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CAPITULO 1: ALGUNOS ANTECEDENTES SOBRE LA ENERGIA ELECTRICA.

1.1. LOS INICIOS DE LA GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA.

Los sistemas de generación de Energía Eléctrica, originados a partir del descubrimiento de Michael Faraday el 28 de octubre de 1831, sobre el fenómeno de la Inducción Electromagnética con un generador elemental, desencadenó, primero lentamente y después con gran dinamismo, el uso creciente de la energía eléctrica, que en nuestros días se ha convertido en la fuente de energía utilizada preferentemente en todas las aplica-ciones más comunes, como por ejemplo iluminación, calefacción y fuerza motriz. Después de la invención del generador eléctrico de Corriente Continua (CC), más conocido como dínamo, debido a Gramme en 1870, surgió la idea de emplear esta energía para reemplazar la antigua iluminación a gas, que solamente existía en algunas ciudades de importancia y sirviendo únicamente a algunas calles principales.

En Inglaterra, St. George Lane Fox y Tomás Alva Edison en Estados Unidos, propusieron planes para el suministro de energía eléctrica para iluminación a varios usuarios en forma simultánea y coordinada. Así, en forma casi coincidente, en Londres y Nueva York, en enero y septiembre de 1882 comenzaron a operar las centrales térmicas de Holborn y de la Calle Pearl, suministrando un servicio muy limitado en extensión. Esta última central tenía 4 calderas con una potencia de 250 HP, que suministraban vapor a un grupo de 6 dína-mos. La distribución ideada por Edison, era subterránea, con conductores de cobre aislados que operaban a una tensión de 110 Volts. La baja tensión del sistema, limitaba en forma severa el área de servicio atendida por la Central y, como consecuencia de esta restricción, las centrales proliferaron en las grandes ciudades. Inicialmente la energía eléctrica se utilizaba en iluminación por medio de lámparas incandescentes de fila-mento de carbón; y, como otro hito destacado, en 1884 se empezaron a utilizar motores de corriente conti-nua. Los primeros sistemas fueron de dos hilos y el aumento de la carga condujo a desarrollar el sistema de tres hilos. La figura 1.1, siguiente muestra en a) un sistema de dos hilos y la b) un sistema de tres hilos.

a) b)

Figura 1.1: Sistemas de Distribución en CC; a): Sistema de dos Hilos; b): Sistema de tres Hilos.

Por otra parte, la baja tensión limitaba la distancia de transmisión de la energía con una regulación de ten-sión aceptable. Por tanto, para transmitir mayores bloques de energía a un costo razonable, fue necesario disminuir las pérdidas por efecto Joule, así como los costos de los equipos y/o elementos del sistema. Se encontró que al elevar la tensión, el peso del conductor necesario para transmitir una potencia dada, mante-niendo constante las pérdidas, se reducía significativamente. Si a ello se suma que en el año 1881 Marcel Deprez anunció en la academia de Ciencias en París, que elevando el nivel de tensión se puede transmitir energía eléctrica de cualquier potencia a una gran distancia con pérdidas mínimas, la interconexión de sis-temas distantes era ya prácticamente una realidad. Por este hecho, a Marcel Deprez se le considera como el precursor de la transmisión de energía eléctrica en alta tensión. En 1882 realizó el experimento para transmitir una potencia de 1,5 kW, a una distancia de 57 km, con una tensión de 2.000 Volts en CC.

Paralelamente al desarrollo de los sistemas de 2 y tres hilos para la distribución de la energía eléctrica en CC. se comenzó a investigar la distribución en Corriente Alterna (CA). En 1881, Gaulard y Gibbs, patentaron un sistema de distribución serie en CA y éstos mismos ingleses, en 1883, desarrollaron el transformador que permitió elevar la tensión, con lo que las limitaciones de distancia, debido a las fuertes caídas de voltaje y pérdidas de energía asociadas que afectaban a la generación y distribución en CC, dejaron de tener rele-vancia y permitieron atender a una mayor cantidad de usuarios en forma simultánea. A ello se suma la in-vención en 1885 del generador de CA de potencial constante.

A partir de esa fecha, el empleo de la energía eléctrica, su generación, transmisión y distribución, inicialmen-te en forma monofásica y posteriormente, a partir de 1891, en forma trifásica, permitieron su propagación por el mundo hasta llegar a ser hoy día la forma más frecuente de uso de la energía final. Por esta razón, el sistema de corriente alterna en generación y transmisión desplazó al de corriente continua, permitiendo transmitir grandes bloques de energía a distancias significativas. La superioridad de los motores de corriente

+E -

C 1 C 2

-E +

C 1 C 2

+ E -

C2C1

2

continua con respecto a los de corriente alterna en la tracción, han permitido que aún se mantengan siste-mas de tracción de corriente continua, con tensiones de hasta 3.000 Volts. Hasta hace pocos años se man-tenían en ciertos sectores de algunas ciudades, sistemas de distribución en corriente continua. Actualmente, cuando se requiere de corriente continua se prefiere hacer la conversión de alterna a continua, en el mismo punto de utilización de ésta.

Los primeros sistemas de corriente alterna fueron monofásicos. En el año 1884 Gaulard transmitió en CA monofásica, en Turín (Italia), a través de una línea de 40 km de longitud. En el año 1886 W. Stanley en Great Barrington, Massachussets, instaló en los EE.UU. el primer sistema de distribución monofásico prácti-co, usando transformadores de 500/100 Volts. En 1887 entró en servicio un sistema de transmisión y distri-bución con corriente alterna en la ciudad de Lucerna (Suiza) y en 1888 en Londres. En 1883 Tesla inventó las corrientes polifásicas; en 1886 construyó un motor polifásico de inducción y en 1887 patentó en EEUU un sistema de transmisión trifásico. En 1891 se construyó en Alemania la primera línea de transmisión trifá-sica, con una longitud de 180 km a 12 kV. Los sistemas trifásicos se desarrollaron rápidamente y actualmen-te son de uso general, por las ventajas sobre los sistemas monofásicos que tienen, algunas de las cuales se enumeran a continuación:

1. En un sistema trifásico equilibrado la potencia instantánea es constante, en cambio, en un sistema mo-nofásico es pulsante.

2. Para una misma potencia, un generador o motor trifásico es más pequeño (menor costo) que su corres-pondiente monofásico.

3. El peso total de los conductores de un sistema trifásico, en relación a uno monofásico, por el cual se transmite la misma potencia a igual distancia, resulta sustantivamente menor que en el caso del sistema monofásico.

Otra de las características de la evolución que han sufrido los sistemas de distribución de energía, lo consti-tuye la frecuencia del sistema. Inicialmente se usaron frecuencias bajas para disminuir las reactancias induc-tivas de las líneas y las pérdidas debido a las corrientes parásitas en las máquinas eléctricas. Posteriormen-te se fue incrementando la frecuencia y actualmente en los sistemas eléctricos de potencia se utilizan fre-cuencias de 50 Hz y 60 Hz, debido a que una frecuencia mayor permite utilizar circuitos magnéticos de me-nor sección para una misma potencia dada, lo que da como resultado aparatos de menor tamaño y menor costo.

