Informe - Escuela de Ingeniería Eléctrica

Universidad de Costa Rica
Facultad de Ingeniería
Escuela de Ingeniería Eléctrica
Análisis de viabilidad técnica y económica para el
reemplazo del tramo de línea aérea de transmisión
Caja-Belén 230 kV por una sección de línea
subterránea
Por:
Ing. Ismael Araya Harley
Ing. Adriana Argüello Arias
Ing. Sebastián Balmaceda Meza
Ing. Renato Coto Zyzak
Ciudad Universitaria Rodrigo Facio
Setiembre del 2014
ANÁLISIS DE VIABILIDAD TÉCNICA Y
ECONÓMICA PARA EL REEMPLAZO DEL
TRAMO DE LÍNEA AÉREA DE TRANSMISIÓN
CAJA-BELÉN 230 KV POR UNA SECCIÓN DE
LÍNEA SUBTERRÁNEA
Por:
Ing. Ismael Araya Harley
Ing. Adriana Argüello Arias
Ing. Sebastián Balmaceda Meza
Ing. Renato Coto Zyzak
Sometido a la Escuela de Ingeniería Eléctrica
de la Facultad de Ingeniería
de la Universidad de Costa Rica
como requisito parcial para optar por el grado de:
LICENCIADO EN INGENIERÍA ELÉCTRICA
Aprobado por el Tribunal:
_________________________________
Ing. Juan Ramón Rodríguez Solera
Representante del Director
Escuela de Ingeniería Eléctrica
ii
_________________________________
Ing. Tony Delgado Carvajal
Director, Comité Asesor
_________________________________
_________________________________
Ing. Christiam Valerio Mena
Ing. Jorge Sánchez Monge
Miembro, Comité Asesor
Miembro del Tribunal
iii
DEDICATORIA
A
nuestras
familias
sin
cuyo
apoyo
no
estaríamos
logrando
esta
meta.
“A aquellas Tres Cosas que los Antiguos
consideraban imposibles debería sumársele
esta cuarta: hallar un Libro Impreso sin
erratas.”
Alonso de Cartagena (1384-1456)
iv
RECONOCIMIENTOS
A los ingenieros Ulises Odio y Christiam Valerio por su gran e invaluable apoyo durante el
desarrollo de esta tesis. Al director de la misma, el ingeniero Tony Delgado Carvajal por
confiar en nosotros y guiarnos hasta buen puerto.
Muchas gracias.
ii
ÍNDICE GENERAL
ÍNDICE DE FIGURAS ...................................................................................................... IV
ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................................... V
DEFINICIONES ................................................................................................................. VI
NOMENCLATURA ........................................................................................................ VIII
RESUMEN ........................................................................................................................... X
CAPÍTULO 1: INTRODUCCIÓN................................................................................... 1
CAPÍTULO 2: DESARROLLO TEÓRICO ................................................................... 3
2.2 CAMPO ELECTROMAGNÉTICO EN LÍNEAS ELÉCTRICAS ...................................................... 5
2.3 AFECTACIÓN DEL CAMPO ELECTROMAGNÉTICO EN EL SER HUMANO ................................ 6
2.4 REGULACIÓN DE LOS CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS ...................................................... 7
2.5 MITIGACIÓN DE CAMPOS ELECTROMAGNÉTICOS .............................................................. 9
2.6 EVALUACIÓN DEL ESTADO ACTUAL ............................................................................... 13
2.7 DISEÑO DE REDES SUBTERRÁNEAS ................................................................................. 16
2.8 EJECUCIÓN Y MANTENIMIENTO DE UN PROYECTO DE TRANSMISIÓN SUBTERRÁNEO ....... 18
2.9 ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................................................................... 23
CAPÍTULO 3: VIABILIDAD DE LA RED DE TRANSMISIÓN
SUBTERRÁNEA ........................................................................................................ 29
3.1 VIABILIDAD TÉCNICA .................................................................................................... 29
3.2 CÁLCULO DEL CALIBRE DE LOS CABLES ......................................................................... 30
3.3 VIABILIDAD ECONÓMICA ............................................................................................... 36
3.4 PLANOS DEL PROYECTO SUBTERRÁNEO LÍNEA DE TRANSMISIÓN LA CAJA-BELÉN ......... 41
CAPÍTULO 4: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................. 43
4.1 CONCLUSIONES .............................................................................................................. 43
4.2 RECOMENDACIONES....................................................................................................... 44
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................ 45
ANEXOS ............................................................................................................................. 47
iii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Ilustración de campo eléctrico en una línea de transmisión aérea [6]....... 3
Figura 2.5 Evolución topológica de la red. Período 1998-actualidad [12] ............... 14
Figura 2.6 Cables de potencia subterráneo en el tramo Bosques de Doña Rosa [12]
.................................................................................................................................. 15
Figura 2.7 Ductos para cableado subterráneo [15] ................................................... 19
Figura 2.8 Caja de registro para cableados subterráneos [15] .................................. 19
Figura 2.9 Distinto equipos eléctricos que se instalan en un proyecto subterráneo
[15] ........................................................................................................................... 20
Figura 2.10 Ejemplos de premoldeados [15] ............................................................ 21
Figura 2.11 Ejemplo de mantenimientos preventivos [15]....................................... 22
Figura 2.12 Ejemplos de mantenimientos correctivos [15] ...................................... 23
Figura 3.1 Estimación de campos magnéticos para la línea subterránea directamente
enterrada [Obra propia de los autores] ..................................................................... 30
Figura 3.2 Estimación de campos magnéticos para la línea subterránea con banco de
ductos [Obra propia de los autores] .......................................................................... 30
Figura 3.3 Imagen de una terna en ductos subterráneos [15] ................................... 32
Figura 3.4 Plano de la obra civil de la LT subterránea La Caja-Belén [Obra propia
de los autores] ........................................................................................................... 41
Figura 3.5 Plano de la obra eléctrica de la LT subterránea La Caja-Belén [Obra
propia de los autores] ................................................................................................ 42
iv
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Límites de campo magnético y eléctrico en diferentes países [10] ............ 8
Tabla 2.2 Limites de carga por empresa [12] ........................................................... 13
Tabla 2.3 Límites de potencia activa por empresa [12] ............................................ 14
Tabla 3.1 Factor de corrección por temperatura en ductos subterráneos [15] .......... 31
Tabla 3.2 Factor de corrección por agrupamiento en ductos subterráneos [15] ....... 31
Tabla 3.3 Factor de corrección por resistividad térmica del terreno [15]................. 32
Tabla 3.4 Comparación de las características para las 3 opciones de potencia [Obra
propia de los autores] ................................................................................................ 36
Tabla 3.5 Resumen de costos para cada opción propuesta [Obra propia de los
autores] ..................................................................................................................... 37
Tabla 3.6 Supuesto para el análisis de costo-beneficio [Obra propia de los autores]
.................................................................................................................................. 37
Tabla 3.7 Costo-beneficio para la opción A [Obra propia de los autores] ............... 39
Tabla 3.8 Costo-beneficio para la opción B [Obra propia de los autores] ............... 39
Tabla 3.9 Costo-beneficio para la opción C [Obra propia de los autores] ............... 40
v
DEFINICIONES
Alta Tensión: tensión utilizada para el suministro eléctrico, cuyo valor eficaz (rms) es
superior 100 kV.
Campo eléctrico: Espacio alrededor de un cuerpo eléctricamente cargado, en el cual una
carga eléctrica puede experimentar una influencia mecánica
Campo magnético: Espacio próximo a una corriente eléctrica, en el que pueden detectarse
las fuerzas debidas a dicha corriente.
Campo electromagnético: presencia de campos eléctricos y magnéticos al mismo tiempo
y en el mismo lugar.
Fases de un sistema eléctrico:
Frecuencia: Tasa de repetición de la componente fundamental de la onda de corriente
eléctrica medida por unidad de tiempo.
Función de transmisión: Trasiego, transferencia o transporte de energía eléctrica desde los
puntos de producción hasta los de transformación o retiro sin que haya distribución
intermedia.
Línea de transmisión: Disposición de estructuras, conductores, aisladores y accesorios
para transportar electricidad a alta tensión, entre dos nodos de un sistema de potencia
eléctrica.
Mitigación: Reducción de la vulnerabilidad, atenuación de los daños potenciales sobre la
vida.
Norma técnica: Precepto obligatorio conformado por un conjunto de especificaciones,
parámetros e indicadores que definen las condiciones de calidad, confiabilidad,
continuidad, oportunidad y prestación óptima con que deben suministrarse los servicios
eléctricos.
Operación restrictiva: Condición de un elemento o sistema en la cual éste es operado o
utilizado en condiciones limitadas con respecto a su capacidad o funcionalidad, como
consecuencia de limitaciones técnicas ajenas a él.
Subestación: Parte de un sistema eléctrico de potencia, donde convergen las redes de
transporte o de distribución de electricidad, conformada por transformadores de potencia,
interruptores y equipos de control, medición y maniobra y cuya función es la de elevar o
vi
disminuir la tensión de la electricidad o de transferir el transporte o distribución de la
misma entre diferentes elementos del sistema de potencia.
Transmisión: Transporte de energía a través de redes eléctricas de alta tensión.
