía y potencia.
Por tal motivo es necesario el planeamiento de los sistemas eléctricos, el cual
tiene como objetivo dar una solución técnica, ambiental, y económicamente
factible a los requerimientos futuros de la demanda, mejorando características
de la red como son la calidad del servicio, seguridad y confiabilidad.

2
La construcción de nuevas líneas aéreas de transmisión de energía eléctrica
que deben discurrir sobre zonas densamente pobladas (urbanas e industriales)
o de reserva ambiental, trae las dificultades de encontrar los espacios físicos
necesarios para su paso, más la oposición de la comunidad para permitir su
construcción y permanencia. Como opción de menor impacto visual y
ambiental las empresas recurren a la implementación de líneas subterráneas,
lo cual involucra grandes inversiones y mayores tiempos de construcción. Ante
este escenario negativo, se están aplicando nuevas técnicas y materiales para
aumentar la capacidad de potencia de transmisión de las líneas de alta tensión
existentes.
1.1 Definición del problema.
La repotenciación de líneas aéreas de alta tensión surge como respuesta a la
necesidad de tener una red segura con capacidad de suplir una mayor
demanda de energía sin la construcción de infraestructura adicional que
requerirían de nuevos espacios, lo cual es difícil en centros urbanos saturados
de edificaciones y vías.[7] En la actualidad existen diferentes alternativas
técnicas de repotenciación de líneas aérea de transmisión y ellas representan
impactos económicos diferentes en las compañías, debido a que los costos de
inversión no son iguales, a demás su aplicación impacta de manera distinta el
sistema de transmisión en lo operativo y técnico. Por esta razón es necesario
aplicar una metodología que permita identificar la solución adecuada teniendo
en cuenta la situación de la red.
1.2 La repotenciación en sistemas de subtransmisión
La repotenciación de líneas es una metodología que surge por la necesidad de
tener una red con capacidad de abastecer la demanda de energía sin tener que
construir nuevas líneas. Los sistemas de distribución deben mantener una
confiabilidad garantizando el suministro independientemente de la demanda,
pero para esto se requiere una red de subtransmisión capaz de suplir las

3
necesidades del sistema de distribución, es esto que se plantea repotenciar
líneas de alta tensión cercanas a centros de consumo. Así mismo, la
repotenciación evita los daños ambientales ocasionados por la construcción de
nuevos corredores.
Por otro lado, toda compañía busca la rentabilidad económica, tratando de
establecer un equilibrio entre los requerimientos técnicos necesarios y los
límites en los costos de inversión en todo proyecto para lo cual la estrategia de
repotenciación de líneas generalmente requiere de menores inversiones para la
compañía.
Las ventajas de la repotenciación de líneas tienen que ver con no tener que
enfrentar problemas de nuevos corredores, restricciones en las servidumbres y
los posibles inconvenientes que se pueden tener en la obtención de permisos
de construcción. Sin embargo como se tienen diferentes alternativas con
distintos impactos técnicos en la red es necesario evaluar cada una de ellas
En la universidad Tecnológica de Pereira se han desarrollado técnicas de
optimización meta-heurística orientadas al planeamiento de la distribución [41]
y técnicas para reducción de pérdidas por etapas en los sistemas de
distribución [42], adicional a esto en el año 2006 la universidad Pontificia
Bolivariana de Medellín en conjunto con ISA presentaron el informe de una
investigación basada en el desarrollo de herramientas informáticas para la
planeación de la red de transporte [43] en éste se hace especial énfasis en el
avance que se logra en el planeamiento incluyendo en los análisis no sólo los
costos de inversión si no también los costos de operación y pérdidas en el
sistema, los cuales también serán tenidos en cuenta en el presente estudio.
Sin embargo el problema de encontrar la metodología óptima específicamente
en repotenciación de líneas de subtransmisión no se ha planteado hasta el
momento. Lo más cercano que se ha trabajado en otros espacios es en
metodologías para la selección óptima de conductores en sistemas radiales de
distribución [44][45]. Sin embargo no tratan las diferentes variables a ser
tenidas en cuenta. Adicional a esto no se realizan estudios de análisis del

4
sistema bajo contingencias n-1 y niveles de cortocircuito del sistema para cada
metodología posible de repotenciación.
1.3 Objetivos y alcance del proyecto
1.3.1 Objetivo General
Estructurar una metodología de análisis que permita evaluar la factibilidad
técnica y económica de la repotenciación de líneas aéreas de alta tensión en
un sistema de transmisión implementándola a la red de alta tensión de
CODENSA S.A ESP considerando tres alternativas: Utilización de conductores
de gran capacidad de corriente a elevada temperatura de operación, cambiar
del el conductor existente por uno de mayor calibre que tenga mayor capacidad
de trasporte de corriente y por ende de potencia, utilizar Implementar la
configuración de dos conductores por fase (conductores en haz).
1.3.2 Objetivos Específicos
 Mostrar el estado del arte de conductores de alta temperatura
 Realizar una metodología para el análisis técnico y una para el análisis
económico de las alternativas de repotenciación, presentando así una
metodología de análisis para encontrar la alternativa óptima de
repotenciación de líneas en los sistemas de transmisión.
 Mostrar la utilidad de la implementación de los flujos de carga para
análisis de pérdidas, estados de carga de las líneas y regulación de
tensión que presenta la red.
 Evaluar la cargabilidad y regulación de la red bajo contingencias n-1 y
niveles de cortocircuito de las diferentes alternativas.
 Evidenciar los aspectos técnicos de diseño de líneas aéreas de
transmisión en cuanto al diseño mecánico, civil y eléctrico a tener en
cuenta en el desarrollo de la metodología de evaluación de las
alternativas de repotenciación.
 Plantear los aspectos económicos en la evaluación de las alternativas de
repotenciación. Presentando los modelos económicos a implementar
para el cálculo de los costos generados en la aplicación de cada una de
las diferentes alternativas de repotenciación.

5
 Evidenciar y mostrar los resultados de dicha metodología de análisis con
tres alternativas de repotenciación (configuración en haz de doble
conductor, conductor convencional de mayor calibre y conductor de alta
temperatura) en la red de alta tensión de CODENSA S.A ESP.
1.4 Estructura del documento.
Este proyecto esta desarrollado en 8 capítulos: el capítulo 2 hace referencia al
estado del arte de la planificación de sistemas eléctricos de potencia y el
diseño de líneas de transmisión como una herramienta clave en la solución del
problema de encontrar la mejor alternativa para la repotenciación de líneas.
El capitulo 3 muestra las diferentes tecnologías de conductores de alta
capacidad que existen en la actualidad. Adicional a esto se plantea otras
alternativas de repotenciación, realizando una descripción de cada una de
ellas.
El capitulo 4 plantea los modelos matemáticos y herramientas a implementar
para efectuar el análisis técnico. Se mencionan los factores eléctricos que
determinan el límite del conductor. Finalmente se muestra todo el modelo
matemático para el cálculo de tensiones y esfuerzos, al igual que la
metodología de elaboración de los árboles de carga de las estructuras con su
formulación para encontrar el peso y con este las cimentaciones.
El capitulo 5 hace referencia al análisis económico mostrando los modelos
matemáticos para la obtención de costos de pérdidas, igualmente se establece
la metodología de cálculo para los costos de inversión.
En el capitulo 6 se plantea la metodología propuesta en este estudio para
realizar el análisis de las alternativas de repotenciación y obtener el resultado
viable técnicamente y óptimo económicamente.
El capitulo 7 muestra los resultados obtenidos al implementar la metodología
propuesta en el capitulo 6 con las alternativas de repotenciación en la red de
alta tensión de CODENSA S.A ESP. (Conductor de alta temperatura tipo ACCR
de la empresa 3M, conductor convencional tipo ACSR Kiwi 2167 kcmil y
configuración en haz de doble conductor Peacock 605).

6
El capitulo 8 evidencia el análisis de los resultados, conclusiones del trabajo y
recomendaciones para implementar en estudios futuros.
CAPITULO 2.
PLANIFICIACIÓN DE REDES DE TRANSMISIÓN Y
DISEÑO DE LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN
Con el objetivo de suplir la demanda de energía eléctrica y potencia se realiza
el planeamiento en los sistemas de transmisión, subtransmisión y distribución.
Este planeamiento contempla un plan de expansión de la red y tiene un
horizonte a largo plazo, fundamentándose en la infraestructura actual con la
que se cuenta, los proyectos a desarrollar a futuro y los estudios acerca de las
proyecciones de demanda. En general la planificación busca dar solución a los
requerimientos futuros de demanda, mejorando características de la red como
son la calidad del servicio, seguridad y confiabilidad identificando alternativas
factibles técnica y económicamente.
A continuación se muestra un diagrama esquemático típico de las etapas
características de un estudio de planificación, conducente a la definición de un
Plan de Obras de corto, mediano y largo plazo.