Desde el punto de vista de los niveles de tensión, ésta se ha ido elevando cada vez más, buscando un ópti-mo económico en la explotación de los Sistemas de Potencia, manifestado en la transmisión de mayores bloques de energía y en la disminución de las pérdidas de energía por efecto Joule en los conductores de la línea. Hasta el año 1917, los sistemas eléctricos operaban como sistemas aislados, transmitiendo energía solamente de un punto a otro a niveles de tensión relativamente bajos comparados con los actuales. Los niveles de tensión en la transmisión aumentaron rápidamente desde 3,3 kV utilizados en la línea de transmi-sión Willamette � Portland en el año 1890, a 11 kV en el año 1896 usados para transmitir aproximadamente 10 MW desde Niágara Falls a Buffalo en Nueva York, para una distancia de 32 km. En ese mismo año se instaló en EEUU una línea de 25 kV. En el año 1903 entró en servicio una línea de 60 kV entre la planta hidroeléctrica de Necaxa y la ciudad de México, siendo este nivel de tensión el más elevado del mundo en aquel entonces. En el año 1913 los niveles de tensión en la transmisión aumentaron a 150 kV y en 1923 a 220 kV. En el año 1936 entró en servicio en EEUU una línea en doble circuito de 287 kV para transmitir 240 MW a una distancia de 428 km, desde la central de Hoover Dam, a través del desierto, hasta las cercanías de Los Angeles. En el año 1946 se inicia un programa de ensayo para diseñar una línea de 345 kV realizado por la American Electric Power (AEP). Esta línea se terminó de construir en el año 1953. Durante el mismo período la Swedish State Power Board de Suecia construyó una línea de 400 kV.

En el año 1964 fue energizada la primera línea de transmisión de 500 kV en EEUU. Una de las razones más significativas para preferir este nivel de tensión sobre el de 345 kV, fue que el incremento de la tensión des-de 230 kV a 345 kV, representaba una ganancia de solamente un 140 % de la potencia a transmitir, compa-rada con la ganancia del 400% al usar un nivel de tensión de 500 kV, que se analizará en mayor detalle en un capítulo posterior. En ese mismo año se inauguró en Canadá la central hidroeléctrica de Quebec con una línea de 603 km de longitud, operando a 735 kV. En 1969 la AEP pone en servicio una línea de 765 kV y en los años 80 se pone en servicio un sistema de transmisión de 1.100 kV en la Administración de Energía Bonneville (BPA). La tendencia a incrementar los niveles de tensión, es motivada principalmente con la in-tención de aumentar la capacidad de transmisión de la línea y a la vez reducir las pérdidas por unidad de potencia transmitida.

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1.2. SISTEMAS DE TRANSMISION EN CORRIENTE CONTINUA EN ALTA TENSION (HVDC).

Un sistema de transmisión en CC, considera las siguientes etapas: La energía eléctrica se genera en co-rriente alterna, la tensión se eleva al valor requerido mediante un transformador elevador, a continuación se rectifica para realizar la conversión a corriente continua y enviar el bloque de energía por la línea; en el ex-tremo receptor se transforma mediante un inversor la corriente continua a corriente alterna, cuyo nivel de tensión se disminuye a través de un transformador reductor a un valor adecuado, para posteriormente inyec-tarla a los sistemas de CA. La figura siguiente, muestra un sistema de transmisión en CC.

Figura 1.2: Esquema Típico de un Sistema de Transmisión en Corriente Continua en Alta Tensión.

La primera instalación de este tipo entró en Servicio en el año 1954 en el continente europeo entre Suecia (Swedish Mainland) y la Isla de Gotland, a través de un cable submarino de 98 km, de longitud, transmitien-do 20 MW a 100 kV. A partir de ese año a la fecha existen en operación numerosos sistemas de transmisión de corriente continua en el mundo. En menos de treinta años, la potencia nominal en un sistema típico au-mentó a 1.800 MW. Los niveles de tensión y las corrientes en la transmisión aumentaron en el mismo lapso de tiempo desde 100 kV a 1.066 kV ( 533 kV a tierra) y desde 200 a 2.000 Amperes, respectivamente.

El uso de corriente alterna para el enlace submarino sueco tuvo grandes trastornos y finalmente no fue po-sible de operar en forma continua, porque la potencia reactiva de compensación requerida por el cable de transmisión no era factible de proporcionar. La eficacia de un tipo de válvula electrónica inventada por U. Lamm en Suecia durante la Segunda Guerra Mundial, hizo posible la primera transmisión submarina en corriente continua exitosa. Su operación confiable y económica justificó posteriormente conexiones entre Suecia y Dinamarca, entre Inglaterra y Francia, entre las principales islas de Nueva Zelandia y entre la isla de Cerdeña e Italia. La transmisión en corriente continua en alta tensión por vía terrestre se ha utilizado en Estados Unidos, Canadá, Inglaterra, Japón, Rusia, Zaire y entre Mozambique y Africa del Sur.

En general, el uso de la corriente continua es factible cuando los ahorros en costo de una línea en corriente continua compensan los costos de las unidades convertidoras (Rectificador-Inversor). Para la misma poten-cia a transmitir, el costo por unidad de longitud de una línea en corriente continua es más bajo que el de una línea en corriente alterna. En la figura siguiente se muestran los costos comparativos de líneas aéreas en corriente continua y corriente alterna, en función de la distancia de transmisión.

Figura 1.3: Costo Comparativo en Líneas de Transmisión Aéreas en CC y CA.

Carga

T/FReductorLínea de

Transmisión

T/FElevador Rectifi-

cadorInver-

sor

(�Break-even�)

Costo

Transmisiónen CC

Transmisiónen CA

Distanciaen km.

325 650 975 1.300 1.525

Distancia mínima comparable

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1.2.1: Algunas Ventajas y desventajas de la Transmisión en HVDC: La transmisión en corriente continua requiere solamente de dos conductores por circuito, en lugar de los tres necesarios en la transmisión en corriente alterna. En consecuencia, existe un menor peso de los conductores en una línea de corriente con-tinua que en una línea de corriente alterna, por ende, las torres pueden ser más pequeñas, con un costo de fabricación menor y de más fácil instalación. Para líneas de igual longitud e igual potencia a transmitir, las pérdidas en la línea son menores en corriente continua que en corriente alterna. Despreciando el efecto pelicular, las pérdidas en la línea de corriente alterna son un 33% más grande que las pérdidas en la línea de corriente continua. En caso de una falla monofásica en la línea de corriente continua los conductores continuarán funcionando a través del retorno por tierra lo que permite reparar la sección en falla sin dejar de transmitir potencia. El hecho de que cada conductor puede actuar como un circuito independiente es muy importante, ya que esto hace que las líneas en corriente continua sean más confiables.