Servidumbre o derecho de paso: es un derecho de paso a través de una franja de terreno
que permite colocar las estructuras y conductores de una línea de transmisión en terrenos
pertenecientes a otros propietarios, previa negociación y compensación económica.
Sistema o red de transmisión: Es la parte de la red eléctrica conformada por: las líneas de
transmisión, subestaciones elevadoras (media/alta tensión), subestaciones reductoras
(alta/media tensión), subestaciones de maniobra o patios de interruptores y los equipos de
transformación, control, monitoreo y protección asociados, que cumple con la función de
transmisión y está delimitada por los puntos de conexión de los agentes que inyectan o
retiran energía.
Sistema Eléctrico Nacional (SEN): Es el sistema de potencia compuesto por los
siguientes elementos conectados entre sí: las plantas de generación, la red de transmisión,
las redes de distribución y las carga s eléctricas de los usuarios. Conjunto de empresas y
equipamientos en territorio nacional interconectados entre sí y regulados por las normas de
la Autoridad Reguladora.
Valor eficaz o rms: Raíz cuadrada del valor medio de los cuadrados de los valores
instantáneos alcanzados durante un ciclo completo.
vii
NOMENCLATURA
AC: Corriente alterna, por sus siglas en inglés
ADN: Ácido desoxirribonucleico, contiene material genético
CEM: Campo Electromagnético
CM: Campo Magnético
ELF: Extra baja frecuencia por sus siglas en inglés
G: Gauss, medida de campo magnético
Hz: Hertz
ICE: Instituto Costarricense de Electricidad
IF: frecuencias intermedias, por sus siglas en inglés
IR: Índice de Rentabilidad
kV: kilo Volt
LAT: Línea de Alta Tensión
LLC: Life-cost Cycle.
m: metro
MINAE: Ministerio Nacional de Ambiente y Energía
mG: mili Gauss
mT: mili Tesla
MVA: mega Volt Ampere
MW: mega Watt
OMS: Organización Mundial de la Salud
OM&R: Operación, Mantenimiento y Repuestos,
RF: radio frecuencia
SEN: Sistema Eléctrico Nacional
T: Tesla, medida de campo magnético
TIR: Tasa Interna de Retorno
UV: ultra violeta
VAN: Valor Actual Neto
V/m: Volt por metro, medida de campo eléctrico
VF: Valor Futuro
viii
VNP: Valor Presente Neto
VP: Valor Presente
ix
RESUMEN
El presente proyecto nace de la problemática de campos magnéticos en la
línea de transmisión aérea La Caja-Belén de 230 kV, perteneciente al Instituto
Costarricense de Electricidad (ICE), en el tramo en el residencial Bosques de Doña
Rosa, en Cariari de Belén, Heredia. Debido a una resolución de la Sala Constitucional
de la Corte Suprema de Justicia en 1998, se obliga al ICE a cumplir con un promedio
de valores de campos magnético 0,3 µT (3 mG) en condiciones normales. Este límite
obligan al ICE a limitar la capacidad de la línea a 45 MVA por circuito,
aproximadamente un 11% de su capacidad de máxima de diseño (400 MVA por
circuito). Ante esta problemática el presente trabajo evalúa la implementación de una
línea de transmisión subterránea como alternativa única para optimizar el uso de la
línea de transmisión y a la vez cumplir con los valores de campos magnéticos
establecidos por la Sala Constitucional.
La investigación inició con un estudio de efectos de los campos
electromagnéticos generados por las líneas de transmisión en los seres humanos, así
como un análisis de las técnicas o tecnologías existentes correspondientes al diseño
líneas de transmisión subterráneas. Teniendo estas bases teóricas, se identificaron tres
alternativas, la primera opción con una capacidad de 150 MW por circuito, la segunda
con 300 MW por circuito y la tercera con 400 MW (la capacidad máxima de la línea
aérea).
Finalmente, se realizó un estudio de viabilidad técnica y económica. Primero,
se pudo estimar que los campos magnéticos para cada una de las opciones se
encontrarían dentro del de 3mG. Y luego, se estimaron los costos para las tres
opciones incluyendo: inversión inicial, costos de operación y ganancias por energía
no servida desde el año 2014 al 2023, y se calculó su valor actual neto al año 2014.
Para la opción A se obtuvo un VAN de US$ 142.10 millones, para la opción B fue de
US$ 141.13 millones y la opción C US$ 140.7, por lo tanto la opción de mínimo
costo fue la opción A, sin embargo cualquiera de las tres opciones es rentable, y se
caracterizan por una recuperación de la inversión sumamente rápida.
x
Capítulo 1: Introducción
1.1 Objetivos
1.1.1 Objetivo general
Determinar la viabilidad técnico-económica para el uso de cable subterráneo en el paso de
Residencial Bosques de Doña Rosa con el fin de eliminar el problema presentado
actualmente con los campos magnéticos y llegar a operar la línea de transmisión a la
capacidad máxima para la cual fue diseñada.
1.1.2 Objetivos específicos
1. Desarrollar un estudio de las tecnologías, opciones y tendencias actuales respecto a
las líneas de transmisión subterráneas y alternativas para minimizar los campos
electromagnéticos producidos por líneas de transmisión.
2. Gestionar una investigación previa que genere una noción real de los estudios que
existan actualmente acerca los efectos de los campos electromagnéticos generados
por las líneas de transmisión en los seres humanos. Dicha investigación incluirá un
análisis de las normas y criterios de diseño existentes, tanto a nivel nacional, como
a nivel internacional sobre los aspectos relacionados los campos electromagnéticos
producidos por las líneas de transmisión.
3. Elaboración del diseño básico de una solución que permita trasmitir la capacidad
máxima de diseño de la línea de transmisión o una capacidad significativamente
mayor a la que se transmite actualmente, limitada por los 3 mG de campo
magnético. Dicho diseño deberá especificar: conductores, accesorios, medios de
desconexión, equipos de protección, obras civiles necesarias.
4. Estimar los costos de la obra civil y eléctrica para la instalación la solución
propuesta.
5. Realizar una sensibilidad económica entre las pérdidas que ha tenido el ICE por no
a operar la Línea de Transmisión a su capacidad máxima y compararlo con el
costo de la obra civil y eléctrica para la instalación de cable subterráneo.
1
2
6. Determinar mediante simulación por software que el diseño con el cable
subterráneo propuesto generará valores de campo magnético inferiores a los 3 mG.
1.2 Metodología
Dada que la problemática que se desarrolla en esta memoria de seminario corresponde al
análisis de la factibilidad de pasar un tramo de una línea aérea a una subterránea debido a
que ésta no está siendo utilizada en su máxima capacidad dada las limitaciones que le
implica mantener ciertos valores de campo electromagnético que se generan se determinó
hacer un estudio teórico sobre campos electromagnéticos, cómo se producen y las
afectaciones en la vida humana, además de estudiar normativas y regulaciones de otros
países e instituciones a medida de poder concluir si las condiciones expuestas para el caso
en particular son comunes o en su defecto rigurosas.
Asimismo con el fin de aprovechar al máximo la capacidad del tramo en estudio se plantea
cambiar este tramo de aéreo a subterráneo dando lugar al estudio teórico sobre el diseño de
redes subterráneas, el cual deberá garantizar no solo cumplir con los requerimientos
definidos sino también ser económicamente rentables, lo cual haga atractiva la inversión
para el Instituto Costarricense de Electricidad.
Con base a la teoría se procede con el diseño de la red subterránea y la determinación del
presupuesto de la misma y el análisis pertinente ya como se mencionó anteriormente.
Capítulo 2: Desarrollo teórico
2.1 Campo electromagnético
Los campos electromagnéticos (CEM) son una combinación de campos
eléctricos y magnéticos de fuerza invisibles. Se generan mediante fenómenos
naturales y actividades humanas, principalmente con el uso de la electricidad.
Los campos eléctricos son producidos por la presencia de tensión; debido a esto
cualquier aparato eléctrico que esté conectado a una fuente de tensión produce un
campo eléctrico; éste se origina por la presencia de las cargas eléctrica que a su vez
determinan el movimiento de otras cargas situadas a su alcance.
El campo eléctrico se debilita a medida que se alejan de la fuente y es
debilitado fácilmente por objetos conductores como árboles y edificios.
Figura 2.1 Ilustración de campo eléctrico en una línea de transmisión aérea [6]
Los campos magnéticos por su parte se producen debido a cargas eléctricas en
movimiento, es decir se producen por la presencia de corriente eléctrica y determina
el movimiento de las cargas. Al igual que los campos eléctricos los campos
magnéticos se debilitan a medida que se alejan de la fuente; sin embargo éstos no son
fácilmente debilitados por objetos conductores en el camino, es decir no son
bloqueados.
3
4
Figura 2.2 Ilustración de campo magnético en una línea de transmisión aérea [6]
Los campos electromagnéticos se dan de forma natural en nuestro entorno
(campo de la Tierra, rayos X, rayos infrarrojos y ultravioleta que emite el sol) y de
manera artificial, creada por el hombre, como la radiofrecuencia de telefonía móvil,
ondas de radio y televisión, radares, mandos a distancia entre otros.
