Interconexión eléctrica de las islas del rosario (Proyecto

2011

Universidad de los Andes

Autor: Héctor Montes Lujan

Asesor: Mario Ríos Mesías, Phd.

[INTERCONEXIÓN ELÉCTRICA

DE LAS ISLAS DEL ROSARIO

(PROYECTO DE GRADO)]

En el presente documento se desarrolla una confrontación técnico-económica para la realización

de la interconexión eléctrica de las Islas del Rosario con el sistema de distribución de la ciudad de

Cartagena. Se presenta el análisis de costos para 3 opciones de conexión, permitiendo además la

confrontación de confiabilidad del sistema propuesto con los modos de alimentación de carga

actuales.

2

Tabla de contenido

Índice de tablas. ......................................................................................................................... 4

1. Introducción. .......................................................................................................................... 5

2. Descripción del problema y alcances del proyecto. ................................................................. 5

3. Diagrama de la acometida a desarrollar.................................................................................. 6

3.1. Opción 1. ............................................................................................................................ 7

3.2. Opción 2. ............................................................................................................................ 7

4. Definición de estructuras........................................................................................................ 8

4.1. Estructuras aéreas. ............................................................................................................. 8

4.1.1. Estructuras de 34.5 KV. ................................................................................................... 8

4.1.2. Estructuras de 13.8 KV. ................................................................................................... 9

4.2. Subestación Mamonal. ....................................................................................................... 9

4.2.1. Subestación Mamonal para la opción 1. ........................................................................ 10

4.2.2. Subestación Mamonal para la opción 2. ........................................................................ 12

4.3. Estructuras submarinas. ................................................................................................... 13

4.3.1. Subestaciones de enlace. .............................................................................................. 13

4.3.2. Características de los conductores. ............................................................................... 15

4.3.3. Instalación de los cables submarinos. ........................................................................... 16

5. Definición de distancias por tramos. ..................................................................................... 19

5.1. Tramos en tierra. ............................................................................................................. 20

5.2. Tramos submarinos. ........................................................................................................ 20

6. Paso a través del Canal del dique. ......................................................................................... 21

7. Parámetros de las líneas según estructuras. ......................................................................... 24

7.1. Selección inicial de conductores por tramos. .................................................................... 24

7.2. Modelamiento de líneas aéreas. ....................................................................................... 24

7.3. Modelamiento del sistema de transmisión submarina. ..................................................... 25

8. Selección de alternativa. ...................................................................................................... 26

11. Análisis de confiabilidad. .................................................................................................. 27

12. Confrontación económica. ................................................................................................ 28

12.1. Costo del sistema actual de alimentación. .................................................................... 28

3

12.2. Costo de la alternativa escogida. ................................................................................... 29

13. Conclusiones. ................................................................................................................... 29

14. Referencias. ..................................................................................................................... 31

Anexos. ........................................................................................................................................ 33

A.1. Definición de cargas para usuarios. ....................................................................................... 33

A.2. Mapa de navegación. ............................................................................................................ 33

A.3. Modelamiento en ATP. ......................................................................................................... 34

A.3.1. Modelamiento de las líneas aéreas. ................................................................................... 34

A.3.2. Modelamiento del sistema submarino. .............................................................................. 36

A.4. Precio del diesel por mes . .................................................................................................... 42

4

Índice de tablas. TABLA 4.1.1. COSTO DE ESTRUCTURA DE PASO A 34.5 KV. ......................................................................................... 9

TABLA 4.1.2. COSTO DE ESTRUCTURA A 13.8 KV...................................................................................................... 9

TABLA 4.2.1.1. COSTO TOTAL DE LA SUBESTACIÓN MAMONAL PARA LA OPCIÓN 1. ......................................................... 11

TABLA 4.2.2.1. COSTO DE LA SUBESTACIÓN MAMONAL PARA LA OPCIÓN 2................................................................... 12

TABLA 4.3.1.1. COSTO DE ESTACIÓN DE ENLACE A 34.5 KV. ..................................................................................... 14

TABLA 4.3.1.2. COSTO DE ESTACIÓN DE ENLACE A 13.8 KV. ..................................................................................... 14

TABLA 4.3.3.1. COSTO DE INSTALACIÓN DEL CABLE SUBMARINO ................................................................................. 18

TABLA 5.1.1. LOCALIZACIÓN DE LOS TERMINALES PARA TRAMOS TERRESTRES. ................................................................ 20