En transmisión submarina de una longitud superior a 32 km. En el caso de líneas de transmisión aérea de gran longitud y gran potencia a transmitir. En la interconexión de grandes sistemas eléctricos mediante enla-ces de pequeña capacidad, donde pequeñas diferencias de frecuencia producirían serios problemas en el control de la potencia transferida. En la interconexión de dos sistemas de corriente alterna que tienen dife-rentes frecuencias de operación. En ciudades con sistemas de cables subterráneos donde las distancias involucradas son grandes.

Las sobre tensiones de maniobra en líneas de corriente continua son menores que en líneas de corriente alterna. En líneas aéreas de corriente alterna se hacen intentos para limitar los valores máximos de las so-bre tensiones a magnitudes de dos a tres veces el valor máximo de la tensión nominal, y a 1,7 veces para el caso de líneas en corriente continua. La radio interferencia y las pérdidas por efecto corona son menores en el caso de corriente continua que en el caso de corriente alterna. La resistencia de un conductor en corriente alterna es más grande que la resistencia de éste en corriente continua, debido al efecto pelicular. Por otra parte, un enlace de transmisión en corriente continua no presenta problemas de estabilidad. Al interconectar sistemas de corriente alterna por medio de un enlace de corriente continua, las corrientes de cortocircuito no se incrementarán tanto como si existiera un enlace de corriente alterna. Esto puede ahorrar requerimientos de condensadores sincrónicos en el sistema.

La reactancia transiente de algunas plantas hidroeléctricas tiene valores por debajo de lo normal (para au-mentar el límite de estabilidad), en este caso el costo de los generadores es más alto. Esto no se requeriría si se utiliza transmisión en corriente continua. Desde este punto de vista, una de las más importantes eco-nomías que se puede lograr al utilizar transmisión en corriente continua, es que la máquina motriz acoplada al alternador, no precisa fijar su velocidad para obtener 50 Hz ó 60 Hz, sino que podría escogerse otra velo-cidad diferente para optimizar económicamente la operación de la central.

En corriente alterna la potencia reactiva que se produce por la capacidad paralelo de un cable conductor, excede largamente a la consumida por la inductancia serie. Esto se debe a que la impedancia de carga está por debajo de la impedancia característica, para evitar sobrecalentamiento de los conductores. Para un ca-ble de 40 � 80 km, a 60 Hz, la corriente de carga es prácticamente igual a la corriente nominal. Una com-pensación shunt podría teóricamente solucionar este problema. Sin embargo, esto es difícil de implementar en aplicaciones con cables submarinos. Los cables para corriente continua no tienen tales limitaciones. Una línea en corriente continua en si misma no requiere de potencia reactiva. Los convertidores en ambos ex-tremos de la línea absorben potencia reactiva desde el sistema de corriente alterna. Esto es independiente del largo de la línea, en contraste con el sistema de corriente alterna, donde el consumo de potencia reacti-va varía casi linealmente con la longitud de la línea.

Dentro de las desventajas más importantes, es la ausencia de interruptores de poder en CC, que representa una seria limitación para este tipo de transmisión, ya que en circuitos de corriente alterna, los interruptores de poder aprovechan la ventaja de los cruces por cero de la corriente, los que ocurren dos veces por ciclo. El arco no se restablece entre los contactos, porque el diseño del interruptor es tal, que la fuerza de inte-rrupción de la trayectoria del arco entre los contactos permite su extinción. En el bloqueo de la corriente continua en líneas radiales, se realiza mediante el control de la grilla de los convertidores a válvulas.

La producción de armónicos debido a la operación del convertidor, ocasiona problemas de interferencia en líneas telefónicas de audiofrecuencia. Esto obliga a poner filtros en ambos extremos de la línea de transmi-sión en corriente continua para suprimir estos armónicos.

Finalmente, se debe consignar que en un sistema de corriente alterna la tensión del extremo receptor de una línea larga en vacío, es considerablemente más alta que la nominal. Este fenómeno, denominado efecto Ferranti, es una limitación en líneas de corriente alterna que no aparece en líneas de corriente continua. La figura siguiente muestra un típico sistema bipolar de transmisión en CC.

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Figura 1.4: Sistema Bipolar de Transmisión en CC.

1.3. LOS INICIOS EN CHILE.

Solamente unos pocos años después de la aparición de las centrales de Holborn y de Pearl Street, en el año 1897, se puso en operación la primera central generadora chilena: la Central Hidroeléctrica de Chivilingo, ubicada 10 km al sur de Lota, con dos alternadores Siemens de 250 kVA cada uno, 400 Volts, 50 Hz, con una altura de la caída de agua de 110 m dotada con turbinas Pelton, fabricadas por Voith, que fue la primera planta generadora de América del Sur. Fue construida por la firma norteamericana Consolidated Company para la Compañía Carbonífera de Lota. La energía generada se transmitía por una línea trifásica en 10 kV, con una longitud de 10 km.

El 1 de junio de 1900, se puso en servicio la primera central de servicio público propiamente tal en Santiago, en la esquina de las calles Mapocho con Almirante Barroso, con dos máquinas de 676 kW cada una, de CC. Se generaba en 500 Volts y se distribuía en 250 Volts. Ese mismo año, en Valparaíso, se puso en servicio la Central Térmica Aldunate, con dos unidades de CC, tipo locomóvil, que posteriormente, en el año 1904, se reemplazaron por turbogeneradores de 500 y 1.000 kW, cada uno. En 1905, se organizó la Compañía General de Electricidad Industrial, actual CGE, que puso en servicio una planta térmica en el camino de Lo Bravo, Ñuñoa, de 100 kW.

La migración hacia la CA. se inició el año 1905 con la puesta en servicio de la central hidroeléctrica de El Sauce, en el embalse Campamento sobre el lago Peñuelas, próximo a Valparaíso, propiedad de la Cía. Alemana Trasatlántica de Electricidad, que contaba con un alternador de 1 MVA, 7 kV, 50 Hz, interconecta-da con la S/E Aldunate mediante una línea de unos 20 km a 7 kV. Esta misma empresa, puso en servicio la Central Hidroeléctrica Florida, cerca de Santiago con 4 generadores de 3 MVA cada uno, 50 Hz y 12 kV. Esta central se interconectó con la de Mapocho en Santiago mediante las líneas Florida-Victoria-Mapocho en 12 kV. Este sistema se amplió posteriormente con las subestaciones de Unión Americana, 1910 y Villavi-cencio, 1914, para posteriormente formar un anillo en torno al centro de Santiago en el año 1924.

La Chile Exploration Company, que explotaba la mina de Chuquicamata, puso en servicio la Central Termoe-léctrica de Tocopilla en 1915, con tres unidades Escher Wyss de 10 MVA cada una, 50 Hz y 5 kV, unida a la mina por una línea de transmisión a 110 kV, instalada solamente 5 años después de haberse utilizado esta tensión por primera vez. Desde allí en adelante comienza el empleo masivo de la electricidad en Chile, en forma aislada primeramente, para llegarse a interconexiones graduales del sistema eléctrico nacional en forma posterior.