Con el tiempo, la mayoría de los campos electromagnéticos generados por el
hombre cambian de sentido a una determinada frecuencia que va desde las altas
radiofrecuencias (RF) como las que utilizan los teléfonos móviles, pasando por
las frecuencias intermedias (IF) como las que generan las pantallas de ordenador,
hasta las frecuencias extremadamente bajas (ELF) como las que generan las líneas
eléctricas.
La frecuencia de éstos determina las características físicas y por ende los
efectos biológicos que pueden producir en los organismos expuestos a ellos.
El espectro electromagnético abarca desde las radiaciones no ionizantes (de
bajas frecuencias y longitudes de onda largas) a las radiaciones ionizantes de gran
energía (con frecuencias elevadas y longitudes de onda corta).
Las radiaciones ionizantes son las ondas electromagnéticas más energéticas. En
el espectro, van desde las partes más altas de la radiación ultravioleta hasta la
radiación gamma y al interaccionar con un medio material provocan directa o
indirectamente ionización, alteración e incluso rotura de las moléculas, originando
cambios en sus propiedades químicas.
5
Mientras
las
radiaciones
ionizantes
ocupan
la
parte
del
espectro
electromagnético que va desde las ELF hasta la radiación ultravioleta (UV), la
problemática con este tipo radica en que no se ven y la gran mayoría no se sienten y
se originan de diversas fuentes comunes como las computadoras.
Figura 2.3 Clasificación de las radiaciones según su frecuencia [16]
2.2 Campo electromagnético en líneas eléctricas
Las líneas eléctricas generalmente se utilizan con corriente alterna (AC), al
transportar corriente y estar ante niveles de tensión genera campos electromagnéticos.
La frecuencia de estos campos generados por líneas eléctricas corresponde a ELF, es
decir que las frecuencias son inferiores a los 300 Hz.
La frecuencia de los campos electromagnéticos generador por las líneas es de la
misma magnitud de la frecuencia de la corriente que transportan. Los campos de ELF
tienen componentes eléctricos, el campo eléctrico que corresponde a la fuerza creada
6
por la atracción y repulsión de cargas eléctricas, lo cual corresponde al flujo eléctrico,
el cual es medido en Volt por metro (V/m)
Y el campo magnético creado como consecuencia del movimiento de cargas,
flujo de electricidad, medido usualmente es Tesla (T) o Gauss (G).
Importante mencionar que la frecuencia utilizada mundialmente para los
sistemas de potencia es de 50 Hz o 60 Hz, siendo esta una frecuencia "ultra baja", no
ionizante y la cual no ha sido comprobado que cause efectos perjudiciales en el ser
humano. En el caso de Costa Rica el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) trabaja con
una frecuencia de 60 Hz lo cual lo ubica dentro de la región de las radiaciones no
ionizantes del espectro; adicionalmente esta frecuencia tan baja impide al campo
electromagnético desplazarse, lo que implica que desaparece a corta distancia de la
fuente que lo genera.
2.3 Afectación del campo electromagnético en el ser humano
En lo que respecta a los efectos sobre la vida humana de la exposición a
campos electromagnéticos se encuentran diversas fuentes y puntos de vista; sin
embargo fuentes confiables como la Organización Mundial de la Salud (OMS)
indican que los niveles de exposición a la que se somete el ser humano debido a
líneas de transmisión no es perjudicial para la salud.
Al respecto es importante destacar la nota informativa No. 205 de la OMS que
señala lo siguiente: " (…) en la práctica, la única manera en que los CEM pueden
interactuar con los tejidos vivos es induciendo en ellos campos y corrientes
eléctricas. Sin embargo, a los niveles que son habituales en nuestro medio ambiente,
la magnitud de estas corrientes es inferior a la de las corrientes que produce
espontáneamente nuestro organismo"; así mismo indica: " No existen pruebas
convincentes de que la exposición a los campos ELF (CEM) cause directamente
daños en las moléculas de los seres vivos, y en particular en su ADN. Es, pues,
improbable que pueda desencadenar un proceso de carcinogénesis. Sin embargo, se
están realizando estudios para determinar si la exposición a esos campos puede
influir en la estimulación o coestimulación del cáncer. Recientes estudios realizados
7
en animales no han demostrado que la exposición a campos ELF influya en la
incidencia de cáncer. "
Con respecto a normativas, en la misma nota informativa (No. 205), la OMS
señala que " la Comisión Internacional de Protección contra la Radiación No
Ionizante (CIPRNI, ICNIRP en inglés) ha publicado directrices sobre posibles límites
de exposición para todos los tipos de CEM " y considera que " estas directrices
ofrecen una protección adecuada respecto de los efectos sanitarios ya conocidos ".
La CIPRNI es una organización no gubernamental oficialmente reconocida por la
OMS, que participa en el Proyecto Internacional CEM.
2.4 Regulación de los campos electromagnéticos
A pesar de declararse
que la frecuencia de los campos electromagnéticos
generados por las líneas de transmisión no posee efectos ionizantes que lleguen a
afectar la salud, no existe una seguridad total y definitiva en la afectación que pueda
generar en la salud pública los campos generados por los sistemas de potencia y en
especial por las líneas de transmisión, al ser éstos de alta tensión y transportar
corrientes también de gran magnitud, se han regulado la magnitud del campo que
puede generarse con el fin de minimizar la exposición a los mismo por parte de las
poblaciones aledañas a las líneas.
Existen diversas normas y estándares para la regulación de los campos
electromagnéticos en las líneas de transmisión de energía alrededor del mundo, tal y
como se muestra en la figura.
8
Tabla 2.1 Límites de campo magnético y eléctrico en diferentes países [10]
De manera homóloga muchos países alrededor del mundo, Costa Rica también
posee desde el año 2001 regulación de los campos magnéticos y eléctricos en las
obras de transmisión de energía eléctrica mediante el decreto ejecutivo N° 29296SALUD-MINAE publicado en el diario oficial La Gaceta el 12 de febrero de 2001,
mediante el cual se declara el “Reglamento para Regular Campos Eléctricos y
Magnéticos en obras de Transmisión de Energía Eléctrica”, el cual es de carácter
obligatorio para el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE) y cualquier otro
prestador del servicio público de transporte de energía eléctrica a alta tensión.
En dicho reglamento se define el límite con el cual debe diseñarse y operarse
las líneas de transmisión para asegurar que el campo eléctrico no exceda los 2000
V/m en el borde de la servidumbre, mientras el campo magnético no debe exceder 15
µT (150mG). Importante destacar que este valor establecido en el decreto ejecutivo
N° 292926-Salud-MINAE es de una magnitud 5,6 veces inferior a la recomendada
por la ICNIRP que a su vez es la recomendada por la OMS.
Los valores de 2 000 V/m y 150 mG deben cumplirse para toda obra eléctrica
que se construya y opere a excepción de valores establecidos con anterioridad por la
9
Sala Constitucional de la Corte Suprema de Justicia. Este último es el caso de la
línea de transmisión La Caja-Belén, objeto de este estudio, cuyo campo magnético
está restringido debido a un acuerdo de la Sala Constitucional, emitido el 28 de abril
de 1998 (sentencia 2806-98), a valores promedio de 0,1 a 0,3 µT (1 a 3 mG) bajo
condiciones normales y permite se alcance un valor máximo de 0,8 µT (8 mG) en
condiciones de sobre carga y por un máximo de 2 horas en los límites de las
construcciones que se encuentra ahí, a saber el lugar conocido como Bosques de
Doña Rosa.
2.5 Mitigación de campos electromagnéticos
Debido a que todavía existe un gran desconocimiento de los daños que pueden
producir las radiaciones, sobre todo de los daños a largo plazo por pequeñas
exposiciones repetidas o prolongadas, se hace muy difícil establecer unos límites de
exposición no perjudiciales, aunque diversos organismos internacionales y algunos
países han establecido límites de exposición. Por lo tanto, habrá que evitar las
exposiciones que estén por encima de estos límites e intentar que siempre sean lo más
bajas posible.
Debido a que los campos eléctricos son fácilmente apantallados por diversos
objetos, la mitigación se centra en la reducción de los niveles de exposición de campo
magnético producidos por instalaciones eléctricas.
En general se puede hablar de dos estrategias de reducción: las que buscan
reducir el campo producido por una fuente concreta con lo que se amplía la zona de
reducción; y aquellas cuyo objetico es proteger un espacio bien delimitado de los
campos externos. El objeto de este estudio corresponde a la primera estrategia de
reducción, siendo la fuente concreta la línea de transmisión La Caja-Belén de 230 kV.
Para la mitigación de CM se hace mediantes técnicas activas o pasivas. La
pasiva consiste en modificar parámetros de la fuente y disponer de materiales que
permitan la desviación de las líneas de campo o que induzcan corrientes parásitas
cuyos campos se oponen al original; por su parte la técnica activa consiste
10
únicamente en introducir corrientes con determinada amplitud y fase que generen
campos que se contrarresten con el original.
Existen diversas formas de mitigar la creación o exposición a los CM y que se
crean, en particular,
debido a líneas de transmisión, entre estos métodos se
encuentran:
 Configuración de los conductores o Disposición de fases
Es común utilizar una configuración triangular o en delta que ayuda a disminuir
el campo magnético para un mismo valor de corriente que circule por una línea en
una configuración horizontal.