7
Figura 2-1. Etapas características de un estudio de planificación
2.1 Proyecciones de demanda :
Las proyecciones de demanda de energía y potencia son de gran importancia
en el planeamiento de sistemas eléctricos, sin embargo, para realizar estos
pronósticos existen diferentes formas, desde las simples hasta los más
sofisticados y complicados modelos determinísticos y probabilísticas. A
continuación se muestra en general la metodología implementada para las
proyecciones de demanda en Colombia.
2.1.1 Proyección de demanda nacional:
En Colombia estos pronósticos son realizados por la UPME, basada en siete
supuestos para la construcción de los escenarios de proyección que son: tasa
de crecimiento del PIB, perdidas en el STN, perdidas técnicas y no técnicas
para el nivel de tensión asociado a el sistema de distribución, programas de
Situación Actual
de la Red AT
Identificación
de Puntos
Críticos
PLANES DE OBRAS 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
Hipótesis de
Demanda
Hipótesis de
Generación
Hipótesis de
Demanda
Hipótesis de
Generación
Aspectos
regulatorios
Criterios de
Riesgo Técnico
DEFINICIÓN DE
ALTERNATIVAS DE SOLUCIÓN
COSTEO DE LAS OBRAS
SELECCIONADAS
EVALUACIÓN ECONÓMICA
ANÁLISIS DE SEGURIDAD DE
LA RED

8
sustitución de energéticos, demanda de las cargas especiales, tarifas y los
efectos climáticos. Con base en estos supuestos y con la ayuda de modelos de
tipo: Econométrico, de choque y dinámicos, se realizan simulaciones que
permiten obtener los volúmenes de ventas de energía. Entonces, agregando a
las ventas las perdidas de energía (de transmisión mas distribución) y la
demanda de las cargas especiales, se obtiene el total de la demanda nacional
de energía y potencia máxima para cada uno de los años en estudio. Es por
esto que no solo es necesario un conocimiento de la red eléctrica y el mercado
eléctrico del país a analizar si no un estudio de las condiciones económicas del
mismo las cuales permiten obtener proyecciones de demanda más
aproximadas. [38]
La metodología para la elaboración de las proyecciones de demanda de
energía eléctrica y potencia emplea una combinación de modelos
econométricos, de participación y de optimización, a fin de obtener la mejor
aproximación a través del horizonte de pronóstico. La demanda de energía
doméstica (sin considerar transacciones internacionales) está constituida por la
suma de las ventas de energía reportadas por las empresas distribuidoras, la
demanda de las cargas industriales especiales y las pérdidas de transmisión y
distribución como se muestra en la ecuación 2-1.
Demanda = Ventas (distribuidoras) + Cargas Especiales + Pérdidas Ec. (2-1)
Utilizando modelos econométricos se analiza el comportamiento anual de las
series de ventas totales de energía, ventas sectoriales y demanda de energía
con relación a diferentes variables como PIB, productos sectoriales nacionales,
valor agregado de la economía, consumo final de la economía, índices de
precios, población, entre otros.
Por medio de los modelos econométricos se proyectan magnitudes de ventas
de energía a escala anual. A éstos es necesario agregar posteriormente las
pérdidas de energía a nivel de distribución, subtransmisión y transmisión.
Además, se adicionan las demandas de energía de cargas industriales
especiales por su alta demanda de energía.

9
Por otra parte, utilizando datos mensuales de demanda de energía eléctrica
doméstica se realiza un análisis mediante series de tiempo, considerando
efectos calendario lo que, permite la obtención de una proyección mensual de
la demanda de electricidad, que se agrega para llevarla a escala anual.
Las proyecciones anuales de demanda de energía para todo el horizonte de
pronóstico se obtienen aplicando, de manera complementaria, ambas
metodologías descritas anteriormente.
Posteriormente se realiza la desagregación a escala mensual de cada año de
proyección, para lo cual en el corto plazo se emplea la estructura de
distribución porcentual de los modelos de series de tiempo y para el largo plazo
la distribución media mensual de los datos históricos, aplicando la distribución
mensual descrita por el comportamiento de la serie de demanda. Finalmente, a
este pronóstico mensualizado se adicionan elementos exógenos como efectos
calendario particulares causados por años bisiestos, días festivos, entre otros
para obtener finalmente la proyección de demanda de energía eléctrica en el
horizonte definido.
Para la obtención de la potencia, se parte de la demanda de energía eléctrica
mensual a la que se aplica el factor de carga mensual, el cual se obtiene con
base en la información mensual registrada de potencia máxima de los últimos
dos años. Igualmente se introduce una sensibilidad en variación sobre este
factor considerando que puede cambiar tanto hacia abajo como hacia arriba.
Este aspecto, junto con los escenarios de demanda de energía, permite
completar la definición de los escenarios alto, medio y bajo de potencia. Una
vez obtenidas las proyecciones de potencia mensual, para cada año, se
selecciona el valor máximo que será el valor de potencia máxima anual
doméstica.
Es importante anotar que se considera la perspectiva del operador del sistema.
Para esto se cuenta con la colaboración del Grupo de Demanda de XM.

10
A continuación se muestran los gráficos de crecimiento de demanda Nacional
de Energía y de potencia
39,521
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]

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

12
Conociendo la metodología implementada a nivel nacional para proyecciones
de demanda es de gran relevancia conocer la metodología de proyección de
demanda de implementada para el caso de estudio, la cual tienen sus bases en
la metodología comentada anteriormente.
2.1.2 Metodología de proyección de demanda para el caso de estudio
A continuación, se muestra la alternativa de metodología a implementar para
estimar la demanda del sistema de distribución de CODENSA S.A ESP.
2.1.2.1 Modelos econométricos
Los modelos utilizados son modelos causales de tipo econométrico,
desarrollados para cada sector de consumo, con base en los cuales se
pronostican los consumos anuales de energía para cada año del horizonte de
proyección. La demanda del sistema se calcula como la suma de los consumos
de cada sector, afectados por un factor de pérdidas, para llevarla al lado de AT.
El pronóstico de la potencia máxima anual se hace utilizando la demanda de
energía proyectada y el factor de carga del último año histórico. Para el largo
plazo se supone un incremento gradual del factor de carga, lo que representa
una mejora en el sistema debido a un aplanamiento de la curva de carga
global. [6]
2.1.2.2 Modelos de tendencia
Estos modelos se basan en la identificación de un patrón en la serie histórica
para extrapolarlo al futuro. En ellos, no se pretende encontrar los factores que
afectan el comportamiento de la serie, sino que la variable de interés se explica
mediante las observaciones pasadas. De aquí se deriva que lo que se quiere
es recoger las tendencias de las series de demanda histórica y se pronostica el
comportamiento de corto plazo, dando mayor énfasis a la historia reciente. [6]
2.1.2.3 Metodología de ajuste de las proyecciones
Dado que se tienen múltiples pronósticos (uno por subestación) y una
proyección de demanda de potencia y energía proveniente de los modelos
sectoriales y globales, es necesario hacer una conciliación de cifras. Este

13
procedimiento es fundamental porque mediante los modelos de corto plazo se
recogen las tendencias de las series, dando mayor énfasis a la historia
reciente, mientras que por la vía de los modelos econométricos es posible
actuar sobre la tendencia, incluyendo variables macroeconómicas, que
permiten simular procesos de recesión o de recuperación económica, así como
los efectos de políticas comerciales y tarifarias, planes de pérdidas y efectos de
sustitución de la energía eléctrica por gas natural. [6]
Finalmente se puede decir que la metodología mostrada anteriormente es una
poderosa herramienta que combina varios mecanismos de proyección de
demanda a escala global y también por subestaciones. El uso de estas
herramientas en conjunto permite tener una visión más clara de la situación y
permite obtener resultados mejorados que se acercan más a la realidad
esperada.
Los resultados de estos estudios frente al crecimiento de demandan exigen una
planificación del sistema, la cual permita establecer que cambios y mejoras son
necesarias en la red para lograr garantizar el abastecimiento de energía con la
demanda proyectada para años futuros. A continuación se muestra las
metodologías de planificación del sistema eléctrico nacional y del sistema de
potencia a implementar la repotenciación de líneas
2.2 Metodologías de planificación de sistemas eléctricos de
potencia:
El proceso de Planificación consiste en simular ante los futuros requerimientos
de demanda, calidad de servicio, seguridad y confiabilidad, el comportamiento
que presentarán los elementos que componen la red, tendientes a detectar el
peligro, identificar las alternativas de solución y seleccionar aquellas que
resulten técnica, ambiental, financiera y económicamente factibles.
2.2.1 Plan de expansión nacional
Con el objetivo de alcanzar un adecuado abastecimiento de la demanda de
energía eléctrica en Colombia, la UPME realiza una revisión anual del plan de
expansión de los recursos de generación y de las redes de transmisión de
electricidad. Los análisis de planeamiento realizados tienen un horizonte de