A continuación se muestran algunas de los sistemas eléctricos existentes en Chile, desde el año 1935, en que prácticamente solamente existían sistemas aislados.

En la figura 1.5, se aprecian que existían esbozos de interconexiones en la segunda región entre Tocopilla y Chuquicamata y entre las Oficinas Salitreras María Elena, Coya Sur y Pedro de Valdivia. En la tercera re-gión, entre Chañaral, Montandón y Potrerillos, en la Zona Central, uniendo la Región Metropolitana con la Quinta Región, contando con los aportes de las centrales Sauce, Florida, Maitenes, Queltehues y Las Ve-gas. En la Sexta Región, se interconectaban las centrales de Coya y Pangal con la mina de Sewell. Más al sur no había otra interconexión que la existente entre la Central de Chivilingo y Lota. Las restantes ciudades,

Id (-)

Vd

Vd

Id (+)

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tenían generación local y en algunos casos sólo por ciertos períodos durante el día. La figura 1.6, muestra el sistema existente en la zona que va desde el límite norte hasta la Isla grande de Chiloé. A los dos sistemas interconectados presentes en el Norte Grande, se le agrega el del Norte Chico, con base en las Centrales hidroeléctrica de Los Molles, con una caída de 1.050 metros y termoeléctrica de Guayacán que permitían atender los requerimientos conjuntos de La Serena, Coquimbo, Ovalle y Punitaqui.

El Sistema de la Zona Central, se extendió desde la Quinta Región por el Norte, hasta Talca, en la Séptima Región por el Sur. Los nuevos aportes a la generación, fueron: Laguna Verde, Los Quilos, Volcán y Sauzal.

Siguiendo hacia el Sur, el Sistema de la Región del Bío Bío, sustentado por la Central Abanico, unía desde Chillán por el Norte, hasta Victoria por el Sur, con un ramal por la zona costera, que arrancando desde Con-cepción unía Coronel, Lota, Carampagne y Tres Pinos. Aparece ya por esta época, otro sistema que inter-conecta parte importante de la Décima Región. Con base en la Central Pilmaiquén, se unían, Valdivia por el Norte, hasta Puerto Montt por el Sur, atendiendo a Corral, La Unión, Osorno y Puerto Varas.

La figura 1.7, muestra el sistema interconectado Norte Grande (SING), al año 1997, que abarca la primera y segunda regiones geográficas y las figuras 1.8 a 1.10, muestran los sistemas existentes en el país al año 1990. La figura 1.11, muestra la predicción realizada por ENDESA, a mediados de la década de los 70, del Sistema Eléctrico esperado para el año 2.000, que se ha cumplido aproximadamente.

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Figura 1.5: Sistema Eléctrico Chileno en el año 1935

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Figura 1.6: Sistema Eléctrico Chileno en el año 1954

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.

Figura 1.7: Sistema Interconectado Norte Grande.

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Figura 1.8: Sistema Interconectado Central

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Figura 1.9: Sistema de la Sexta Zona Eléctrica

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Figura 1.10: Sistema de la Séptima Zona Eléctrica

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1.4. CARACTERISTICAS GENERALES DE LOS SISTEMAS ELECTRICOS.

Un sistema eléctrico, está constituido por centrales de generación de energía eléctrica, subestaciones, líneas de transmisión, líneas de distribución, gran diversidad de cargas eléctricas y una enorme variedad de equipos adicionales, con el objetivo que el suministro de energía eléctrica se realice con una calidad de servicio óptima.

La demanda total de un sistema eléctrico, está formada por un gran número de cargas individuales de diferentes tipos (industrial, comercial, residencial); en general, una carga absorbe potencia activa y po-tencia reactiva, de modo que la potencia total suministrada por el sistema en cada instante es igual a la potencia total absorbida por las cargas, más las pérdidas del sistema. En el capítulo 6, se hace un estu-dio más detallado de las cargas.

La potencia media total suministrada por el sistema varía en función del tiempo siguiendo una curva que puede predeterminarse con bastante aproximación y que depende del ritmo de las actividades humanas en la región servida por el sistema (conexión y desconexión de cargas individuales en forma aleatoria). En la figura 1.12 se representa una curva de este tipo, durante un período de 24 horas, lo que se deno-mina curva de carga diaria. El área bajo la curva representa la energía eléctrica provista por el sistema eléctrico durante ese período de tiempo.

Figura 1.12: Curva de Demanda Diaria de un Sistema.

La tabla siguiente muestra el uso de la energía eléctrica en Chile en el año 1996, según cifras de la Co-misión Chilena de Energía, este consumo, porcentualmente, no difiere sustancialmente de lo que ocurre en otros países.

Tabla Nº 1.1: CONSUMO SECTORIAL DE ENERGIA EN CHILE (Año 1996)

Sector Consumo [GWh] Consumo [%] Industria y Minas 18.442 65,75 Comercial Público y Residencial 8.184 29,18 Transporte 200 0,71 Centros de Transformación 1.225 4,36 Total 28.051 100,00

1.4.1: Fuentes de Energía Eléctrica: La energía eléctrica proviene de la transformación de la energía existente en alguna de las siguientes fuentes: Hidroenergía, en que la transformación de la energía en este caso, se realiza por medio de las centrales hidráulicas. Eólica, en este caso se aprovecha la energía del viento. Combustibles fósiles, como carbón, petróleo, gas o nuclear, en que se obtiene energía térmica a partir de estos para accionar una turbina. Geotermia, en que se aprovecha la temperatura elevada de capas subterráneas, biomasa, en que se aprovechan residuos vegetales (forestales) y/o plantaciones con carácter energético y energía solar, que se puede emplear directamente mediante celdas fotovoltaicas o

Potencia [MW]

0 4 8 12 16 20 24 Tiempo [Hrs.]

Potencia Máxima Demandada Sobre el Sistema

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bien para elevar la temperatura de algún líquido que, gasificado, accionará una turbina.

- Hidroenergía: En este caso pueden existir diferentes tipos de centrales hidráulicas: De embalse, de pasada, mixtas y mareomotrices. Las primeras pueden almacenar el agua por períodos de tiempo largos (dependiendo de la capacidad del embalse) y generar cuando es necesario realizar aportes al sistema. Las de pasada deben generar permanentemente, pues en este caso el agua no se puede almacenar; las mixtas tienen un pequeño embalse que permite un período reducido de almacenamiento y finalmente las mareomotrices, que operan por diferencias de nivel entre la alta y baja marea.

Las figuras siguientes muestran estos tipos de centrales hidráulicas. La figura 1.13, muestra una típica central de embalse chilena, la central de Rapel, que en la fotografía está descargando exceso de agua acumulada por sus vertederos. Esta central tiene una potencia instalada de 350 MW. La figura siguiente, muestra la Central Cipreses de 101,4 MW, ubicada en la cabecera de la cuenca del río Maule captando las aguas de la Laguna Invernada y la figura 1.15, muestra un esquema de operación de una central ma-reomotriz. De este último tipo la más conocida es �La Rance� ubicada en el estuario del río del mismo nombre, en las cercanías de Saint-Malo en Bretaña, Francia, con una potencia de 350 MW, que opera desde 1966, funcionando 2.000 horas a plena potencia y cuatro mil horas a potencia reducida. Otra cen-tral de este tipo es la de Kislaya, en Rusia de 400 kW, de carácter experimental.