La configuración de los conductores puede provocar que los campos generados
por las diversas fases se anulen entre sí parcialmente reduciendo así la intensidad del
campo.
 División de circuitos
Consiste en dividir las líneas de un solo circuito en dos circuitos paralelos,
utilizando un arreglo de fases tal que se disminuya la emisión de campos magnéticos.
Se recomienda que para este métodos se utilice la configuración de baja reactancia
(abc-cba) en lugar de abc-abc para obtener mayor disminución del CM.
 Reducción de corriente
La reducción de corriente que pasa por la línea es un método eficaz para
disminuir la magnitud del campo magnético, en el caso de líneas de transmisión
donde la potencia debe ser constante, la forma en que se logra reducir la corriente es
mediante el aumento de la tensión de línea. El inconveniente con esta forma de
mitigación se encuentra en que la demanda crece constantemente a lo largo del
tiempo por lo que la corriente aumentará con ella llegando eventualmente a aumentar
la magnitud del campo magnético generado, a pesar de utilizar el voltaje de
mitigación encontrado para solventar el problema en un inicio.
 Distancia entre fases
11
La compactación de la línea puede reducir la intensidad de campo magnético
debido a la cancelación de campos de distinta fase, su aplicación no es óptima para
líneas mayores a 132kV debido al incremento del efecto corona.
 Altura de los conductores
El CM magnético disminuye a medida que se incrementa la altura de los
conductores. Este método consiste en incrementar la distancia entre la fuente
generadora del campo y el objeto expuesto; sin embargo entre más distante se
encuentre el objeto del campo, la variación del CM con la altura es menor hasta
hacerse despreciable, para línea de 230 kV esta distancia es de 20 m.
 Bucle pasivo
Una de las técnicas de mitigación de campo magnético se conoce como lazos de
conductores cerrados o bucles pasivos, que consiste en un circuito paralelo a la línea
de transmisión, ubicado entre la línea y la tierra, en la zona de servidumbre, y que
consta de dos cables paralelos a la línea e interconectados en sus extremos formando
un lazo cerrado o bucle.
El campo magnético original de la LAT induce una corriente en el bucle que
genera un flujo contrario al de la línea, cancelando parcialmente el campo original. La
corriente inducida en el bucle no tiene una fuente externa más que la línea misma, lo
cual indica que es proporcional a la cantidad de corriente que lleva la línea. En
general, la efectividad de mitigación del bucle depende de la corriente inducida, del
ancho y su ubicación. De modo similar a la línea de transmisión, se consideran las
siguientes suposiciones para calcular los parámetros del bucle:
 La longitud del bucle debe ser al menos 15 veces mayor a su ancho.
 La corriente que induce el bucle sobre los conductores de la LAT se
desprecia.
12
Figura 2.4 Mitigación de campo magnético mediando bucle pasivo [13]
 Redes subterráneas:
La fuerza del campo magnético producido por una línea de transmisión en
particular se determina por la corriente, la distancia desde la línea, la ubicación
espacial de los tres conductores y la presencia o ausencia de blindaje magnético. Las
líneas de transmisión subterráneas producen campos magnéticos menores que las
líneas aéreas ya que los conductores subterráneos se colocan más juntos, lo que hace
que los campos magnéticos creados por cada uno de los tres conductores se anulen un
poco entre sí, esto da lugar a campos magnéticos reducidos.
En necesario tomar en cuenta antes de determinar un método de mitigación la
implicación económica que este tiene así como que cualquier cambio introducido en
el diseño de la red puede provocar modificaciones en las características del
funcionamiento de la red.
En el caso concreto del tramo de la línea de transmisión Caja-Belén 230 kV,
ésta siendo subutilizada debido a la restricción de CEM que posee la zona, por lo cual
introducir modificaciones a la red no aumentará el provecho de uso de este tramo,
además los valores que impone la sentencia 2806-98 son muy difíciles de alcanzar
con tan sólo implementar modificaciones en la red, como se notará más adelante. En
razón de lo anterior se considera que el mecanismo que permite tanto mitigar los CM
como una mejoría u optimización en el aprovechamiento de las capacidades
instaladas corresponde a cambiar su estructura aérea por una subterránea.
13
2.6 Evaluación del estado actual
Como se mencionó anteriormente, la línea de transmisión La Caja- Belén,
perteneciente al ICE, debido la sentencia 2806-98 emitida por la Sala Constitucional
de la Corte Suprema de Justicia previo al decreto ejecutivo N° 29296-Salud-MINAE,
debe mantener los valores de campos magnéticos muy por debajo del valor de las
demás líneas que conforman el SEN. La diferencia entre el valor máximo que se
permite en esta línea de transmisión y el establecido para el resto del sistema de
transmisión nacional es de 14,7 µT (147 mG).
En el 2001 la operación normal de la LT La Caja-Belén provocaba un
incremento en el CM de hasta 4mG, debido a que este valor superaba el establecido
en la sentencia de la Sala Constitucional los vecinos del lugar conocido como
Bosques de Doña Rosa plantearon un recurso de amparo ante la Sala Constitucional
(Sala IV), la cual lo declara con lugar y ordena que se ejecuten y concluyan las obras
necesaria para el cumplimiento de la sentencia 2806-98. Para el cumplimiento de lo
anterior se realizaron modificaciones en la topología de la red, se transpusieron fases
y establecieron limitaciones de carga (tabla 2.2) de modo que no se sobrepasara 85
MVA que el ICE calculó produciría los 3 mG; éstas modificaciones derivaron en la
disminución de la confiabilidad de la LT y aumento de su impedancia que a su vez
desequilibró las cargas. En el 2007, el ICE intentó cambiar el fallo de la Sala
Constitucional pero no obtuvo éxito.
Tabla 2.2 Limites de carga por empresa [12]
14
Tabla 2.3 Límites de potencia activa por empresa [12]
Figura 2.5 Evolución topológica de la red. Período 1998-actualidad [12]
En un estudio realizado por el ICE durante el año 2010 respecto a la
problemática que presenta esta línea de transmisión se determinaron diversas
soluciones posibles entre las cuales se cuenta:
15

Redistribución de demandas de las empresas de distribución,

Tercer transformador en Belén, como respaldo, garantizando una potencia
de 90 MVA permanente

Segundo Transformador 230/34.5 kV de 45 MVA en ST San Miguel para
alimentar circuitos de 34.5 kV de ESPH. Con ello ESPH trasladaría carga
de ST Heredia a San Miguel, por lo tanto podría a la vez trasladar carga de
ST Belén a Heredia.

Cables de potencia subterráneo de 230 kV en el tramo de Bosques de Doña
Rosa.
De las anteriores soluciones como ya fue expresado en la sección 2.5 se
considera que la realización del cableado subterráneo provocaría un mayor impacto
positivo en el uso de la LT y evitaría la problemática de los campos magnéticos
generados en el tramo de Bosque de Doña Rosa.
Figura 2.6 Cables de potencia subterráneo en el tramo Bosques de Doña Rosa [12]
16
2.7 Diseño de redes subterráneas
En contraste, un número de diferentes sistemas, materiales y métodos de
construcción se han utilizado durante el siglo pasado con el fin de lograr el
aislamiento necesario y la disipación de calor que se requiere para soterramiento
líneas de transmisión.
La primera línea de transmisión subterránea era una línea de 132 kV construida
en 1927. El cable estaba lleno de líquido y papel aislado. El líquido era necesario para
disipar el calor. Durante décadas, los problemas de fiabilidad continuaron asociados
con la construcción de cables más largos a voltajes más altos. El tema más importante
fue las dificultades de mantenimiento.
No fue sino hasta a mediados de 1960 hizo el avance de la tecnología suficiente
como para que una línea de 345 kV de alta tensión pudiera construirse bajo tierra. Las
líneas, aunque todavía estaban llenas de líquido. Esto causó un mantenimiento
significativo, contaminación y problemas de infraestructura. En la década de 1990 la
primera línea de transmisión sólida se construyó de más de una milla de longitud y a
más de 230 kV.
La construcción subterránea podría ser una alternativa razonable a los gastos
generales en las zonas urbanas, donde una línea aérea no se puede instalar con la
debida autorización, a cualquier precio. En las zonas suburbanas los problemas
estéticos, cortes relacionados con el clima, algunas preocupaciones ambientales y el
alto costo de algunas filas podrían hacer una opción subterránea más atractiva para la
comunidad y permitan el proyecto.
2.7.1 Retos
El diseño y la construcción de líneas de transmisión subterráneas difieren de las
líneas aéreas debido a dos importantes retos técnicos que deben superarse. Estos son:
 Proporcionar un aislamiento suficiente para que los cables puedan estar dentro de
pulgadas de material de conexión a tierra.
 La disipación del calor producido durante la operación de los cables eléctricos. Las
líneas aéreas se separan el uno del otro y rodeados por el aire. Al aire libre
17
circulación entre y alrededor de los conductores de los cables se enfría y disipa el
calor de manera muy eficaz. El aire también proporciona un aislamiento que puede
recuperarse si hay un arco eléctrico o una descarga atmosférica.