14
largo plazo y se fundamentan en información de la infraestructura eléctrica
actual, los proyectos futuros y las proyecciones de demanda de energía
eléctrica.
2.2.1.1 Diagnóstico global y por áreas
Partiendo de las proyecciones de demanda para cada una de las áreas y del
reporte de los agentes para la hora punta del día de máxima demanda
nacional, se realiza el diagnóstico esperado para la condición de demanda
máxima del año actual, bajo condiciones normales de operación. Lo que
permite identificar requerimientos básicos en cada una de las áreas,
especialmente asociados a agotamiento de las capacidades de transformación
en puntos de conexión al STN.
Igualmente se realiza un análisis complementario con el fin de detectar las
áreas que con el tiempo muestran prioridades de expansión. La utilidad de este
análisis es orientar y dar indicios al planeador sobre las áreas del STN que
deben ser analizadas en mayor detalle, tal como se realiza en el análisis de
corto y mediano plazo, evaluando confiabilidad y estabilidad. [3]
2.2.1.2 Análisis de corto y mediano plazo
Para este análisis se utiliza el escenario alto de crecimiento de la demanda
hasta el año intermedio del intervalo horizonte y el escenario medio de
crecimiento a partir del siguiente año.
La topología utilizada es la existente en el año actual en condiciones de
disponibilidad y normalidad en la operación. De igual manera se tienen en
cuenta los resultados obtenidos en el diagnóstico por áreas.
Para cada área se consideraron las obras de expansión reportadas por los
ORs; sin embargo, Como resultado del análisis se recomiendan las obras de
expansión requeridas para que el sistema pueda suplir la demanda.[3]

15
2.2.2 Metodología de planificación implementada en el caso de estudio
Con dicha metodología se pretende establecer la forma como se debe abordar
la expansión del Sistema Eléctrico, de manera que permita satisfacer la
creciente demanda por energía y potencia, considerando la optimización del
uso de las instalaciones y teniendo en cuenta los diversos factores
condicionantes que inciden a la hora de definir la solución a un determinado
problema. Al hablar de la expansión de la red de la cual es propietaria una
empresa, no sólo se debe buscar criterios técnicos, si no la rentabilidad
económica de la misma.
Entre los factores que tienen mayor relevancia en la definición de las nuevas
necesidades de inversión se pueden señalar los siguientes:
 El Mercado
 La Regulación
 El Sistema Eléctrico existente
 Las exigencias y restricciones ambientales
 Los costos locales
Las obras más relevantes son aquellas destinadas a:
 Mejorar la operación
 Disminuir las pérdidas técnicas
 Ahorrar costos de operación y mantenimiento
Inicialmente se debe realizar la simulación del comportamiento de la red llevando
a cabo estudios de Flujos de Potencia, de Cortocircuito y Análisis de
Contingencia, para conocer anticipadamente los niveles de carga a que estarán
sometidos los elementos y equipos, los niveles de armónicos, los niveles de
cortocircuito, los perfiles de voltaje en las barras del sistema, límites de
intercambio con otras áreas, estabilidad transitoria y la respuesta del sistema
ante contingencias.[5]

16
El estudio de planificación conduce a un Plan de Obras para la red eléctrica en
AT, en este aún cuando se presentan las obras para el quinquenio respectivo,
su definición se hace sobre la base de un análisis de la red a más largo plazo,
típicamente 10 o 15 años (según sea la necesidad) que desemboca en un Plan
Estratégico flexible que tiene la particularidad de identificar los predios y
corredores por donde será necesario colocar las subestaciones y líneas de
transmisión, dando inicio a la tarea de conseguir los permisos, las
servidumbres respectivas y los estudios de impacto ambiental, aspectos en los
cuales es relevante la localización y adquisición de servidumbres,
especialmente en aquellas ciudades con alta densidad de población y
crecimiento donde su costo es bastante elevado. También es necesario para
evaluar con suficiente tiempo que tantos limitantes se tienen con la ubicación
de nuevos corredores u obtención de permisos para finalmente estudiar si es
posible desarrollar estos proyectos. De ahí la gran importancia de la
repotenciación de elementos del sistema que permita solucionar problemas de
expansión de la red con más eficiencia y mínimos costos. [5]
El estudio de planificación debe indicar la necesidad de la repotenciación de
líneas estableciendo una secuencia de intervención según su criticidad.
De igual forma la construcción o repotenciación de líneas existentes requiere
del conocimiento de criterios de diseño y construcción que permitan
dimensionar el alcance y los costos para su realización. Por lo cual se describe
a continuación los aspectos generales de diseño de líneas aéreas de
transmisión.
2.3 Diseño de líneas de transmisión:
El diseño y construcción de una línea de transmisión debe involucrar una serie
de consideraciones eléctricas, mecánicas, civiles y económicas cuyo
cumplimiento es fundamental para garantizar que la estructura opera de
manera adecuada y garantice una buena calidad del servicio y una operación
económica.

17
Una línea de transmisión de energía es una obra de ingeniería, que tiene
mucho que ver con la ingeniería eléctrica y la ingeniería civil. Cuando se decide
ejecutar esta obra entre dos puntos distantes, lo primero que se debe examinar,
es la traza, o sea, el recorrido. Esto implica un cuidadoso estudio topográfico
para encontrar la mejor solución para el trazado y ubicación de las estructuras
de apoyo, junto con el estudio de suelos, para poder dimensionar las
fundaciones. Con los elementos se optimiza el problema y se determina el vano
económico que se ha de usar, que hace mínimo el costo. [33]
Por lo que el proyecto de una línea implica la adecuada selección eléctrica
(capacidad amperimétrica) y mecánica (catenaria y tensión mecánica) del cable
conductor.
2.3.1 Estudios y parámetros eléctricos:
A continuación se nombran los estudios y parámetros eléctricos que deben
realizase y establecerse en la construcción de líneas de transmisión, dichos
parámetros se estudiarán en el capitulo 4:
 Niveles de voltaje de operación
 Potencia a transmitir
 Pérdidas joule.
 Parámetros eléctricos de la línea.
 Influencia del cable de guarda.
 Límite térmico de operación del conductor.
 Estudio de regulación.
 Estudio de coordinación de aislamiento (apantallamiento y
sobretensiones).
 Condiciones de estabilidad.
 Cálculo de cortocircuitos simétricos y asimétricos.
 Campo eléctrico.
 Efecto corona.
 Sistema de puesta tierra.

18
2.3.2 Estudios y parámetros mecánicos:
A continuación se muestran los estudios y parámetros que se deben tener en
cuenta en el diseño civil y mecánico de líneas aéreas, dichos parámetros se
estudiarán en el capitulo 4:
 Definición de las flechas (elongaciones) y tensiones mecánicas de los
conductores y del cable de guarda para las diferentes hipótesis de
operación mecánica aplicando la ecuación de cambio de estado.
 Definición de la disposición de los conductores y el cable de guarda..
 Selección y dimensionamiento de las estructuras de apoyo.
 Definición de cargas mecánicas a soportar por las estructuras de apoyo.
(Árboles de carga).
 Plantillado. (Distribución optima de las estructuras de apoyo en el
trazado de la línea)
 Verificación de cumplimiento de distancias de seguridad.
 Selección de los componentes de las líneas. (Herrajes, aisladores,
amortiguadores, etc).
 Estudios de geotécnicos.
 Diseño de cimentaciones
2.3.4 Impactos ambientales de las líneas de transmisión:
Los efectos de las líneas cortas son locales; sin embargo, las más largas
pueden tener efectos regionales. Como se tratan de instalaciones lineales, los
impactos de las líneas de transmisión ocurren, principalmente, dentro o cerca
del derecho de vía. Cuando es mayor el voltaje de la línea, se aumenta la
magnitud e importancia de los impactos, y se necesitan estructuras de soporte
y derechos de vía, cada vez más grandes. [28][30]
Las causas principales de los impactos que se relacionan con la construcción
del sistema incluyen el desbroce de la vegetación de los sitios y los derechos
de vía, la construcción de los caminos de acceso, los cimientos de las torres y