Figura 1.13: Central de Embalse Típica: Rapel

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Figura 1.14: Central Cipreses, Mostrando Parte del Patio de Alta Tensión

Figura 1.15: Esquema de una Central Mareomotriz

- Centrales Térmicas: Entre estas están las de Vapor Convencional, que se muestra en la figura 1.16, donde el calor desprendido por la combustión de carbón, petróleo o gas, convierte el agua en vapor que acciona una turbina que va solidariamente unida al alternador. La figura 1.17, muestra una central de gas natural de Ciclo Combinado. Estas centrales trabajan con dos ciclos separados, uno opera con una turbi-na de gas y el otro con una turbina de vapor. De esta manera la producción global de electricidad se de-be al aporte de los dos alternadores. El primero de ellos está movido por la turbina de gas cuyos gases de escape, de alta temperatura, se utilizan como fuente de energía del segundo ciclo, de vapor conven-cional, el que a su vez opera como una central de vapor clásica.

Luego, las figuras 1.18 a 1.21, muestran centrales de fisión nuclear, cuyo principio de funcionamiento es similar a las centrales térmicas convencionales, con la diferencia que aquí la fuente de calor es la fisión de los átomos de un combustible nuclear. Entre estas centrales están las de agua a presión, de agua en

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ebullición, enfriada por gas y con reactor reproductor rápido.

El primer tipo, con Reactor de Agua a Presión, mostrado en la figura 1.17, es la más difundida en el mundo y fue desarrollada principalmente en los Estados Unidos y Rusia. Inicialmente el diseño de estos reactores, fue realizado por Westinghouse y posteriormente Kraftwerk Union y Framatome, desarrollaron modelos basados en estos mismos principios. En estos reactores, el agua es usada como moderador (es decir, el material que es empleado para reducir la energía de los neutrones) y como refrigerante. Su combustible es Uranio enriquecido, hasta un 4 %, en forma de óxido. El agua de refrigeración, que circula a gran presión lleva la energía térmica desprendida en el núcleo del reactor a un intercambiador de calor, donde se genera el vapor que acciona el grupo turbina generador.

1: Quemador 5: Alternador 2: Serpentín 6: Bomba de Condensado 3: Chimenea 7: Condensador 4: Turbina 8: Agua de Refrigeración

Figura 1.16: Central Térmica Convencional

Figura 1.17: Central de Ciclo Combinado con gas natural

Los Reactores de Agua en Ebullición, figura 1.19, son ampliamente usados en el mundo. Utilizan como combustible uranio ligeramente enriquecido en forma de óxido. El agua, actúa como refrigerante y mode-

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rador. En este tipo de reactores la ebullición del agua ligera tiene lugar en el interior del núcleo del reac-tor, en el que la presión es inferior a la del sistema anterior. El vapor producido se separa del caudal del agua refrigerante por medio de unos separadores y unos secadores y a continuación opera sobre la tur-bina. Los reactores de este tipo han sido diseñados por General Electric y construidos principalmente en Estados Unidos, Japón y Suiza.

1 Cuerpo del Reactor 7 Intercambiador de Calor 2 Combustible (Uranio enriquecido) 8 Turbina de vapor 3 Moderador (Grafito) 9 Generador 4 Refrigerante (Agua a 42 atmósferas) 10 Condensador 5 Varillas de regulación 11 Bomba de recirculación de la turbina 6 Protección Biológica 12 Bomba de recirculación del refrigerante

Figura 1.18: Reactor de Agua a Presión (PWR)

Otro tipo de reactores, son los enfriados por gas (CO2), donde éste está en contacto directo con el ma-terial fisionable que es Uranio natural. El calor es transferido a un circuito de agua-vapor, que actúa como refrigerante secundario y cuyo salto térmico es aprovechado para sobrecalentar el agua vaporizándola y es este vapor el que acciona directamente la turbina, como se aprecia en la figura 1.21.

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1 Cuerpo del Reactor 6 Protección Biológica 2 Combustible (Uranio enriquecido) 7 Turbina de vapor 3 Moderador (Agua natural) 8 Generador 4 Refrigerante (Agua natural) 9 Condensador 5 Varillas de regulación 10 Bomba de recirculación de la turbina

Figura 1.19: Reactor de Agua en Ebullición (BWR)

1. Núcleo 6. Turbina 2. Barras de Control 7. Alternador 3. Cambiador Sodio � Sodio 8. Bomba de Condensado 4. Separador 9. Condensador 5. vasija 10. Agua de Refrigeración

Figura 1.20: Reactor Reproductor Rápido

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Figura 1.21: Reactor Enfriado por Gas (CGR)

Fusión Nuclear: Tecnología no disponible en la actualidad, basada en la liberación de energía prove-niente de la fusión de átomos ligeros que se obtiene a millones de grados de temperatura. El desafío de la fusión implica un doble reto: aumentar la velocidad de desplazamiento de las partículas y mantenerlas juntas, de manera que un número suficiente de ellas reaccione.

Con ello se busca conseguir un gas sobrecalentado de manera que los electrones salgan despedidos de sus órbitas y en ese estado de disgregación de la materia, llamado plasma, las partículas cargadas pue-dan ser controladas por un campo magnético.

En la actualidad la tecnología de la fusión se encamina fundamentalmente por dos vías: la magnética de los reactores llamados �Tokamak�, que en síntesis es un dispositivo toroidal, y los de �Espejo�, que es un dispositivo lineal, cuyo principal desarrollo se encuentra en los laboratorios de Estados Unidos y Rusia. La otra vía es la del confinamiento inercial, con intervención del láser. La energía ilimitada que los reacto-res de fusión generarían y la casi despreciable contaminación de sus deshechos radioactivos que se producirían, explican que los reactores de fusión sean el gran desafío de la ciencia actual y los enormes recursos que los países más desarrollados invierten en tales proyectos. La solución óptima sería el lograr una �fusión fría�, dado que el principal problema consiste en la actualidad en lograr durante un tiempo suficiente la elevada temperatura requerida, en condiciones controladas, para desencadenar el proceso.

La figura 1.22, muestra un reactor de fusión, del tipo toroidal descrito anteriormente.

Figura 1.22: Reactor de Fusión Otro tipo de centrales térmicas, son las Geotérmicas, figura 1.23, en que básicamente se aprovecha la

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temperatura de la tierra, en forma de una concentración de calor, producida por diversas razones, tales como reacciones exotérmicas, zonas volcánicas o yacimientos de minerales radioactivos. Esta concen-tración de calor, se puede aprovechar mediante una corriente de agua existente o inyectada, para la pro-ducción de energía útil.