2.7.2 Impactos de construcción en Áreas Urbanas y Suburbanas
Los impactos de la construcción de líneas de transmisión subterráneas son
temporales y, en su mayor parte, reversibles. Entre los impactos posibles se
encuentran la suciedad, el polvo, el ruido y la interrupción del tráfico; alguno de estos
como la suciedad y el polvo puede ser de mayor afectación cuando se encuentra en la
zona aledaña a la construcción persona sensibles como niños, ancianos o personas
con problemas de salud respiratoria como el asma.
Además de lo anterior se debe considerar que si el derecho de paso está en una
zona residencial, las horas de construcción y la cantidad de equipo que funcione al
mismo tiempo puede que se tenga que limitarse para reducir los niveles de ruido. En
las zonas comerciales o industriales, pueden ser necesarias medidas especiales para
mantener el acceso a los negocios abiertos o para controlar el tráfico durante las horas
de mayor afluencia de vehículos.
2.7.3 Impactos de construcción en Áreas Rurales y Naturales
La mayoría de la transmisión subterránea se da en zonas urbanas, sin embargo
también se puede dar en zonas no urbanas donde la compactación del suelo, la
erosión y la mezcla son problemas así como el polvo y ruido.
Durante la construcción, se necesitan métodos especiales para evitar la mezcla
de la capa superior del suelo con horizontes inferiores del suelo y para minimizar la
erosión. Los suelos especiales a menudo situados en torno al cable subterráneo,
pueden cambiar un poco la capacidad de respuesta por los suelos superficiales en los
que se llevan prácticas agrícolas y posterior a la construcción los árboles y arbustos
grandes no se permiten en el derecho de paso, debido a posibles problemas con las
raíces, a pesar de esto cierta vegetación herbácea y ciertos cultivos agrícolas pueden
ser autorizados a regresar al de derecho de paso.
18
2.8 Ejecución y mantenimiento de un proyecto de transmisión
subterráneo
2.8.1 Ejecución
La ejecución de un proyecto de transmisión subterráneo se realice en dos
subprocesos: obra civil y obra eléctrica, que se detallan a continuación.
2.8.1.1 Obra Civil
Para la obra civil es importante primeramente definir la ruta por la que va ir el
cableando, una vez definida se procede con la ejecución de la obra civil que conlleva
un tiempo de ejecución alto, por lo cual suele ser gran parte de la duración de
ejecución del proyecto de una instalación de cable subterránea.
Para la ejecución de la obra civil es indispensable tomar en cuenta los
siguientes factores:
 Dejar mangas de tuberías metidas o una ventana para la posterior colocación
de las tuberías.
 No olvidar otros sistemas, por ejemplo, tubería de control.
 Deben ser impermeabilizadas,
ya sea incorporando concreto con
impermeabilizante integral o un mortero.
 Colocar tapas según la ubicación de los cables
 En la medida de lo posible se deben colar las tapas de acceso con un cuello
sobre el nivel de la tapa de concreto. En calle o zonas de paso se deben hacer con
flanger.
 En zonas de alto tránsito y con vehículos pesados se recomienda diseñar las
fosas y cajas según la carga a la que se verán expuestas.
 Se pueden hacer drenajes al sistema pluvial en caso de ser factible técnica y
económicamente Es necesario conocer si factible técnicamente y económicamente.
 Las fosas y cajas de registro se pueden prefabricar y luego instalarse en el
sitio.
19
Figura 2.7 Ductos para cableado subterráneo [15]
Figura 2.8 Caja de registro para cableados subterráneos [15]
2.8.1.2 Obra Eléctrica
Una vez realizada la obra civil se debe proceder con la parte más importante de
una obra de transmisión subterránea, la obra eléctrica.
La obra eléctrica inicia con la instalación del cable a través de las tuberías,
fosas y cajas de registro, para lo cual se recomienda utilizar wincher para alar del
cable, además de grasa o lubricante y los accesorios para instalación de cable.
20
Al utilizar la grasa y los accesorios se pretende reducir la posibilidad de que se
dañe el aislamiento del cable mientras se instala, ya que si el cable queda con el
aislamiento dañado al pasar corriente por el cable este generará una falla que
provocará un gasto extra pues se debe realizar la instalación nuevamente.
Una vez se encuentre el cable instalado se procede a instalar el equipo eléctrico
necesario para la obra, como son: transformadores, interruptores, pararrayos,
detectores de fallas, transiciones aero-subterraneas, entre otros.
Para enlazar el
equipo con el conductor, se deben utilizar los accesorios y conectores conocidos
como premoldeados o moldeados entre los que se pueden mencionar: regletas, codos,
bushings, transiciones y cobertores entre otros. Es de suma importancia que estos
accesorios sean instalados por una persona certificada que cuente con las
herramientas necesarias para la tarea y así para evitar daños en el conductor y
prevenir fallas.
Figura 2.9 Distinto equipos eléctricos que se instalan en un proyecto subterráneo [15]
21
Figura 2.10 Ejemplos de premoldeados [15]
Tras finalizar la instalación de la obra eléctrica se debe realizar la prueba de
aceptación de Hi-Pot durante la cual se aplica sobre el cable tensión en corriente
directa de manera continua o por pasos para probar la condición del aislamiento del
cable. La prueba se considera como exitosa si el interruptor del circuito del equipo de
pruebas no se acciona. De esta prueba se obtienen curvas de corriente de fuga contra
tensión que determina la condición del aislamiento del cable, con el fin de asegurarse
que no existan corrientes fluyendo de un punto a otro en el aislamiento.
2.8.2 Mantenimiento
Existen diversos mantenimientos que se realizan a una obra de transmisión
eléctrica, estos se detallan a continuación:
2.8.2.1 Mantenimiento predictivo
Consiste en el análisis de parámetros de funcionamiento cuya evolución
permite detectar un fallo antes de que este tenga consecuencias más graves.
Se estudia la evolución temporal de ciertos parámetros y se asocia a la
evolución de fallos, tratando de determinar en qué periodo de tiempo, ese fallo va a
tomar relevancia y de esta forma poder planificar todas las intervenciones con tiempo
suficiente, para que ese fallo nunca tenga consecuencias graves o en su defecto nunca
ocurra.
22
Una de las características más importantes de este tipo de mantenimiento es que
no debe alterar el funcionamiento normal del sistema mientras se está aplicando. La
inspección de los parámetros se puede realizar de forma periódica o de forma
continua, dependiendo de diversos factores como son: el tipo de sistema, los tipos de
fallos a diagnosticar y la inversión que se quiera realizar.
2.8.2.2 Mantenimiento preventivo
Este tipo de mantenimiento se refiere a la realización de todas las actividades
necesarias para mantener los equipos en funcionamiento dentro de las condiciones
especificadas en el diseño del fabricante y definidas por el sistema; con este fin se
realizan recorridos frecuentes para observar cual es el estado de los componentes del
sistema y prever cualquier problema futuro. Entre las actividades a realizar se
encuentran:
 Revisión de los elementos de red.
 Programación de Suspensión de Servicio.
 Evacuación de Cámaras.
 Limpieza y engrase de los terminales de cable media tensión y “re‐ socar”
pin de contacto.
 Verificación de la correspondencia de fases del circuito de media tensión.
 Marcación y Etiquetado de las líneas.
 Revisión de elementos y condiciones internas de los equipos.
 Revisión del estado de ductos de canalización.
Figura 2.11 Ejemplo de mantenimientos preventivos [15]
23
2.8.2.3 Mantenimiento correctivo
El mantenimiento correctivo abarca las tareas relacionadas con el reemplazo de
equipos, partes y componentes del sistema que estén en mal estado, con el objetivo de
mantener la red dentro de las condiciones para las cuales se diseñó. Ejemplos de
mantenimiento correctivos que se realizan son los siguientes:
 Refuerzo, reposición y/o reconstrucción del sistema de puesta a tierra.
 Cambio de terminales de alta tensión.
 Cambio de equipos y dispositivos.
 Reparación de rejillas de ventilación, reposición de tapas de registros.
Figura 2.12 Ejemplos de mantenimientos correctivos [15]
2.9 Análisis económico
Todo proyecto representa una inversión inevitable, y esta inversión significa
inevitablemente dinero; por esto siempre es importante realizar un análisis económico
que permita determinar la viabilidad del mismo en base a los recursos monetarios
disponible por el desarrollador. Éste análisis es igual e inclusive más importante que
el diseño propio del proyecto.
Las inversión se hacen para luego ser recuperado el monto invertido, sería
ideal que el costo de realizar un proyecto se recupere en el instante en que éste
finalice; sin embargo ese panorama es idílico por lo que le retorno de la inversión es
24
un factor de gran importancia que debe ser tomado en cuanta a la hora de realizar
cualquier análisis económico ya que puede tomar de uno hasta varios años; además de
ésta existen otras variables que se deben tomar en cuenta la hora de hacer un
análisis económico como la tasa de interés a la que se haga la inversión, los efectos de
la inflación entre otros.
Es importante conocer el valor futuro de la inversión, el cual en términos
generales el valor que tendrá una inversión en el tiempo; más técnicamente podría
decirse que corresponde a la cantidad de dinero que crecerá una inversión en cierto
periodo a una tasa de interés determinada. Existen diferentes tipos de intereses tales
como interés sobre interés, interés compuesto, interés simple u otros que dependen
del tipo de inversión, ya sea por un periodo o inversión por más de un periodo.