19
las subestaciones, la operación y mantenimiento de la línea de transmisión
incluye el control químico o mecánico de la vegetación dentro del derecho de
vía y la reparación y mantenimiento de la línea. [29]
En el lado positivo, al manejarlos adecuadamente, los derechos de vía de las
líneas de transmisión pueden ser beneficiosos para la fauna. Las áreas
desbrozadas pueden proporcionar sitios de reproducción y alimentación para
las aves y los mamíferos. El efecto de "margen" ha sido bien documentado en
la literatura biológica; se trata del aumento de diversidad que resulta del
contacto entre el derecho de vía y la vegetación existente. Las líneas y las
estructuras pueden albergar los nidos y servir como perchas para muchas
aves, especialmente las de rapiña. [31]
Mediante lo anterior se puede dejar en claro que el funcionamiento de una línea
de transmisión depende de muchos factores, no solo constructivos (aislamiento
de los conductores, tipos de torre) sino también socioeconómicos. También es
de suma importancia estudiar todo el territorio por donde pasará la línea, ya
que si en el transcurso de ésta se encuentra una zona urbana muy concurrida,
se deberá adoptar una línea subterránea por razones de seguridad. Sin
embargo en esto radica la importancia de los estudios de repotenciación de
líneas, ya que la implementación de esta herramienta permite solucionar
problemas como el mencionado anteriormente, teniendo menores costos de
inversión y brindándole una solución óptima al sistema sin grandes impactos
ambientales para la zona de influencia y económicos para la empresa.

20
CAPITULO 3.
TIPOS DE CONDUCTORES Y ALTERNATIVAS DE
REPOTENCIACIÓN DE LÍNEAS AÉREAS DE
ALTA TENSIÓN
La mayoría de las líneas de transmisión utilizan conductores de aluminio con
alma de acero (ACSR). Estos conductores pueden ser operados hasta
temperaturas de 75ºC y durante emergencias hasta 90 ºC. Sin embargo el
crecimiento de la demanda y la desregularización del sector energético como
resultado las redes actuales están siendo forzadas a soportar mayores flujos de
potencia con respecto a lo que fueron diseñadas como resultado a esta
necesidad en la actualidad se están fabricando nuevos tipos de conductores no
convencionales capaces de operar a elevadas temperaturas de 250 ºC
conservando las distancias eléctricas de las líneas actuales y sin perder
confiabilidad mecánica.
Por lo anterior a continuación se comentará las características de los
conductores convencionales y de los nuevos tipos de conductores usados para
líneas de transmisión:
Se puede clasificar los conductores según el tipo de material que compone su
alma y el tipo de aluminio que la recubre, así como la disposición de los
alambres, tal como muestra el recuadro siguiente.[2]

21
Figura 3-1. Clasificación de los conductores de alta capacidad.
3.1 Conductores convencionales:
Los conductores convencionales están construidos de aluminio, aleación de
aluminio y algunos tienen núcleo de acero para disminuir la elongación con la
temperatura y aumentar la carga a la rotura, es decir, soportar más peso por
kilómetro. [7]
Los conductores de aluminio desnudo son usados para transmisión y
distribución de energía eléctrica en líneas aéreas. Los alambres de aluminio
1350-H19 y de aleación de aluminio 6201-T81 son los metales conductores y
algunos tipos de cable tienen un núcleo de acero. Cada uno de estos metales
presenta características diferentes:
 1350-H19= 61.2% conductividad (IACS). Moderada carga de
rotura
 6201-T81= 52.5% Conductividad. Buena carga de rotura

22
Ambos poseen buena resistencia a la corrosión
 Acero= Buena resistencia a la corrosión y buena carga de rotura.
 Recubierto con Zinc = 9% conductividad
 Recubierto con Al =20.33% conductividad
Las diferentes variantes de los cables se representan con (/SIGLA), algunas de
ellas son:
 /AW = recubierto con Aluminio
 /GA = recubierto con Zinc clase A.
 /TP = dos ACSR enrollados juntos para la resistencia a las vibraciones.
 /TW (Trapezoidal Wires) = cable en forma de trapezoide. Más aluminio
en un diámetro equivalente al cable redondo.
 /SD (Self Damped) = Conductor resistente al movimiento. Por medio de
unas ranuras que se dejan entre los conductores, éstos absorben la
vibración.
 Non-Specular = No reflejan, no brillan
Las normas y especificaciones que deben cumplir estos conductores son:
 IEC (International Electrotechnical Commission)
 ASTM (American Society for Testing and Materials)
 NTC (Norma Técnica Colombiana)
A continuación se especifican las características de los dos tipos de conductor
convencional de interés para el estudio de repotenciación de líneas.
3.1.1 Conductor ACSR:
Los cables ACSR están formados por alambres de aluminio de alta pureza y
temple duro. Estos están colocados en capas concéntricas sobre un núcleo de
alambre o cable de acero galvanizado. Dada su constitución bi-metálica, son
altamente susceptibles a la corrosión galvánica.[9]

23
Propiedades
 75°C (Temperatura usual de diseño en líneas aéreas).
 Núcleo de acero galvanizado.
 Alambres de aluminio.
Ventajas
 Por su refuerzo de acero se obtienen claros interpostales mayores que
para cables de cobre o aluminio.
 Fácil de instalar.
 Gran resistencia a la tensión mecánica.
 Puede instalase en medio medioambientales agresivos.
Desventajas
 No soporta temperaturas superiores al 90 ºC
 La elongación del conductor se presenta a menores temperaturas
Experiencias Mundiales
Este tipo de conductor es el implementado actualmente en las líneas de alta
tensión de todas las empresas trasmisoras, subtrasmisoras y distribuidoras del
mundo.
En Colombia del 70% al 80% de las líneas de transmisión y subtransmisión son
con este tipo de cable.
3.1.2 Conductor AAAC:
Estos conductores están construidos íntegramente por fibras de aleación de
aluminio 6201 (magnesio y silicio), con excelentes propiedades mecánicas que
le confieren la capacidad de soportar una mayor tracción. Como su temperatura
máxima de operación es la misma que la de los convencionales, no se puede
hablar estrictamente de conductor de alta capacidad, no obstante, se consigue
una mayor capacidad gracias a que la nueva aleación de aluminio permite
prescindir del núcleo de acero. Esta modificación implica que toda la sección

24
transporte energía y que se reduzca el peso total del conductor debido a que
aluminio es más ligero que el acero. [10]
La aleación de aluminio utilizada ofrece una mayor dureza superficial, lo que
minimiza los daños provocados en el montaje, así como una elevada
resistencia a la corrosión, mejorando la de los conductores ACSR.
Adicionalmente, ofrece una gran resistencia a condiciones ambientales severas
ya sean de gran salinidad, contaminación química o industrial.
Al estar constituido por un solo material, en este tipo de conductores el acople
de empalmes y conexiones es sencillo.
Propiedades
 Temperatura máxima de funcionamiento continuo: 90ºC.
 Carece de punto de transición.
 Debido a la presencia de los materiales aleados (magnesio y silicio), la
conductividad es algo menor que la del aluminio, a cambio se mejoran
las propiedades mecánicas.
 Al eliminar el núcleo de acero, toda la sección del cable puede
transportar corriente.
 Al cambiar aluminio por acero, el peso, y por tanto los esfuerzos
transmitidos a las torres, son menores.
Ventajas
 Tienen una alta relación conductividad eléctrica/peso.
 Gracias a su reducido peso, permite aumentar la sección y, con ello,
minimizar las pérdidas.
 Dilatada experiencia en el correcto comportamiento de estos cables.
Desventajas
 El incremento de capacidad conseguido es pequeño porque su máxima
temperatura de funcionamiento es similar a la de los conductores
convencionales (90ºC).