Hay dos clases de geotermia, de baja temperatura y de alta temperatura. La primera de ellas correspon-de a yacimientos subterráneos de agua caliente, con temperaturas que en general no sobrepasan los 90 ºC y se encuentran a profundidades normalmente accesibles por sondeo. La geotermia de alta tempera-tura se presenta bajo cuatro modalidades, el vapor seco, el vapor húmedo, la roca seca caliente y los depósitos de geopresión. La primera de ellas es la de más fácil aprovechamiento y el ejemplo más anti-guo de esta aplicación, corresponde a las instalaciones de Larderello y Monte Amiata con 420 MW en Italia, siendo la más importante la de San Francisco en USA con 900 MW. Existen otros aprovechamien-tos en México, e Islandia y sitios con alto potencial en Centro y Sur América. En Chile el yacimiento más conocido es el de El Tatio al interior de Antofagasta, que según prospecciones realizadas en su momen-to, podría producir algunos cientos de kW, aunque últimamente el proyecto más avanzado es el de Cala-bozo en la Laguna de El Maule que usará una nueva tecnología desarrollada en USA en los últimos años, que se conoce como "tubos de potencia".

Esta nueva opción energética, aprovecha las mayores temperaturas que hay en el subsuelo terrestre para generar electricidad. A diferencia de la geotermia convencional, los "tubos de potencia" no necesitan agua o vapor, ya que para generar electricidad se instalan módulos y un generador bajo la superficie.

Para ello, se requiere realizar perforaciones de 116 centímetros de diámetro, que lleguen a profundida-des en que el calor esté sobre 105 ºC. Los prototipos que hay en Austin y Houston necesitaron 6 mil me-tros para alcanzar esas temperaturas. Ese calor se necesita para calentar los tubos de la caldera. Estos contienen aceites, que al gasificarse ejercen presión para poner en rotación una turbina, que está aco-plada a un generador.

Una vez que se realiza ese proceso, el gas que asciende es nuevamente condensado, permitiendo reuti-lizar el aceite en un nuevo ciclo. Mientras haya calor estas plantas están operativas el 100% del tiempo. Sólo se requieren seis horas y media, cada cinco años, para realizar las mantenciones.

La figura 1.23 muestra una planta geotérmica convencional.

Figura 1.23: Planta Geotérmica convencional

Finalmente, dentro de las centrales térmicas están las plantas OTEC (Ocean Thermal Energy Conver-sion) y las Termo solares. La figura 1.24, muestra un esquema básico de la operación de la primera de estas centrales. Estas obtienen la energía, mediante un ciclo termodinámico, aprovechando la diferencia de temperatura existente en el agua del mar a distintas profundidades.

Las corrientes marinas templadas, provenientes del trópico, calientan un fluido térmico de bajo punto de ebullición (por ejemplo amoníaco) el que convertido en gas, acciona una turbina. A la salida de ésta, el amoníaco es condensado por una corriente de agua fría situada a una mayor profundidad.

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Los costos de las componentes de la central, tuberías (pueden alcanzar entre 600 y 1.000 metros para tener el gradiente de temperatura adecuado entre los focos caliente y el frío), turbina y cambiadores de calor, son muy elevados lo que ha hecho que esta tecnología no se haya desarrollado hasta la fecha.

Figura 1.24: Esquema de una Planta OTEC

Por último, las Centrales Termo solares, son similares a una planta térmica convencional, con la pecu-liaridad de que el calor empleado para producir el vapor que acciona el grupo turboalternador proviene de la radiación solar concentrada en un sistema receptor. Según la forma de concentrar la radiación solar, estas centrales pueden ser de dos tipos: De Colector Central y de Colector Distribuido. En el primer caso, la radiación solar se concentra en un receptor colocado en una torre mediante grandes espejos (helióstatos), que se orientan automáticamente siguiendo el curso del sol. Las centrales del segundo tipo, concentran la radiación solar mediante espejos parabólicos en tubos que llevan un fluido térmico, si-guiendo la línea focal del colector.

En general estas centrales requieren de un sistema de almacenamiento de calor para funcionar en horas nocturnas o en días nublados.

En España, Almería, existe un centro de ensayo para este tipo de tecnología, en donde hay instaladas una central de colector central de 1 MW, instalada en 1982 y dos de 0,5 MW, instaladas en el año 1981, de las que una de ellas es de colector central y la otra de colector distribuido. La figura 1.25, muestra una central del primer tipo.

Figura 1.25: Central Termosolar de Colector Central - Energía Eólica: Convierte la energía del viento en energía eléctrica mediante una aeroturbina que hace

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girar un alternador. La máquina aprovecha el flujo dinámico de duración cambiante y con desplazamiento horizontal del viento. La cantidad de energía obtenida es proporcional al cubo de la velocidad del viento, lo que muestra la importancia de este factor.

El procedimiento es viable para una gama de vientos comprendidos entre los 5 y 20 m/s. Para velocida-des inferiores a 5 m/s el aparato no funciona y por encima del límite superior debe detenerse para evitar averías, poniéndose en bandera.

Las principales limitaciones de estas máquinas, se presentan por el límite impuesto a la eficiencia de ellas. En efecto el coeficiente de Betz, establece un límite teórico máximo inferior al 60 %, lo que obliga a que las aspas sean de grandes dimensiones para obtener potencias elevadas.

En general, aunque el viento tiene un comportamiento muy aleatorio en cortos intervalos, en grandes períodos de tiempo es bastante predecible. Ello ha llevado a la construcción de importantes Granjas Eóli-cas, de las que las más conocidas son las de California en USA, cuyo aporte al sistema eléctrico es signi-ficativo. Sin embargo, siempre deben operar con el respaldo de un sistema, dado que la ausencia de viento impide la generación.

En la actualidad la tecnología más difundida es la de rotor horizontal, por su madurez, sin embargo tam-bién se han desarrollado las máquinas de rotor vertical (del tipo Darrieus o variantes de éste con geome-tría variable). El inconveniente de estas máquinas es que carecen de suficiente torque de arranque, pero su ventaja en relación a las máquinas de rotor horizontal es que el generador está ubicado a ras del sue-lo, en lugar de estar en la cúspide de la torre como ocurre con aquellas. En USA, se han construido gene-radores experimentales de 2,5 MW y en Suecia de 3 MW con torre de 70 metros de altura. La figura 1.26a), muestra una máquina de rotor horizontal y la b) una de rotor Vertical.

a) b)

Figura 1.26: Centrales Eólicas. a) Rotor Horizontal; b) Rotor Vertical

- Energía Solar: El último tipo de energía aprovechable para generación de grandes potencias, puede

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ser, a futuro, el denominado sistema fotovoltaico. El gran inconveniente que presenta en la actualidad es el bajo rendimiento de estos sistemas, del orden de un 12 %, lo que obliga a que los paneles que portan las células fotovoltaicas, deban ocupar enormes superficies para generar potencias significativas, por lo que actualmente, la tecnología está siendo empleada solamente para producir pequeñas potencias en lugares aislados que permiten atender radio estaciones, ayudas de navegación aérea, consumos domés-ticos, etc.