Para el caso de la inversión por más de un periodo, se debe primero considerar
si la tasa de interés variará o si será constante durante la totalidad de los periodos y
además se debe tomar en cuenta si los intereses generados serán reinvertidos o no,
hablando entonces de una composición1. Para el caso del valor futuro en inversión
por más de un periodo se tiene la formula (2.9-1) donde,
𝑉𝑎𝑙𝑜𝑟 𝑓𝑢𝑡𝑢𝑟𝑜 = 𝑛 × (1 + 𝑟)𝑡
(2.9-1)
n: monto invertido
r: tasa de interés.
t: número de periodos.
Ahora bien, también se debe considerar el valor presente2 de la inversión el
cual determina cuánto debería invertir hoy a una tasa de interés “r” para obtener un
valor deseado en el futuro. Es decir que el valor presente que es completamente lo
opuesto al valor futuro, donde se puede hacer la analogía de en vez de proyectar el
1
Composición, consiste en el proceso de acumular interés sobre interés en una inversión a lo largo del
tiempo, con el fin de ganar más intereses.
2
Valor presente, es el valor actual de los futuros flujos de efectivo descontados a la tasa de descuento
apropiada.
25
dinero hacia el futuro, se toma la suma deseada, y se le aplica un descuento3 para
obtener el valor presente.
Al igual que en el caso anterior, se tiene una fórmula para valor presente (VP)
ya sea para el caso de un solo periodo (2.9-2) o para múltiples periodos (2.9-3),
donde:
1
𝑉𝑃 = 𝑛 × [(1+𝑟)]
1
𝑉𝑃 = 𝑛 × [(1+𝑟)𝑡 ]
(2.9-2)
(2.9-3)
n: monto invertido
r: tasa de interés.
t: número de periodos.
Al término (1 + 𝑟)𝑡 se le conoce comúnmente como factor de descuento, y
por ende a la tasa “t”, se le atribuye el nombre de tasa de descuento4.
Por último es importante conocer las relaciones (2.9-4) y (2.9-5) entre el Valor
Presente (VP) y Valor Futuro (VF), donde:
𝑉𝑃 × (1 + 𝑟)𝑡 = 𝑉𝐹𝑡
𝑉𝐹
𝑡
𝑉𝑃 = (1+𝑟)
𝑡
(2.9-4)
(2.9-5)
r: tasa de interés.
t: número de periodos.
3
4
Descuento, cálculo del valor presente de alguna cantidad futura.
Tasa de descuento, es la que se utiliza para calcular el valor presente de los flujos de efectivo futuros.
26
Con los elementos anteriores se pueden entonces realizar el análisis
económico de un proyecto. Para el caso que nos ocupa, el análisis de pasar la línea de
transmisión aérea La Caja-Belén a una línea de transmisión subterránea y recomendar
o no la decisión de desarrollar el proyecto basado en términos económicos.
Es importante mencionar que un proyecto de esta envergadura no solo
contempla la inversión en la compra de los materiales, sino que debe considerar los
costos de propiedad, costos de operación y mantenimiento (OM&R), como explica el
NIST Handbook 1355, a lo que se podrían sumar los costos de obra civil, así como de
mano de obra. Todos estos valores se ajustan (descuentan) al tiempo de vida del
proyecto “LLC”6, para reflejar el valor del dinero en el tiempo, concepto que se
explicó anteriormente.
Existen diferentes métodos para toma de decisión en inversiones, en las cuales
se analizan diferentes escenarios o soluciones, se comparan diferentes propuestas, o
hasta soluciones compuestas o integradas por un numero agrupado de ciertos
proyectos individuales; en nuestro caso, dada la naturaleza del mismo, nos basaremos
para el análisis tomando en consideración el escenario de aceptar/rechazar7 un
proyecto.
Se analizarán tres métodos para la toma de decisiones y justificación de la
inversión; estos son: el valor presente neto, la tasa interna de retorno y el índice de
rentabilidad, lo cual en conjunto es conocido como análisis de costo-beneficio.
2.9.1 Análisis de costo-beneficio
El análisis de costo-beneficio toma en cuenta los siguientes factores que se
desarrollan a continuación:
5
Sieglinde K. Fuller, Stephen R. Petersen, LIfe-Cycle Costing Manual for the Federal Evergy Management
Program. NIST Handbook 135, 1995 Edition.
6
LCC, Análisis de costos del ciclo de vida, es un método económico de evaluación de proyectos en el que
todos los costes derivados de poseer, operar, mantener, y en última instancia, la eliminación de un proyecto
se consideran potencialmente importante a esa decisión.
7
Se puede poner en práctica cuando se pueda garantizar que es rentable, además, en este tipo de decisión
de inversión lo único que se evalúa es la rentabilidad de realizar el proyecto contra la opción de no llevarlo a
cabo. Este método no compara un método contra otro.
27
 Valor Presente Neto (VPN)
El VPN de una inversión es la diferencia entre su valor en el mercado y su costo. Se
dice que si el VPN es positivo es seguro emprender la realización del proyecto. Para
estimar el VPN se calcula el valor presente de los flujos de efectivo esperados, con
lo cual se estima el valor en el mercado, y luego se resta el costo. El VPN suele ser
el criterio de decisión preferido.
 Tasa interna de retorno (TIR)
La TIR es la tasa de descuento que hace que el VPN estimado de una inversión sea
cero. La decisión para aceptar un proyecto se realiza cuando la TIR excede el
rendimiento requerido. Cuando los flujos de efectivo de un proyecto no son
convencionales, es probable que no haya TIR o podría haber más de una. De un
modo más riguroso, la TIR no sirve para calificar proyectos mutuamente exclusivos;
el proyecto con la mayor TIR no es por fuerza la mejor inversión. A este índice
también se le llama flujo de efectivo descontado.
 Índice de rentabilidad (IR)
El IR, también llamado razón beneficio-costo, es la razón del valor presente del
costo. Cuando se trata del IR se toma la decisión de realizar la inversión si el índice
es mayor que 1. El IR mide el valor presente de una inversión por unidad monetaria
invertida. Es bastante parecido al VPN, pero al igual que la TIR, no sirve para
calificar proyectos mutuamente excluyentes. Sin embargo, a veces se usa para
calificar proyectos cuando una empresa tiene más inversiones con VPN positivo de
las que puede financiar en ese momento.
Además de los anteriores existen otros factores a tomar en cuenta para la toma
de decisión que son los criterios de recuperación. Estos se detallan a continuación:
 Periodo de recuperación
El periodo de recuperación es el lapso que transcurre hasta que la suma de flujos
efectivos de una inversión es igual a su costo.
28
Se considera que se debe aceptar la inversión de un proyecto siempre y
cuando el periodo de recuperación sea menos al establecido por el interesado, esto
corresponde al lapso de tiempo el cual el inversionista está dispuesto a esperar para
recuperar la inversión realizada. Individualmente se considerado éste como un criterio
débil, ya que ignora los factores de riesgo, el valor del dinero con respecto al tiempo
y los flujos de efectivo después del límite; sin embargo en conjunto los demás
mecanismo desarrollados previamente llega a ser un indicador de importancia.
 Periodo de recuperación descontado
El periodo de recuperación descontado es el tiempo que transcurre hasta que la
suma de los flujos de efectivo descontados de una inversión sea igual al costo de
ésta.
El criterio de aceptación indica que se desarrolla el proyecto si el tiempo de
recuperación descontado es inferior al definido, presentando la falencia de que
ignora los flujos de efectivo después del límite.
En resumen, se tienen tres criterios de selección, el valor presente neto, donde
se dice que un proyecto se debe aceptar solo si el VPN es mayor que cero, la tasa
interna de retorno que es el valor de reintegro esperado al capital invertido, donde la
inversión es aceptable si la TIR excede el rendimiento requerido, y por último la
conocida costo-beneficio, que utiliza indicadores de rentabilidad tales como la TIR o
el VPN, entre otros, donde además se busca encontrar la opción más eficiente para
obtener los productos o bienes que el proyecto va a generar.
Capítulo 3: Viabilidad de la red de transmisión subterránea
3.1 Viabilidad Técnica
Uno de los objetivos del presente trabajo de investigación es determinar
mediante simulación por software que el diseño con el cable subterráneo propuesto
generará valores de campo magnético inferiores a los 3 mG; sin embargo no fue
posible realizar dichas simulaciones debido a que no se pudo obtener acceso a la
licencia de algún software que permitiera la simulación de campos magnéticos para
líneas subterráneas. Entre los software que se intentó conseguir se encuentra el
CYMCAP de CYME International Inc, el cual permite realizar cálculos de
ampacidades de instalaciones subterráneas así como también el cálculo de los campos
magnéticos generados por las mismas.
Ante esta problemática, la empresa consultora POWER Engineers Inc., por
medio del Ing. Ulises Odio, facilitó un estudio de pre-factibilidad que había realizado
para el ICE para esta misma línea de transmisión en el año 2011. En dicho estudio,
POWER Engineers Inc. Realizó las simulaciones de campos magnéticos para una
única opción de 150 MW por circuito analizando dos opciones: la primera opción
consiste en los conductores directamente enterrados y la segunda opción en un banco
de ductos.