25
 El efecto fluencia del aluminio repercute en una flecha mayor.
 Gran experiencia en España en zona de Andalucía.
 Experiencia contrastada a nivel mundial.
En Colombia cerca de un 8% de las redes de transmisión y subtransmisión son
con este tipo de cable
3.2 Conductores con alta capacidad de temperatura:
Estos conductores son denominados HTLS (High Temperature Low Sag)
operan a altas temperaturas con bajas elongaciones y no sólo tienen más de
capacidad de corriente que los conductores convencionales, sino que tienen la
ventaja de que pueden operar a temperaturas mucho mas altas sin que se
presente un mayor cambio en la elongación y no aumente la flecha.
[8][11][12][13][14][15][16][20]. Mientras que los conductores convencionales
tienen una temperatura máxima de operación de 90ºC, los conductores HTLS
tienen una de 200ºC a 250ºC.
3.2.1 Conductores G(Z)TACSR
Estos conductores están formados por capas de alambres de aleación de
aluminio de alta resistencia térmica (pueden tener zirconio añadido) que rodea
a un alma de acero galvanizado de alta resistencia mecánica. Los alambres de
la capa interna más próxima al alma son de sección trapezoidal, lo que da lugar
a un hueco (GAP) entre el alma de acero y las capas de aluminio, que permite
el deslizamiento entre ambas partes. Para facilitar dicho desplazamiento, el
espacio intermedio se rellena con una grasa muy estable y resistente a altas
temperaturas. [11][17]
Esta forma constructiva, permite reducir a límites extremadamente bajos la
fricción entre el alma y los alambres de aluminio, de manera que los
conductores tipo GAP, se pueden tender tensando únicamente el núcleo de

26
acero, dejando sin tensión las capas de aluminio. Esto implica un proceso de
instalación algo distinto al convencional pero a cambio, se consigue que la
elongación del conductor dependa casi exclusivamente del coeficiente de
dilatación del alma de acero. El resultado es un conductor con un punto de
transición (punto a partir del cual la tensión a la que es sometido el cable pasa
a estar soportada por el alma de acero), a temperatura de tendido. [1][2]
Propiedades
 Temperatura de funcionamiento continuo, 150ºC (210ºC si el aluminio
esta aleado con zirconio)
 Punto de transición a temperatura de tendido.
 Para secciones iguales, tienen densidades prácticamente iguales a las
de los conductores convencionales.
 En casos de repotenciación con tipo GAP sin posibilidad de refuerzo de
torres, la sustitución de un conductor convencional debe realizarse por
uno tipo GAP de igual sección, por lo que las pérdidas no se reducirían.
 A diferencia de lo que ocurre con el resto de conductores de alta
capacidad, en los que se incrementa la capacidad de la línea a costa de
aumentar la sección de aluminio, la mejora con este tipo de conductores,
se basa en que su tensión de tendido es mayor y, por tanto, se reduce el
valor de flecha, permitiendo incrementar la intensidad transportada.
Ventajas
 Los conductores que tienen aleación de zirconio pueden soportar
temperaturas del orden de los 210ºC, aumentando aún más la
capacidad de un GAP ordinario.
 Se reduce la flecha gracias al mayor tensado del cable y a su
configuración.
 Debido al incremento de la temperatura máxima de funcionamiento y de
la tensión de tendido, permite transportar una mayor intensidad que los
conductores convencionales.
 Los materiales son los mismos que los de los conductores
convencionales.

27
Desventajas
 Tienen un método de tendido muy complicado. Podemos estimar de los
precedentes de instalación es un 30% de aumento en el tiempo de
tendido.
 Debido a su particularidad en el tendido la distancia máxima de tramos
entre amarres es de 1.700 m.
 Dificultad de introducir empalmes en los vanos.
 Gran uso en Japón, Arabia Saudita, Malasia y por National Grid en
Reino Unido.
 Pruebas piloto en España en St. Celoni – Tordera y Tordera-Lloret
110KV
 En todo el mundo hay unos 5.000 Km. instalados.
Se agregan dos clasificaciones que se distinguen por la configuración de los
hilos del conductor [1]:
Sigla Conductor Núcleo Exterior
GTACSR
Acero Galvanizado /Acero
Cubierto en Aluminio Aleación de Aluminio Termo-Resistente
GZTACSR Acero Extra Resistente
Aleación de Aluminio Termo-Resistente de
Alta Resistencia a la Tensión
Tabla 3-1. Clasificación de los conductores con núcleo de acero reforzado tipo GAP
Figura 3-2 Configuración de conductor con núcleo de acero tipo GAP

28
3.2.1 Conductores ACSS
Estos conductores están hechos de cables de aluminio recocido, con un núcleo
de acero formado por varios alambres. Con el tratamiento de recocido, se
mejora la capacidad del aluminio para trabajar a altas temperaturas, por lo que
se puede elevar la temperatura máxima de funcionamiento normal de la línea.
Del mismo modo, se reduce su límite elástico y se mejora su ductilidad y
conductividad. [13][22]
La reducción del límite elástico implica que la tensión máxima que pueda
soportar el aluminio sea menor. Esto obliga a que prácticamente todo el
esfuerzo, sea soportado por el acero, lo que unido al aumento de la capacidad
de elongación del aluminio, hace que a diferencia de lo que ocurre con los
conductores ACSR, las condiciones de trabajo estén limitadas por el núcleo,
(las propiedades mecánicas del acero son mejores), y no por el aluminio.
Este cambio de condiciones de trabajo y de las propiedades del aluminio, dota
al conductor de una mayor capacidad de amortiguamiento de la fatiga
provocada por el efecto del viento, y le confiere una mejor respuesta ante el
efecto CREEP (fluencia), originado por la carga mecánica.
Para mejorar el comportamiento del acero a altas temperaturas se recubre
tanto con aleaciones de aluminio como galvanizándolo, con ello se logra que la
temperatura máxima de trabajo sea de 260ºC en el primer caso y de 245ºC en
el segundo. El diseño de los alambres de aluminio de los conductores
seleccionados es trapezoidal. [1][2]
Propiedades
 La temperatura de funcionamiento ronda los 200ºC. Si el núcleo está
recubierto de aluminio será 260ºC, si se galvaniza podrá ser de 245ºC.
 La temperatura máxima de trabajo está fijada por el límite del acero o, si
existen, por el de los recubrimientos del mismo.
 La elongación que pueden tener los alambres de aluminio puede llegar
hasta el 20-30% sin fallar, cuando en los ACSR se sitúa entre el 1,2 y el
2%.
 El método de tendido es el mismo que para los conductores ACSR.

29
 La conductividad es ligeramente mayor.
 Como el aluminio no soporta tensión, se mejora la respuesta del
conductor ante fatiga y efecto CREEP (fluencia).
Ventajas
 La temperatura máxima de trabajo y, por tanto, la intensidad
transportada, se aumenta considerablemente respecto a los conductores
convencionales.
 Al estar formado por acero, que es el mismo material que el del núcleo
de los conductores convencionales, el comportamiento del núcleo de los
ACSS es conocido.
 Dado que la tensión en los cables de aluminio es relativamente baja,
pueden desplazarse unos sobre otros y de esta manera se reduce la
fricción entre las capas de aluminio cuando éste es flexionado. Esto
hace que sea menos susceptible a las vibraciones eólicas y que posea
un excelente comportamiento auto-amortiguante.
 La posibilidad de que el conductor falle por fatiga es mínima.
 El método y materiales de tendido son los mismos que para un
conductor convencional.
Desventajas
 Debido al tratamiento de recocido, el aluminio utilizado es muy blando,
por lo tanto deben extremarse las precauciones para no dañar la
superficie en el tendido.
 Tiene mayor riesgo de que se produzca el efecto bird-caging o efecto
jaula, apertura de los conductores de las capas externa ocasionada por
su baja tensión de tendido.
 Su tensión de rotura es apreciablemente menor en comparación con los
conductores ACSR de sección similar, por ser el núcleo el que soporta
toda la tracción. Esto provoca una considerable reducción de la tensión
de rotura.

30
 Gran uso en Estados Unidos y recientemente instalado por RTE en
Francia.
 Longitud aproximada de las líneas instaladas a nivel mundial: 804.500
Km.
3.2.2 Conductores (Z)TACIR
La diferencia principal entre estos conductores y los convencionales es que
presentan un núcleo constituido de alambres de aleación de Invar (acero con
un 36- 38% de Níquel, componente que le aporta un coeficiente de dilatación
muy bajo) y que la parte conductora es de aleación de aluminio de alta
resistencia térmica denominada TAL. Esto permite que el conductor pueda
operar a 150ºC de forma continua. Si la aleación de aluminio se refuerza con
zirconio, la temperatura de operación se incrementa hasta 210ºC.
Conforme aumenta la temperatura de funcionamiento, el aluminio sufre una
elongación que hace que los esfuerzos pasen a ser soportados por el núcleo,
de forma que, gracias al bajo coeficiente de dilatación de la aleación que lo
forma, minimiza los valores de flecha. [2][7]
Propiedades
 No presenta mayores problemas de instalación que los convencionales.
 Puede operar continuamente a una temperatura de hasta 210ºC.
 Tiene menor resistencia y modulo elástico que los convencionales.
 Temperatura de emergencia de aproximadamente 240ºC.
 Temperatura de transición entre los 80 y 100ºC. Una vez alcanzado el
punto de transición, su comportamiento mecánico es excelente con
variaciones muy pequeñas de flecha frente a la temperatura debido al
reducido coeficiente de dilatación lineal del Invar que es alrededor del
50% del que tienen los materiales de los conductores ACSR.
Ventajas
 Permite aumentar la temperatura de funcionamiento de la línea hasta
unos 210 ºC.
 El coeficiente de expansión del Invar es de 2,8 1/ K hasta 100ºC y de 3,6
1/ K por encima (casi 4 veces más pequeño que el del acero), lo que