El principio de funcionamiento de estos sistemas es la generación de corriente continua debido a la exci-tación que sufren los electrones de ciertos semiconductores como por ejemplo silicio, sulfuro de cadmio, fosfuro de indio, etc. debido a la incidencia de la radiación solar La base de la generación son las celdas fotovoltaicas, cuya corriente típica es del orden de los 0,2 A. a una tensión de 0,5 V. De este modo, para lograr potencias significativas, se deben realizar arreglos de grandes unidades conectadas entre sí, lo cual ha limitado su aplicación. La figura 1.27 muestra una aplicación de muy baja escala

. Figura 1.27: Sistema Fotovoltaico

1.4.2: Oferta de la Energía Eléctrica en Chile: Según cifras de la Comisión Nacional de Energía (CNE), el sector Eléctrico en Chile, año 2001, tenía la composición que se muestra en la tabla Nº 1.2:

Tabla Nº 1.2: Composición de la Oferta del Sector Eléctrico en Chile al año 2001

Potencia Bruta [MW] Sistema

Hidroenergía Térmica Total SING 13,390 3.437,550 3.450,940SIC 4.025,800 2.548,900 6.574,700AYSEN 4,060 13,050 17,110MAGALLANES 0,000 64,500 64,500ISLA DE PASCUA 0,000 2,775 2,775TOTAL 4.043,250 6.066,775 10.110,025

Fuente: Comisión Nacional de Energía

En cuanto a la disponibilidad de fuentes de energía primaria, los recursos hídricos y su ubicación se muestran en la tabla siguiente:

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Tabla Nº 1.3: DISTRIBUCION GEOGRAFICA DEL POTENCIAL HIDROELECTRICO CHILENO

POTENCIA [MW] ZONA TOTAL VIABLE DE

EXPLOTAR (Est.) EN

EXPLOTACION%

EXPLOTADOPOSIBLE DE EXPLOTAR

NORTE: I A IVREGIONES

200 27 13,50% 173

CENTRO � SUR:V A X REGIONES

14.430 4.009 27,78% 10.421

AUSTRAL:XI Y XII REGIONES

5.800 9 0,16% 5.791

TOTAL PAIS 20.430 4.045 19,80% 16.385

Fuente: Comisión Nacional de Energía

Desde el punto de vista del abastecimiento de energéticos primarios, las cifras y predicciones de la CNE, señalan la siguiente composición para los años 1997, 2005 y 2015, expresados en porcentaje del total requerido:

Tabla Nº 1.4: COMPOSICION ESPERADA DE LA OFERTA ENERGETICA EN CHILE

AÑO GAS NATURAL HIDRO INTERCONEXION CARBON PETROLEO OTROS TOTAL1997 1 % 59 % 0 % 29 % 9 % 2 % 100 %2005 28 % 41 % 3 % 19 % 7 % 2 % 100 %2015 24 % 44 % 11 % 21 % (*) 100 %

(*): Para el año 2015, se han agrupado las fuentes menos relevantes: carbón, petróleo y otros.

Fuente: Comisión Nacional de Energía.

1.5. ASPECTOS BASICOS DE LAS LINEAS ELECTRICAS.

En este apartado, se pretende sentar las bases conceptuales del curso de Líneas de Transmisión (Sis-temas de Potencia I), entregando algunas definiciones y formalizando un lenguaje común a emplear du-rante el curso.

1.5.1: Objetivos y Clasificación de las Líneas Eléctricas: Los objetivos de las líneas como componen-tes de un Sistema Eléctrico de Potencia (SEP), se pueden resumir en:

Transmitir la Energía Eléctrica (EE) desde las centrales de generación a los centros de consumo.

Distribuir la EE a los consumos individuales

Interconectar distintas centrales y/o subestaciones (S/E) entre si, para configurar un sistema más confiable y económico en su operación.

No existe una clasificación normalizada para las líneas eléctricas, por lo que se establecerá una como la siguiente:

a) Según su Objetivo: Desde este punto de vista, las líneas se clasifican en:

- Líneas de Transmisión: Transmiten la Energía Eléctrica (EE) desde las centrales de generación a Subestaciones (S/E) importantes; interconectan centrales o S/E. entre sí. Se caracterizan por transmitir grandes bloques de energía a tensiones elevadas. En Chile los niveles de tensión ac-tualmente en uso son: 66; 110; 154; 220 y 500 kV. En otros países hay líneas de 750, 1100 y 1.750 kV (esta última de tipo experimental).

- Líneas de Distribución Primaria: Transmiten la EE desde S/E importantes a centros de consu-mo localizados, grandes ciudades o áreas geográficas específicas. Los valores de tensión usua-les son: 12, 13, 2, 15 kV y 23 kV, este último nivel de tensión para distribución rural.

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- Líneas de Distribución Secundaria: Tienen por objeto proporcionar la EE a los usuarios que representan consumos pequeños. Las tensiones son 220 y 380 Volts.-

La figura 1.28 siguiente, muestra un diagrama unilineal de un SEP, con diferentes niveles de tensión de operación.

Figura 1.28: Diagrama Unilineal de un SEP, Mostrando los Diferentes Niveles de Tensión a los que Operan las Líneas Eléctricas.

b) Según su Forma Constructiva: De acuerdo a esta alternativa, las líneas se clasifican en:

- Líneas Aéreas: En ellas, los conductores, usualmente desnudos, van montados en estructuras con-venientemente aisladas de las fases que conforman la línea por sistemas de aislación apropiados al nivel de tensión de operación de ésta.

- Líneas Subterráneas: En este caso los conductores, adecuadamente aislados, van ubicados direc-tamente bajo tierra o bien en ductos especiales.

Ambos tipos de líneas se pueden emplear indistintamente en alta o baja tensión. Sin embargo, por razo-nes de economía, se emplean preferentemente las líneas aéreas en alta tensión y subterráneas en media y baja tensión. La línea en mayor tensión subterránea existente en Chile es de 110 kV y alimenta el Metro de Santiago.

c) Según su Tensión de Operación: La normativa eléctrica chilena define las líneas según su tensión de operación en:

- Líneas de Baja Tensión (BT): Son aquellas que operan a tensiones menores que 1.000 Volts. - Líneas de Media tensión (MT): Las que operan a tensiones comprendidas entre 1 y 60 kV. - Líneas de Alta Tensión (AT): Las que operan a tensiones comprendidas entre 60 y 220 kV. - Líneas de Extra Alta Tensión (EAT): Las que operan a tensiones mayores de 220 kV.

d) Según su Modelo Eléctrico: Dependiendo del modelo empleado para representarlas, las líneas se clasifican en:

- Líneas Cortas: Son aquellas en que su tensión de operación es menor a 110 kV y su longitud es inferior a 50 km.

- Líneas de Mediana Longitud: Su tensión de operación es mayor o igual a 110 kV y su longitud está comprendida entre 50 y 200 km.