Por lo tanto, se utilizó como base la simulación de 150 MW y por medio del
software PLS-CADD se estimó el comportamiento de los campos magnéticos para las
opciones de 300 MW y de 400 MW por circuito. Estas estimaciones, junto con los
casos bases de 150 MW, son mostradas en las figuras 3.1 y 3.2. En las cuales es
apreciable que los campos magnéticos son superiores a los 3 mG en el centro de la
servidumbre, sin embrago estos decrecen rápidamente conforme la medición se aleja
del centro de la servidumbre. Dado lo anterior las tres opciones, tanto para los cables
directamente enterrados, como para el banco de ductos, se obtienen campos
magnéticos menores a los 3mG para mediciones al filo de la servidumbre o donde
comienzan las construcciones en el área de estudio, más de 10 m del centro de la
servidumbre.
29
30
Figura 3.1 Estimación de campos magnéticos para la línea subterránea directamente
enterrada [Obra propia de los autores]
Figura 3.2 Estimación de campos magnéticos para la línea subterránea con banco de ductos
[Obra propia de los autores]
3.2 Cálculo del calibre de los cables
Para determinar las especificaciones de diseño propias del cableado subterráneo
se analizaron 3 posibles opciones distintas que se muestran en esta sección, para
31
todos los casos se tomó la corriente obtenida en las simulaciones de la sección
anterior.
Para la realización de los cálculos es importante tener en cuenta que en algunos
casos se deben hacer correcciones por temperatura, por agrupamiento y de
resistividad térmica por temperatura del terrenos, lo anterior utilizando los factores
que se presentan en la tablas 3.1, 3.2 y 3.3.
Tabla 3.1 Factor de corrección por temperatura en ductos subterráneos [15]
Tabla 3.2 Factor de corrección por agrupamiento en ductos subterráneos [15]
32
Figura 3.3 Imagen de una terna en ductos subterráneos [15]
Tabla 3.3 Factor de corrección por resistividad térmica del terreno [15]
3.2.1 Opción A
Esta primera opción evalúa un cable proveniente de fabricante ABB. Se trata de
un cable de aluminio 1000 kcmil con una capacidad de trasiego de 650 A @90ºC.
Para el cálculo de la corriente real es necesario la utilización de un factor de
corrección por temperatura que se muestra en la tabla 3.1, con el cual se obtiene una
corriente de 630,5 A (3.2-1); posteriormente a ésta última es necesario aplicarle un
nuevo factor de corrección, esta vez el correspondiente al factor de corrección por
agrupamiento (tabla 3.2) que al aplicarlo suministra una nueva corriente de 498,1 A
33
(3.2-2) a la cual se le aplica un último factor de corrección por resistividad térmica
del terreno para una corriente final de diseño de 547,95 A (3.2-3).
𝐼 = 650 ∗ 0.97 = 630,5 𝐴
(3.2-1)
𝐼 = 630,5 ∗ 0.79 = 498,1 𝐴
(3.2-2)
𝐼 = 498,1 ∗ 1,1 = 547,95 𝐴
(3.2-3)
Por último el cable de 1000 kcmil posee un diámetro externo de 95 mm, que
debe ser colocado en una tubería de PVC de diámetro de 6 ½ pulg o 165 mm, para
respetar el 40% del espacio vacío en la tubería.
95𝑚𝑚 = 𝑥 ∗ 0.6 => 158𝑚𝑚 = 𝑥
(3.2-4)
Por último necesario la determinación de la longitud máxima de arrastre (3.2-6)
por el método de ojo tracción, que a su vez depende de la tensión máxima que es
calculada mediante la ecuación 3.2-5, donde:
𝑇𝑚 = 𝑇 ∗ 𝑛 ∗ 𝐴
𝑇𝑚
𝐿𝑚 = 𝑊∗𝐾𝑏∗𝑤
Tm: Tensión máxima
T: Tensión en kg/mm2 según material.
n: cantidad de conductores
A: Área del conductor en mm2
Lm: Longitud máxima
W: Peso del cable por unidad de longitud, en kg/m
Kb: Coeficiente de fricción básico
(3.2-5)
(3.2-6)
34
Aplicando las ecuaciones 3.2-5 y 3.2-6 se obtiene el valor de la tensión máxima (3.2-7) que
corresponde a 3233 kg y de longitud máxima (3.2-8) que es de 779,4 m.
𝑇𝑚 = 5 ∗ 1 ∗ 646,6 = 3233 𝑘𝑔
3233
𝐿𝑚 = 8296,6∗0,5∗1 = 0,7794 𝑘𝑚 = 779,4 𝑚
(3.2-7)
(3.2-8)
3.2.2 Opción B
La opción B evalúa un cable de aluminio 1750 kcmil con una capacidad de
trasiego de 920 A @ 90°C, del fabricante Southwire.
De igual manera que la opción A es necesario aplicarle el factor de corrección
por temperatura (3.2-9), el factor de corrección por agrupamiento (3.2-10) y por
último el factor de corrección por variación térmica de la resistividad del terreno (3.211) con lo cual se obtiene una corriente de 775,5 A.
𝐼 = 920 ∗ 0.97 = 892,4 𝐴
(3.2-9)
𝐼 = 892,4 ∗ 0.79 = 704, 9 𝐴
(3.2-10)
𝐼 = 704,9 ∗ 1,1 = 775,5 𝐴
(3.2-11)
El cable de 1750 kcmil con un diámetro externo de 103.4 mm seria colocado en
una tubería de PVC de diámetro de 7 pulg o 178 mm, para respetar el 40% del
espacio vacío en la tubería.
103,4 𝑚𝑚 = 𝑥 ∗ 0.6 => 172 𝑚𝑚 = 𝑥
(3.2-12)
Para calcular longitud máxima de arrastre por el método de ojo tracción, el
fabricante aporta el valor de tensión máxima (Tm) indicando que es 4762 kg, con este
valor y la ecuación 3.2-6 se obtiene un valor de longitud máxima de 965m (3.2-13).
4762
𝐿𝑚 = 9870.1∗0,5∗1 = 0,965 𝑘𝑚 = 965 𝑚
(3.2-13)
35
3.2.3 Opción C
La opción C evalúa la utilización de dos cables provenientes del fabricante de
cable ABB, ambos cables de aluminio 1000 kcmil con una capacidad de trasiego de
650 A @90ºC cada uno para una corriente total de 1300 A @ 90°C.
Aplicando factor de corrección por temperatura (3.2-14), factor de corrección
por agrupamiento (3.2-15) y por variación térmica de la resistividad del terreno (3.216) se obtiene una corriente en conjunto de 1038,94 A.
𝐼 = 1300 ∗ 0.97 = 1261 𝐴
(3.2-14)
𝐼 = 1261 ∗ 0.77 = 970,97 𝐴
(3.2-15)
𝐼 = 970,97 ∗ 1,07 = 1038,94 𝐴
(3.2-16)
El cable de 1000 kcmil con un diámetro externo de 95 mm seria colocado en
una tubería de PVC de diámetro de 12 pulg o 323,9 mm, para respetar el 40% del
espacio vacío en la tubería.
95 ∗ 2 𝑚𝑚 = 𝑥 ∗ 0.6 => 316,667 𝑚𝑚 = 𝑥
(3.2-17)
Nuevamente utilizando las ecuaciones 3.2-5 y 3.2-6 se obtiene una tensión
máxima de 3233 kg (3.2-18) y una longitud máxima de 389,7m (3.2-19).
𝑇𝑚 = 5 ∗ 1 ∗ 646,6 = 3233 𝑘𝑔
3233
𝐿𝑚 = 8296,6∗0,5∗2 = 0,3897 𝑘𝑚 = 389,7 𝑚
(3.2-18)
(3.2-19)
36
Tabla 3.4 Comparación de las características para las 3 opciones de potencia [Obra propia
de los autores]
Características
Conductor
Características
Factor de corrección
Factor de
agrupamiento
Factor de resistividad
térmica
Corriente diseño
Tubería
Tensión Máxima
Longitud Máxima
Opción A (150 MW)
1000 kcmil
XLPE, 650 A @90˚C,
Ø=95mm (diámetro
externo)
650 A x 0,97
Opción B (300 MW)
1750 kcmil
XLPE, 920 A @90˚C,
Ø=95mm (diámetro
externo)
920 A x 0,97
Opción C (400 MW)
2 x 1000 kcmil
XLPE, 650 A @90˚C,
Ø=95mm (diámetro
externo)
1300 A x 0,97
630,5 A x 0,79
892,4 A x 0,79
1261 A x 0,79
498,1 A x 1,1
704,9 A x 1,1
970,97 A x 1,1
547,95 A
PVC, 165 mm o 6 1/2
pulgadas
2200 kg
530,34 m
775,5 A
PVC, 178 mm o 7
pulgadas
2200 kg
445,58m
1038,94 A
PVC, 323, 9 mm o 12
pulgadas
2700 kg
325,55 m
3.3 Viabilidad Económica
En la sección anterior se identificaron tres alternativas que cumplen con los
límites de magnéticos de la línea de estudio, los siguientes pasos a seguir son:
determinar el costo de cada una de las tres opciones, para luego, evaluarlas e
identificar cuál de estas opciones es la de mínimo costo por medio de un Análisis
Costo - Beneficio.