31
permite que una vez alcanzada la temperatura de transición la flecha se
mantenga casi constante.
 Instalación similar al convencional.
Desventajas
 El Invar es más débil que el acero convencional, por lo tanto para
aplicaciones donde la carga soportada sea mayor se debe aumentar la
sección de invar. Esto hace que el peso del conductor sea mayor y por
tanto, también lo sea la flecha resultante.
 Dicha debilidad mecánica del Invar, provoca también que la proporción
de núcleo, en relación a la sección total del conductor, tenga que ser
mayor que en el caso de utilizar acero. Por tanto, para secciones iguales
que los que cuentan con núcleo de acero, se reduce la capacidad de
transporte de corriente de la línea y se incrementan las pérdidas.
 Su uso está limitado a zonas con condiciones favorables (como Japón),
impidiendo su utilización en donde las cargas por hielo, viento, etc.
puedan ser importantes (como Estados Unidos o Europa)
 Punto de transición elevado en comparación con los conductores tipo
GAP.
 Experiencia en Japón.
 2200 Km. aproximados instalados a nivel mundial
Según las características de las aleaciones, se distinguen los siguientes
grupos:
Sigla Conductor Núcleo Exterior
TACSR
Acero Galvanizado /Acero
Cubierto en Aluminio Aleación de Aluminio Termo-Resistente
Hi-TACSR ó ZTACSR Acero Extra Resistente
Aleación de Aluminio Termo-Resistente de
Alta Resistencia a la Tensión
STACIR Ó ZTACIR Aleación de Acero INVAR
Aleación de Aluminio Super Termo-
Resistente
Hi-STACIR
Aleación de Acero INVAR.
Cubierto en Aluminio
Aleación de Aluminio Super Termo-
Resistente
Tabla 3-2. Clasificación de los conductores con núcleo de acero reforzado

32
Figura 3-3 Configuración conductor de alta temperatura con núcleo de acero
3.2.3 Conductores ACCR
Estos conductores consisten en alambres de aleación de aluminio y zirconio
resistente a altas temperaturas, que recubren las fibras de oxido de aluminio,
que forman el núcleo. La aleación es parecida a la 1350 utilizada en los ACSS
pero en este caso, el zirconio se añade a altas temperaturas sin llegar a
recocer el aluminio, de modo que al enfriarse, la aleación mantiene su
resistencia mecánica (158-172 MPa) y aumenta su capacidad para trabajar a
altas temperaturas. Los alambres del núcleo contienen fibras cerámicas de
óxido de aluminio embebidas en aluminio puro. Al estar constituido
íntegramente por la aleación de aluminio, permite que su peso sea reducido y
simultáneamente, pueda soportar altos esfuerzos de tracción.
No hay problemas de electrólisis ni de corrosión entre los materiales por estar
constituidos ambos por aluminio. [1][2]
Propiedades
 Las fibras del material compuesto del núcleo tienen una resistencia
equivalente a la del acero.
 Su coeficiente de dilatación térmica es menor que el del acero y su
conductividad es mayor.
 Dependiendo de la aplicación, puede incrementar la intensidad
transportada hasta un 300% ya que el conductor puede trabajar
continuamente a 210ºC y en caso de emergencia puede soportar hasta
240ºC.

33
 Excepcionalmente puede trabajar a 300ºC. En dichas condiciones su
vida útil sería de 1.600h.
 Este nuevo conductor proporciona unas propiedades eléctricas,
estructurales y mecánicas mejores que las del conductor convencional.
El alma es 8 veces más fuerte que el aluminio, 3 veces más rígida y
pesa la mitad que una de acero.
 El método de instalación es parecido al del conductor convencional, pero
se han de tomar precauciones para no doblar el conductor y no romper
las fibras del alma.
Ventajas
 Debido a la baja densidad del compuesto, su peso es menor que el de
los conductores convencionales.
 El coeficiente de dilatación del núcleo es mucho menor que el del acero,
por lo tanto la flecha se reduce.
 Mejor comportamiento ante el efecto CREEP (fluencia).
 Se reducen los esfuerzos trasmitidos a las torres respecto a un
conductor convencional de igual sección, lo que permite aumentar
sección sin reforzar torres.
 El método de instalación es similar al convencional, solo que deberá
tenerse cuidado de no doblar y romper las fibras del alma. Estimación de
tiempo de instalación 10% superior el convencional.
 Buen comportamiento ante la corrosión.
Desventajas
 Tienen un costo elevado respecto a las demás tecnologías.
 Materiales diferentes a los convencionales por lo que se desconoce su
comportamiento a largo plazo.
 15 proyectos pilotos en USA.
 Hace dos años se desarrollo un proyecto en China y actualmente esta
en construcción un proyecto en Brasil y uno más en China.

34
 160 Km. instalados en todo el mundo.
Las fibras son continuas, orientadas en la dirección del conductor, y
completamente contenidas dentro del aluminio de gran pureza.
Figura 3-4 Vista en detalle del conductor compuesto
Los filamentos externos se componen de una aleación resistente a la
temperatura de aluminio-zirconio que permite la operación en altas
temperaturas (210°C continuo, 240°C emergencia).
La aleación del Al-Zr es una aleación de aluminio dura con las características y
la dureza similares a las del aluminio estándar 1350-H191 pero de una
microestructura diseñada para mantener la resistencia después de funcionar en
las altas temperaturas, es decir, resiste el recocido.
Figura 3-5 Corte transversal del conductor compuesto
3.2.4 Conductores ACCC
Consiste en un núcleo de material compuesto formado por carbono de alta
resistencia y fibra de vidrio, alrededor del cual se trenzan 2, 3 ó 4 capas

35
formadas por alambres de aluminio recocido 1350 de sección trapezoidal. La
resistencia mecánica del compuesto duplica la del acero, por lo que la
proporción sección del núcleo-sección total del conductor puede ser rebajada.
Por otro lado, su reducido coeficiente de dilatación térmica permite valores de
flecha muy bajos que se mantienen prácticamente constantes ante incrementos
de temperatura.
Al trabajar con aluminio recocido y núcleo no metálico, se eliminan los
problemas de oxidación, corrosión o electrólisis y las pérdidas por histéresis
que se dan en los núcleos de acero. También se minimizan los problemas por
efecto CREEP (fluencia).
El comportamiento del núcleo permite prescindir de los sistemas de
amortiguamiento u otros sistemas para reducir la vibración del conductor. El
principal inconveniente es que al ser un material nuevo, su comportamiento,
especialmente a largo plazo, no puede ser predicho con fiabilidad.
El sistema de tendido es similar al convencional pudiéndose emplear las
herramientas y la utilería habitual, aunque el tiempo estimado de instalación es
un 10% mayor. Las propiedades mecánicas del conductor, permitirían, en el
caso de líneas de nuevo diseño, vanos superiores, con la consecuente
reducción de apoyos. [1][2]
Propiedades
 Núcleo con bajo coeficiente de dilatación térmica y resistente a altas
temperaturas. Puede operar a temperaturas de 180ºC y de hasta 200ºC
en caso de emergencia.
 Al cambiar acero por un compuesto no metálico, se reduce el peso.
 Permite aumentar la sección de aluminio, sin hacer mayor el diámetro
del conductor.
 Menores valores de flecha.
 Se eliminan problemas de oxidación, corrosión, electrólisis y pérdidas
por histéresis que con los otros conductores podían aparecer en el
núcleo.