TABLA 5.1.2. DISTANCIAS DE LOS TRES TRAMOS TERRESTRES...................................................................................... 20

TABLA 5.2.1. DISTANCIAS DE LOS TRAMOS SUBMARINOS. ......................................................................................... 21

TABLA 6.1. CÁLCULO DE FLECHA Y TENSIÓN SOBRE LAS LÍNEAS DE PASO A TRAVÉS DEL CANAL.............................................. 23

TABLA 6.2. ALTURA MÍNIMA PARA LA TENSIÓN DE DISEÑO Y LONGITUD DEL CONDUCTOR PARA LA MISMA.............................. 23

TABLA 7.1. SELECCIÓN INICIAL DE CONDUCTORES POR TRAMOS. ................................................................................. 24

TABLA 7.3.1. PARÁMETROS ELÉCTRICOS EN EL MODELAMIENTO DE LOS SISTEMAS SUBMARINOS. TOMADO DE [4]. ................. 25

TABLA 7.3.2. MATRIZ DE IMPEDANCIA CARACTERÍSTICA PARA LA LÍNEA SUBMARINA 34.5KV A ISLA GRANDE. ........................ 25

TABLA 8.1. NIVELES DE TENSIÓN SOBRE LAS BARRAS DEL SISTEMA. .............................................................................. 27

TABLA 11.1. PARÁMETROS DE CONFIABILIDAD PARA EL SISTEMA ESCOGIDO. .................................................................. 28

TABLA 11.2. CALCULO DEL COSTO ESTIMADO DE LA ENERGÍA NO SUMINISTRADA. ............................................................ 28

TABLA 12.1. VALOR PRESENTE DEL COSTO DE LAS PLANTAS. COSTOS EN MILES DE PESOS COLOMBIANOS. .............................. 29

TABLA 12.2. COSTO DE LA ALTERNATIVA ESCOGIDA. ................................................................................................ 29

TABLA A.1. DESCRIPCIÓN DE CARGAS PARA LOS USUARIOS NUMERADOS EN LAS IMÁGENES................................................ 33

TABLA A.4.1. CALCULO DEL COSTO DEL DIESEL DURANTE LA VIDA ÚTIL DEL PROYECTO....................................................... 42

5

1. Introducción. Las Islas del Rosario han presentado un crecimiento acelerado de carga, manteniendo el

sistema actual de alimentación a través de plantas diesel en el sitio. Con este proyecto se

realiza el pre diseño de lo que sería la conexión de dichas islas con el sistema de

distribución en la ciudad de Cartagena, lo que permite desarrollar una confrontación

técnico – económica del modelo actual de alimentación de cargas con el diseño

propuesto. Se analiza en este proyecto los puntos óptimos de conexión, con los cuales se

establecerá el pre-diseño de la subestación principal, de la cual saldrá la acometida de

alimentación de dichas cargas. Además se presenta un análisis de costos del proyecto

(costos de los elementos y de montaje), así como los costos eléctricos generados por las

perdidas en las acometidas tanto submarinas como subterráneas. Se desarrolla también

un estudio de confiabilidad del sistema diseñado con el fin de identificar las ventajas y

desventajas técnicas que se tendrían en caso de la implementación de este.

Este proyecto no tiene en cuenta los estudios de impacto ambiental que son de vital

importancia en un estudio de este tipo, teniendo en cuenta que las Islas del Rosario

representan un espacio de reserva ambiental. No se tiene en cuenta además la reserva

presentada actualmente en la subestación Mamonal (perteneciente a la empresa de

distribución Electricaribe), ya que se asume que dicha empresa estará dispuesta a

mantener reserva o ampliar la subestación para vender energía a los puntos de carga a los

cuales no tiene acceso hoy en día. Otra de las características importantes y que no se

tiene en cuenta son los costos de servidumbre presentados por el paso de las acometidas.