Primero, se desarrollaron tres presupuestos con el fin de estimar el costo para
implementar cada una de las opciones presentadas. Para las tres opciones se analizó y
estimaron los costos para un banco de ductos. La siguiente tabla resume el costo de
las tres opciones analizadas, en los Anexos se muestra con mayor detalle los costos
para cada uno de los presupuestos estimados.
37
Tabla 3.5 Resumen de costos para cada opción propuesta [Obra propia de los autores]
Teniendo los costos de cada una de las alternativas propuestas, se procedió a
realizar un análisis costo-beneficio tomando en cuenta: los costos de inversión,
además de los costos de operación y mantenimiento, y las ganancias por energía no
servida debido a las limitaciones de campos magnéticos. Todos estos costos se
calcularon a valor presente en el año de entrada del proyecto.
Tabla 3.6 Supuesto para el análisis de costo-beneficio [Obra propia de los autores]
Entre los supuestos, cabe destacar la potencia de los transformadores en la
condición (n-1), la cual fue calculada sumando la potencia de uno de los dos
transformadores de 55 MVA y dos de los transformadores de 45 MVA, para sumar
un total de 145 MVA disponible en los transformadores bajo la condición (n-1).
Dicha potencia será la limitante de potencia transmitida por la línea en estudio, sin
importar la opción analizando. Siendo la potencia no servida en el análisis, como la
resta de la potencia permitida por los transformadores (145 MW) menos la potencia
actual de la línea (81.6 MW), para un total de 63.4 MW como potencia no servida.
38
Un análisis de Costo – Beneficio tiene como objetico proporcionar una
medida de rentabilidad de un proyecto, mediante la comparación de los costos con las
ganancias previstas en la realización del mismo.
Todo proyecto de inversión está formado por una sucesión de capital que se
realizan en distintos momentos del tiempo, en nuestro caso cada año, por lo que no se
pueden sumar ya que el dinero con el paso del tiempo va perdiendo valor a lo largo
del tiempo. Dicha pérdida de valor debe ver reflejada en el análisis. Un método para
considerar el transcurso del tiempo es el Valor Actual Neto (VAN), el cual es una
cantidad monetaria que refleja la diferencia entre el valor actual de los costos menos
el valor actual de las ganancias. En términos generales el VAN se puede interpretar
de la siguiente manera:
 VAN positivo, el proyecto genera un beneficio. Entre varios proyectos se
elige aquel que tenga el VAN positivo superior.
 VAN igual a cero, no hay beneficio ni pérdidas en la ejecución del proyecto,
aunque se pierde tiempo en la realización del proyecto
 VAN negativo, el proyecto genera pérdidas, además se pierde tiempo en la
ejecución del proyecto.
Otro manera para saber si un proyecto de inversión es conveniente o no, es
mediante la comparación la Tasa Interna de Retorno (TIR) del proyecto con la tasa de
interés o de descuento vigente en el mercado. Si la diferencia es positiva es un
indicativo que el proyecto es rentable. Por otro lado, si la diferencia es negativa
significa que con los flujos de dinero generados no se puede hacer frente ni siquiera al
costos de capital, es decir, no se puede hacer frente al pago de los intereses por el uso
de los recursos financieros que se deben de pedir prestados.
Teniendo los anteriores conceptos claros, se realizó para cada una de las tres
alternativas analizadas una sucesión de flujos de capital para un período de estudio de
10 años debido a que esa es la vida útil que le resta a la subestación de Belén. Las
siguientes tablas resumen dichos costos y ganancias.
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Tabla 3.7 Costo-beneficio para la opción A [Obra propia de los autores]
Tabla 3.8 Costo-beneficio para la opción B [Obra propia de los autores]
40
Tabla 3.9 Costo-beneficio para la opción C [Obra propia de los autores]
De las anteriores tres tablas es fácil de observar la rentabilidad de las tres
opciones, mostrando valor de VAN y de TIR bastante elevados. Lo anterior se debe a
que para cada una de las tres opciones la inversión inicial es relativamente pequeña
en comparación a las ganancias que se pueden percibir como energía no servida. Así
mismo, para las tres alternativas una vez implementado el proyecto y con una sola
inversión inicial, se puede comenzar a percibir ganancias de manera inmediata en el
primer año.
Sin embargo, si se tiene que elegir una opción como la más rentable de las tres
analizadas, esta sería la Opción A que permite transportar un total de 150 MW por
circuito, ya que es la que presenta el mayor VAN y TIR. No obstante, quedaría a
discreción del ICE el decidir cuál de las tres opciones es la óptima, ya que además del
costo de las obras, la decisión se puede tomar según las necesidades del sistema y de
la zona de carga en la que se encuentra el proyecto. Lo que es importante destacar es
que las tres opciones son rentables, pero en caso que se desee transmitir una potencia
mayor a la capacidad de los transformadores de la Subestación de Belén ante la
condición (n-1), se deben de considerar otros costos de inversión como el remplazo
de algunos de los transformadores por unos de mayor capacidad, así como
modificaciones en la subestación como cambio de los conductores de las barras,
41
interruptores, y otros equipos que deban ser alternados para permitir una capacidad
mayor de transmisión de la línea La Caja-Belén.
3.4 Planos del proyecto subterráneo línea de transmisión La Caja-Belén
Por último de manera ilustrativa se presentan las figuras correspondientes a
los planos del diseño de la obra eléctrica y obra civil del proyecto de transmisión
subterránea del tramo que atraviesa la zona de Bosque de Doña Rosa de la LT La
Caja-Belén.
Figura 3.4 Plano de la obra civil de la LT subterránea La Caja-Belén [Obra propia de los
autores]
42
Figura 3.5 Plano de la obra eléctrica de la LT subterránea La Caja-Belén [Obra propia de
los autores]
Capítulo 4: Conclusiones y recomendaciones
4.1 Conclusiones
I.
Existen distintos métodos para mitigar los efectos los campos electromagnéticos, de
los cuales el que presenta mayores factores de mitigación son las líneas
subterráneas.
II.
Los métodos de línea subterránea directamente enterrada y la línea subterránea con
banco de ductos, las cuales cumplieron con los parámetros y límites establecidos.
III.
Los límites establecidos de 3 mG por la Sala Constitucional para la línea de
transmisión La Caja- Belén en el tramo de Bosque de Doña Rosa presentan valores
extremadamente bajos con respecto a los límites establecidos en la regulación
nacional para el resto de líneas de transmisión y en regulaciones de organismos
internacionales como la CENELEC (Comité Européen de Normalisation
Electrotechnique) que permite valores de hasta 5300 mG, y en países como
Alemania donde el límite es de 1000 mG.
IV.
Las estimaciones realizadas del comportamiento de los campos magnéticos
mostraron valores superiores a lo permitido en el centro de la servidumbre, sin
embargo el valor de dichos campos al límite de propiedad cumplen con los límites
establecidos tanto para redes subterráneas a con conductores directamente
enterrados o con banco de ductos.
V.
El análisis costo-beneficio indica que las tres alternativas propuestas resultan
económicamente rentable, ya que para cada una de las tres opciones la inversión
inicial es relativamente pequeña en comparación a las ganancias que se pueden
percibir como energía no servida. Así mismo, la inversión inicial para las tres
alternativas propuestas se recupera desde el primer año debido al total de energía no
servida por año y su costo, lo cual es un escenario promisorio para la realización del
cableado subterráneo.
43
44
4.2 Recomendaciones
Considerando la investigación realizada sobre las manera de mitigar y tomando
en cuenta que ya el Instituto Costarricense de Electricidad ha realizado diversas
modificaciones para poder cumplir con los límites de campos magnéticos y eléctricos
establecidos para el tramo de la línea de transmisión La Caja-Belén que atraviesa la
zona residencial de Bosques de Doña Rosa y además basados en los resultados
obtenidos en este trabajo se hacen las siguientes recomendaciones:
I.
Es viable técnica y económicamente cambiar el tramo de la línea de transmisión La
Caja-Belén que atraviesa Bosque de Doña Rosa de aérea a transmisión subterránea
por cualquiera de las tres opciones presentadas, siendo la de menor costo la opción
A que permite transmitir 150 MVA por circuito.
II.
La problemática presentada en la zona de Bosques de Doña Rosa, es un claro
ejemplo de la importancia del involucramiento del público en proyectos de
trasmisión de electricidad. Dicho involucramiento se debe de hacer desde las
primeras etapas del proyecto: selección de rutas, selección de estructuras y diseño
del proyecto, con el fin de evitar oposición del público que puede afectar la
construcción y operación del proyecto. Tal como ocurrió con la línea La Caja –
Belén.
III.
Finalmente si el ICE decidiera implementar algunas de las opciones planteadas es
recomendable corroborar las estimaciones de campos magnéticos con un software
que permita calcular los campos magnéticos de una línea subterránea, un ejemplo es
el software CYMCAP de CYME International. Así mismo, es necesario realizar una
actualización de los costos, específicamente los costos de los cables de potencia, ya
que lo propuestos en el presente trabajo son estimaciones y estos costos pueden
cambiar de un fabricante a otro.
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http://www.ladep.es/ficheros/documentos/RADIACIONES%20ISTAS.pdf visitado el
22/10/201
Anexos
Tablas de presupuestos
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