36
 Su comportamiento hace innecesario el uso de sistemas de
amortiguamiento.
 El tendido es similar al del ACSR.
 En el caso de usarlo en nuevas líneas, reduciría el número de apoyos.
Ventajas
 Se reduce notablemente el peso del conductor.
 Gran capacidad para trabajar a altas temperaturas.
 Para la misma sección que un conductor ACSR, se dobla la capacidad
de la línea, ya que permite añadir un 28% más de aluminio.
 La densidad del aluminio recocido es 63% IACS1, la mayor de los
materiales utilizados en los conductores de alta temperatura.
 La flecha es inferior a la que presentan los conductores convencionales.
 Los esfuerzos horizontales que traslada a las torres están muy por
debajo de los que trasladan los demás conductores, lo que permitiría
aumentos de sección del conductor sin reforzar apoyos, con la
consecuente reducción de pérdidas.
 El método de instalación es parecido al convencional, solo que deberá
tenerse cuidado de no doblar y romper las fibras del alma. Estimación de
tiempo de instalación, 10% superior el convencional.
 En el caso de líneas nuevas permitiría la disminución del número de
apoyos.
Desventajas
 El núcleo tiene solo una fibra, lo cual, en caso de fallo, provocaría la
rotura del conductor.
 Tienen un costo elevado respecto a las demás tecnologías, sin embargo
es menos costosa que el cable ACCR.
 Materiales diferentes a los convencionales, por lo que se desconoce su
comportamiento a largo plazo y en explotación. Comportamiento de
difícil predicción a flexión, torsión y fatiga.

37
 17 proyectos pilotos en USA y China.
 Kilómetros aproximados instalados a nivel mundial: 1.500 Km.
De las anteriores características se puede concluir que el conductor de alta
capacidad térmica está constituido por un núcleo especial de alta resistencia
mecánica y térmica, y una cubierta de conductores construidos sobre la base
de una aleación de aluminio altamente resistente a la temperatura.
De los diferentes tipos de tecnología HTLS de conductores que fueron
explicados anteriormente ninguno ha sido implementado en Colombia.
3.3 Comparación de los conductores:
A continuación se muestra un cuadro comparativo entre las distintas
tecnologías de conductores de Alta Temperatura. [2][8]
CONFIGURACIÓN CARACTERÍSTICA
Núcleo de Acero
Reforzado
• Aumento de capacidad de transmisión de aprox. 100%
• Propiedades de flecha y tensión, similares al conductor tradicional
de aluminio
• No se requiere modificar ni reforzar las estructuras existentes.
• Fácil montaje, con equipos y método similar que el conductor
tradicional de aluminio.
• Costos y tiempos de diseño reducidos.
• Gran experiencia de aplicación.
Núcleo de acero
reforzado tipo GAP
• Aumento de capacidad de transmisión de aprox. 50-100%
• Propiedades de flecha y tensión, similares al conductor tradicional
de aluminio
• Requiere el uso de equipos y métodos especiales de montaje.
• Requiere un tiempo considerable para el proceso de templado.
• Limitada confiabilidad debido al deterioro de la grasa interna a causa
de filtraciones de agua.
• Trabajos de mantenimiento y reparación dificultosos.
• Nivel de costos medio.
Núcleo conductor
compuesto
• Aumento de capacidad de transmisión de aprox. 100%
• Bajo peso y buenas propiedades de flecha y tensión.
• El núcleo compuesto es quebradizo y requiere un mayor radio de

38
curvatura, además de accesorios especiales y una cuidadosa
instalación.
• Costo de material elevado.
• Poca experiencia de uso.
Tabla 3-3. Comparación de las diferentes tecnologías de conductores
Ahora teniendo un conocimiento de las posibles tecnologías de conductores a
implementar para la repotenciación de líneas es importante conocer las
diferentes técnicas y opciones para obtener una mayor capacidad en las líneas
de alta tensión existentes, comparar sus ventajas y desventajas, al igual que un
conocimiento más profundo acerca de lo que es la repotenciación de líneas.
3.4 Repotenciación de líneas aéreas de alta tensión:
La repotenciación de líneas es la ampliación de capacidad de transporte de
potencia de las líneas ya existentes en un sistema, como se había nombrado
en capítulos anteriores esta es una de las herramientas a implementar en el
planeamiento de sistemas de potencia cuando se tienen inconvenientes para
encontrar corredores de líneas nuevas que cumplan con las distancias de
seguridad. Es por esto que en esta sección se comienza evidenciando ciertas
consideraciones a tener presente cuando se piensa en repotenciar las líneas
de un sistema de transmisión. Después se pretende mostrar las diferentes
alternativas que existen en la actualidad para repotenciar líneas de alta tensión
y cuales de estas opciones pueden resultar más ventajosas que otras
dependiendo de la red en que se pretenda implementar, que tanto se debe
ampliar la capacidad de las líneas, qué costos están dispuestos a cubrir las
empresas dueñas de la red y del contexto en general en que se pretende
desarrollar el proyecto.[1][2][7]

39
3.4.1 Consideraciones a tener en cuenta para la repotenciación de líneas
aéreas de alta tensión:
Los materiales con los que se construyen los conductores se afectan por la
temperatura, que a la vez esta relacionada con la corriente eléctrica que
transporta, este efecto de la temperatura hace que los conductores se elongen
por lo cual hay que controlar este parámetros. Los conductores convencionales
son diseñados para transportar corrientes a temperaturas no mayores de 90ºC,
para evitar pérdidas en sus características mecánicas y elevadas elongaciones
para evitar que se violen las distancias de seguridad y la catenaria.
La construcción de nuevos corredores involucra enfrentarse a las restricciones
y dificultades en la consecución de los derechos de paso de las líneas
(servidumbres).
y de igual forma las distancias mínimas de seguridad y anchos mínimos de
servidumbre se deben conservar para evitar accidentes. En Colombia honestas
distancias están establecidas dentro del RETIE [39]. Ver Anexo C
3.4.2 Análisis de líneas y estructuras existentes:
Para hacer el análisis de repotenciación se debe empezar revisando los
parámetros de diseño y métodos de construcción usados para la línea de
transmisión existente con el fin de saber en que estado se encuentra la
estructura y con que características se cuentan para realizar modificaciones en
ellas, o si es necesario construir unas nuevas [7]. La información a recopilar
para realizar éste análisis se describe a continuación:
- Estado físico actual de las estructuras y de las cimentaciones.
- Capacidad remanente de las estructuras y cimentaciones para soportar
mayores cargas
- Elongación actual del conductor.

40
- Capacidad adicional para tener mayores distancias de aislamiento.
- Estado físico actual del conductor.
- Límite de operación térmica del conductor
- Parámetros metereológicos que afectan la operación del conductor.
- Parámetros eléctricos de la red.
3.4.3 Alternativas de repotenciación existentes en la actualidad:
Los métodos que se pueden pensar para transportar mayor potencia con la
misma servidumbre se mencionan a continuación:
 Cambiar el conductor existente por uno de mayor calibre logrando asi
mayor capacidad de trasporte de corriente y por ende de potencia.
 Implementar la configuración de dos o mas conductores por fase
(conductores en haz).
 Elevar el nivel de voltaje de operación de la red.
 Permitir una mayor temperatura limite para la operación del conductor o
optimizar los parámetros ambientales que la afectan (capacidad
dinamica).
 Utilización de conductores de gran capacidad de corriente a elevada
temperatura de operación
 Dispositivos de electrónica de potencia. FACTS.
Cada uno de estos métodos de repotenciación tiene implícitas unas
exigencias y restricciones en su implementación además de que su
aplicación resulta óptima dependiendo del nivel de potencia extra que se
desea transportar.
A continuación se describen las ventajas, desventajas que presentan cada
una de estas opciones:

41
3.4.3.1 Cambiar el conductor por uno de mayor capacidad:
Remover los conductores existentes e instalar conductores de mayor
capacidad de corriente es una opción válida si se cuenta con suficiente
resistencia mecánica en las estructuras de apoyo y distancias a tierra para
soportar las cargas verticales y horizontales adicionales y el aumento en la
flecha del conductor. En caso tal de que no haya tal capacidad remanente, que
por lo general ocurre, entonces se deben cambiar las estructuras.
La verificación de la capacidad de las estructuras debe ser minuciosa y abarcar
todas aquellas áreas que estén involucradas a la nueva carga, esto conlleva
tiempo y un costo extra en el proyecto. Además, un conductor de mayor calibre
tiene mayores solicitaciones mecanicas, por tanto, todos los herrajes en la
mayoria de los casos necesitan ser cambiados.
Una ventaja extra de usar un conductor de mayor calibre es su baja resistencia
que se traduce finalmente en menores costos por pérdidas en la evaluación
económica.
3.4.3.2 Conductores en Haz:
Consiste en sustituir el conductor de fase por dos o mas en paralelo (haz). La
separación entre los conductores es de unos centímetros. Los efectos
principales de esta disposición son la disminución del gradiente del campo
eléctrico, disminución de inductancias del orden del 25 al 30%, reducción del
efecto pelicular y aumento en la capacidad de transporte. [25][47]
Comparando con las líneas con conductor único por fase la aplicación de
conductores en haz trae como consecuencia la disminución o eliminación de
efecto corona, perturbaciones radiofónicas o ruido audible, disminución de la
impedancia característica o de onda, aumento de la corriente de vacío en la
línea, aumento de la potencia natural de las líneas y mejora de los procesos de
estabilidad.