- Líneas de Gran Longitud: Su tensión de operación es mayor que 110 kV y su longitud es superior a 200 km.

1.5.2: Caracterización Topológica de los Sistemas Eléctricos: Desde el punto de vista topológico, los sistemas de potencia reciben diferentes denominaciones, dependiendo de la configuración que presen-tan. Se distinguen los sistemas radiales, en anillo y enmallados. El primero de ellos, se muestra en la figura 1.28. Se caracterizan porque en estos sistemas no existen caminos cerrados. Es decir, las líneas que arrancan de los alimentadores siguen caminos separados sin volver a encontrarse. Desde el punto de vista de la economía, son los más baratos, pero a la vez, desde el punto de vista técnico, ofrecen po-ca confiabilidad y son sensibles a fallas, que pueden desenergizar todo el alimentador.

Circuito A

Circuito B

Alimentador de 12 kV

12/0,38 kV154/12 kV

13,2/154 kV

13,2 kV

Con-sumos

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Figura 1.29: Ejemplo de un Sistema Radial

Los Sistemas en Anillo, al menos tienen un lazo, por lo cual mejoran los aspectos de confiabilidad, ya que en caso de alguna falla, parte del sistema se puede mantener operando. La figura 1.30, muestra un ejemplo de este tipo de sistemas.

Figura 1.30: Ejemplo de un Sistema en Anillo

Finalmente están los Sistemas Enmallados, en que existen varios lazos dentro de él, por lo que la confiabilidad de este tipo de sistemas aumenta considerablemente en relación a los anteriores, pero también se incrementa su costo. La figura 1.31, muestra un ejemplo de sistema enmallado.

Figura 1.31: Ejemplo de un Sistema Enmallado

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En la etapa de diseño de un SEP, deberá optarse por uno u otro tipo de sistema, dependiendo de nume-rosos factores, dentro de los cuales los principales lo representan la confiabilidad que debe tener el sis-tema y el factor económico.

1.6. CARACTERISTICAS DE ALGUNOS TIPOS DE CONDUCTORES.

En general, las principales características de un buen conductor son: elevada conductividad, apropiada resistencia mecánica a la tracción y bajo costo. Adicionalmente en el caso de líneas aéreas, se requiere que sean de bajo peso por unidad de longitud.

Los mejores conductores a temperatura ambiente son los metales y de entre éstos, el cobre y el aluminio puros o combinados con acero u otros materiales. De los conductores señalados, el acero tiene la mayor resistencia a la tracción, el cobre la mejor conductividad ( ) y el aluminio el menor peso, cuando se les compara en iguales condiciones de longitud, sección y temperatura de trabajo.

En cuanto al cobre, existen tres clases comerciales referente a su resistencia mecánica; duro, semiduro y recocido. Los primeros se trefilan en frío, los segundos con un proceso de recocido antes de las últimas etapas de trefilación y los últimos se someten a un proceso de recocido después de las etapas finales de trefilación.

Los fabricantes comerciales de conductores de cobre, le asignan nombres específicos a sus productos y entre los principales tipos empleados en la construcción de líneas se tienen:

Conductores macizos, usualmente cilíndricos. Conductores cableados, formado por varios hilos convenientemente trenzados Conductores copperweldt, conductor cableado de cobre, con alma de acero Conductores copperweld-copper conductor cableado de cobre con alma de acero y cobre. En general los conductores macizos se emplean para secciones pequeñas, hasta 16 mm2 aproximada-mente, y los cableados para secciones mayores.

Los conductores de aluminio puro se fabrican tanto macizos como cableados. En cuanto a los conducto-res compuestos, el más utilizado es el ACSR. (Aluminium Cable Steel Reinforced) formado por hilos de aluminio, trenzados sobre un núcleo compuesto de hilos de acero. Existen otras denominaciones de fá-brica para cables de aluminio, que dependen del tratamiento térmico que se le ha aplicado y tipo de alea-ción, como por ejemplo: ALDREY, que es una aleación de aluminio magnesio y hierro.

La elección del conductor a emplear en la construcción de una línea, depende de varios factores, como por ejemplo ubicación geográfica, limitaciones eléctricas, mecánicas y térmicas y, por supuesto, el factor económico que usualmente es decisivo.

1.7. UNIDADES DE MEDIDA DE LOS CONDUCTORES ELECTRICOS.

Para especificar un conductor, además del material de que está fabricado, se debe señalar su diámetro y/o sección. En los países en que se emplea el sistema inglés, el diámetro se especifica en pulgadas o milésimas de pulgada (mil) y el área de la sección transversal en pulg2 o más habitualmente en circular mils (CM). Estas unidades se definen como sigue:

1 Mil = 0,001 pulgada = 10-3 pulgada 1 CM = Area de un conductor cuyo diámetro es igual a 1 mil Entonces:

1 CM = 232623 mm100,5067mm)(25,4001104

pulg)(104

Por tanto: 1 mm2 = 1.973,5 CM. 000.2 CM para estimaciones prácticas.

Si el diámetro de un conductor se expresa en mils, su área, expresada en CM resulta igual a d2:

A = 2623 d104

)10(d4

Por lo cual, la sección de un conductor expresada en CM, resulta igual al cuadrado de su diámetro ex-presado en mils.

En el sistema inglés, es muy utilizado el sistema AWG (American Wire Gage). Este sistema se define en

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base a una serie de calibres, en el cual la razón entre diámetros consecutivos se mantiene constante. El primer calibre (mayor) se identifica como 4/0 y se le asigna un diámetro de 460 mils, y al calibre Nº 36, último de la serie (menor) se le asigna un diámetro de 5 mils, como se muestra en la tabla siguiente:

Tabla Nº 1.5: CALIBRES AWG DE ALGUNOS CONDUCTORES DE COBRE

Nº Diámetro 0000 = 4/0 460/1 = 460 000 = 3/0 460/k 00 = 2/0 460/k2

1 460/k3

2 460/k4

.. ..

.. .. 36 460/k39 = 5

Esta razón �k�, entre diámetros consecutivos se calcula a partir de la relación entre los valores extremos:

1,122992K92K

K460460

5460 3939

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A su vez, la razón entre secciones consecutivas (correspondiente a diámetros sucesivos) será:

1,261k

kd

4

d4

AA 2

21

21

2

1

La tabla siguiente muestra algunas secciones y diámetros de conductores

Tabla 1.6: SECCIONES Y DIAMETROS DE CONDUCTORES

Calibre AWG Sección en CM Sección en mm2 Diámetro en mm. Calculado Tablas

4/0 211.600 107,2 11,68 13,303/0 167.860 85,1 10,41 11,802/0 133.100 67,4 9,27 10,501/0 105.500 53,5 8,25 9,401 83.690 42,4 7,35 8,342 66.370 33,6 6,54 6,543 52.630 26,7 5,83 5,834 41.740 21,1 5,19 5,195 33.100 16,8 4,62 4,626 26.250 13,3 4,12 4,117 20.820 10,5 3,66 3,668 16.510 8,4 3,26 3,26