42
3.4.3.3 Aumentar el nivel de tensión usando conductores actuales:
Esta es una opción válida en casos que el operador de la red no tenga
restricciones técnicas y regulatorias para elevar el nivel de tensión de la red, sin
embargo se debe tener en cuenta que el cambio de nivel de tensión involucra
el cambio de los equipos de potencia instalados en las subestaciones. [9]
3.4.3.4 Aumentar la temperatura de operación usando los conductores
actuales:
Este método es factible para aumentos de 10%-30% de capacidad y es una
opción económica ya que no hay que hacer ningún cambio relevante en las
líneas. Esto se puede hacer de diferentes formas [19]:
 Retensionar: Si los conductores se someten a tensiones más altas,
probablemente se requerirán pesas de vibración (dampers). También se
ha de considerar el cambio en todos los herrajes.
 Monitoreo: La capacidad térmica de la línea de transmisión depende de
una combinación de parámetros ambientales estimados (viento,
temperatura ambiente, humedad). Existen métodos para monitorear la
línea cuando ésta esta energizada. El monitoreo puede brindar
información sobre la temperatura real a la que se encuentra sometido el
conductor, permitiendo un aumento de carga de aproximadamente 10-
15% del que se planeó inicialmente.
3.4.3.5 Utilización de conductores de gran capacidad de corriente a
elevada temperatura:
Como se mostró en el capitulo estos conductores pueden operar a
temperaturas más altas que los conductores convencionales con un aumento
pequeño en su flecha, permitiendo así que la capacidad de conducción de
corriente aumente sin que el conductor presente deformaciones sustanciales
en sus características mecánicas.

43
Estos conductores, teniendo las mismas características mecánicas que los
conductores tradicionales pueden duplicar la potencia de transmisión, sin
necesidad de cambiar las estructuras. Como desventaja esta las mayores
pérdidas en transporte, el costo actual de este tipo de conductores y en
algunos casos los métodos complejos para su instalación.
3.4.3.6 Dispositivo de electrónica de potencia: FACTS
El potencial de esta tecnología se basa en la posibilidad de controlar la ruta de
flujo de potencia y la habilidad de conectar redes que no estén adecuadamente
interconectadas, dando la posibilidad de comercializar energía entre agentes
distantes que antes no sería posible. No obstante el uso de los FACTS no ha
sido masivo debido a las restricciones de seguridad, disponibilidad y costo de
los componentes.[46]

44
CAPITULO 4.
ANÁLISIS TÉCNICO DE REPOTENCIACIÓN DE
LÍNEAS AÉREAS DE ALTA TENSIÓN
En este capítulo se tratará acerca de los requerimientos técnicos que se deben
evaluar para las diferentes alternativas de repotenciar líneas de alta tensión,
estableciendo el esquema de metodología secuencial de para llegar a la
evaluación técnica de las alternativas de repotenciación.
4.1. Datos iniciales
En la repotenciación de líneas se debe partir de información del conductores,
del tipo de estructuras que lo soportan, de condiciones ambientales, de
ocnfiguración del sistema eléctrico, etc.
4.1.1 Datos del sistema
 Infraestructura actual del sistema: longitud líneas, tipos de estructuras.
 Disposición de conductores.
 Capacidad amperimetrica requerida para conductor.
 Proyecciones de demanda y expansión del sistema en un periodo de
años horizonte.
 Secuencia de líneas a repotenciar en el sistema por años.
4.1.2 Datos y aspectos a conocer de los conductores:
Se deben conocer los siguientes parámetros mecánicos y eléctricos de los
conductores:
 Capacidad [amperios]
 Resistencia DC [ohm/km ó ohm/millas]
 Resistencia AC a una determinada temperatura [ohm/km ó ohm/milla]

45
 Reactancia inductiva [ohm/km ó ohm/milla]
 Reactancia capacitiva[ohm/km ó ohm/milla]
 Area transversal del condustor [mm^2 o in^2]
 Diametro total del conductor
 Diametro del núcleo del conductor
 Diametro de los hilos del núcleo del conductor
 Diametro de los hilos externos del conductor
 Número de hilos nucleo y número de hilos exxternos
 Tensión de rotura
 Peso
 Modulo de elasticidad
 Coeficiente de dilatación
4.1.3 Parámetros metereológicos :
Estaos parámetros se deben establecer ya que afectan la capacidad mecánica
de las estructuras y la de conducción de los conductores.
 Velocidad del viento
Los valores de velocidades de viento que se utilizaron son de viento máximo,
definida como la velocidad del viento integrada en un periodo de 3 segundos,
medida a 10 metros de altura sobre el terreno y en un área abierta y con pocos
obstáculos. Trabajar con valores máximos permite considerar las cargas más
fuertes que soportará la estructura debido al efecto del viento.
Puesto que ésta es una variable aleatoria, para su cálculo se debe tener en
cuenta procedimientos probabilísticos basados en el concepto de periodo de
retorno. En este caso la velocidad que se obtiene para un periodo de retorno
tiene una probabilidad igual al inverso del tiempo en el que ocurren vientos con
velocidades iguales o superiores. Así, se tomó un periodo de retorno de 50
años, lo que indica que existe un 2% de probabilidad que la velocidad del
viento sea mayor o igual a la obtenida en un periodo de un año. [32][33]
Para propósitos de diseño se definen las siguientes velocidades del viento:

46
 Velocidad máxima anual: Valor máximo de la velocidad del viento
(ráfaga de tres segundos).
 Velocidad máxima promedio: Promedio de la serie de registros de
velocidad máxima anual o mensual.
 Velocidad de referencia para diseño: corresponde al valor máximo anual
de la velocidad del viento (ráfaga de tres segundos), que tiene un
período de retorno de 50 años.
 Velocidad de diseño: Velocidad de referencia para diseño corregida
debido a las características topográficas de la zona de influencia del
proyecto.
 Velocidad mínima promedio: El valor de velocidad mínima promedio
anual del viento.
 Temperatura
Para la temperatura se manejan los siguientes términos:
 Temperatura máxima absoluta: es la temperatura máxima medida
durante el día.
 Temperatura máxima promedio: es el promedio de las temperaturas
máximas medidas durante el día.
 Temperatura mínima absoluta: es la temperatura mínima medida
durante el día.
 Temperatura mínima promedio: es el promedio de las temperaturas
mínimas medidas durante el día.
 Temperatura Promedio: es la temperatura promedio medida durante el
día.
 Presión barométrica.
Es el peso que ejerce la atmósfera sobre la superficie terrestre, en este caso su
valor es el correspondiente a las condiciones medidas ambientales y depende
de varios factores, principalmente de la altura sobre el nivel del mar donde a
mayor altura menor será la presión y viceversa, la temperatura y la humedad.

47
 Tipo de terreno
Es importante tener en cuenta que la configuración del terreno ejerce una
influencia considerable en la velocidad y dirección del viento. Por esta razón, se
identifican las características del terreno dentro de las categorías de
exposición, de la siguiente manera: (Norma ANSI A58.1-1982).
Categoría Características
A Centro de grandes ciudades, con por lo menos el 50% de los
edificios con una altura de mayor de 20 metros.
B Áreas suburbanas y bosques.
C Terreno abierto, plano, con obstrucciones dispersas. Es la
categoría de exposición que se debe utilizar cuando las
características del terreno no se ajustan a las descripciones de las
demás categorías.
D Áreas planas sin obstáculos y zonas costeras.
Tabla 4-1 Categorías de terreno (Norma ANSI A58.1)
La definición de categorías dada por la norma IEC es inversa a esta.
Con estas categorías de terreno definidas la velocidad del viento se corrige por
efectos de la rugosidad del terreno. Utilizando un factor de rugosidad del
terreno, dado en la tabla 4-2 para las diferentes categorías de exposición.
Categoría de exposición A B C D
KR 0.67 0.85 1.00 1.08
Tabla 4-2 Coeficiente de Rugosidad KR
Al obtener los parámetros anteriores se puede con estos valores proceder a
realizar los estudios y analisis pertinentes de la red.

48
4.2 Parámetros eléctricos y mecánicos.
4.2.1 Parámetros eléctricos de operación de los conductores:
Con dichos parámetros se hace el estudio técnico económico para la selección
correcta del calibre del conductor, al igual que se determina el valor de la
impedancia que es tan necesario en los análisis de regulación y cortocircuito
del sistema. [25][47]
4.2.1.1 Parámetros eléctricos de los conductores:
 Resistencia a la corriente directa:
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

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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

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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