2. Descripción del problema y alcances del proyecto. La interconexión de las Islas del Rosario con una carga total de 10,05 MVA, se desarrolla

desde la subestación Mamonal ubicada en la ciudad de Cartagena, en la figura 2.1 se

puede analizar grosso modo los alcances del proyecto, donde la nueva acometida se

representa en rojo (ver Figura 2.1). La primera fase del proyecto es el estudio y pre diseño

del sistema de transmisión desde la subestación Mamonal a el barrio pasacaballos (ver

Anexo 1) llegando al canal que divide la ciudad de Cartagena y la Isla de Barú. La segunda

fase del diseño es el paso a través del canal, donde se identifica la mejor opción de paso

(aérea o submarina) teniendo en cuenta las necesidades normativas de un proyecto de

este tipo. La tercera fase es la acometida aérea a través de la Isla de Barú con una

derivación hacia la Isla de Cholón (ver Anexo 1) continuando el paso hasta la punta de la

Isla donde se presentara el enlace submarino hasta Isla Grande. Para tener como última

fase las conexiones desde las dos islas principales (Cholón e Isla Grande) a los otros

usuarios del sistema definidos en el Anexo 1.

6

Figura 2.1. Descripción General del problema. Imagen tomada de [7].

Los alcances del proyecto serán los siguientes:

Identificación de las opciones de conexión al sistema de distribución.

Diseño del paso a través del canal que divide Barú de Cartagena.

Acometida sobre la isla de Barú (sin restricciones de servidumbre).

Líneas submarinas de Barú a las dos islas principales (Cholón e Isla Grande).

Líneas submarinas a los otros usuarios definidos en el anexo 1.

Costo promedio de la acometida total a realizar (teniendo en cuenta las restricciones

mencionadas).

Estudio de confiabilidad del sistema y costos de confiabilidad.

Confrontación económica del proyecto.

3. Diagrama de la acometida a desarrollar. A continuación se presentan los diagramas unifilares de las tres opciones de acometidas a

realizar, teniendo en cuenta que las líneas de conexión de cargas entre Cartagena y barú

son las mismas por cuestiones de restricciones del proyecto (no pueden haber líneas

aéreas entre islas) por lo que solo varia en las opciones la conexión con el sistema.

7

3.1. Opción 1. La opción de conexión 1 se refiere a la ampliación del barraje de la subestación Mamonal

a 66KV reduciendo el nivel de tensión a un valor de 34.5 KV, en un lote que se deriva del

terreno actual donde se encuentra la subestación Mamonal (ver Figura 3.1.1).

Figura 3.1. Diagrama de la opción 1.

3.2. Opción 2. La opción dos utiliza la reserva sobre la barra de 13.8KV sacando una línea directa al

mismo nivel de tensión. De esta manera el diámetro del conductor se hace más grande,

pero las capacidades de aislamiento del sistema se reducen considerablemente, lo cual es

un punto importante principalmente en los sistemas submarinos y las subestaciones de

enlace.

Figura 3.2. Diagrama de la opción 2.

8

4. Definición de estructuras. En este estudio se determino que las estructuras utilizadas son aéreas o submarinas, esto

debido a que las estructuras subterráneas solo estarán presentes en las conexiones dentro

de las islas con las subestaciones de los usuarios. Este tramo de las acometidas no se tiene

en cuenta para el pre diseño mencionado, debido a que representa un costo que de igual

medida se tendría para el sistema de alimentación actual, por lo cual no sería un

sobrecosto para los usuarios.

4.1. Estructuras aéreas.

4.1.1. Estructuras de 34.5 KV. Para el sistema de transmisión a 34.5 KV se

utilizara una estructura triangular de tipo LAR

102 (ver figura 4.1.1). Para lo cual se tiene una

bayoneta vertical que soporta el cable de

guarda, con una altura sobre la horizontal de la

forma:

Donde es la altura de la bayoneta hasta el

punto de conexión (cruceta), obteniendo un

valor para la bayoneta de 3" X 3 " X 1/4" X 2.000

mm, teniendo en cuenta sus valores

comerciales. Este procedimiento utilizando un

ángulo de 30 grados es muy común en sistemas

de distribución, que a pesar de

sobredimensionar un poco la protección para descargas atmosféricas, presenta un buen

elemento para la estructura que recorrerá áreas rurales con altos niveles isoceraúnicos.

Para la estructura de 34.5 KV además se realiza un sobredimensionamiento del sistema de

aislamiento, esto debido a que el ambiente en el cual se presentarán dichas estructuras de

paso tiene un alto contenido de salinidad y humedad en el ambiente, teniendo en cuenta

cercanías al mar (ver 14).

Figura 4.1.1.Estructura tipo LAR 102.Tomada de [5].

9

Costo de las estructuras de 34.5 KV.

Tabla 4.1.1. Costo de estructura de paso a 34.5 KV.

4.1.2. Estructuras de 13.8 KV. A nivel de 13.8 KV se utilizara una estructura igual a la presentada para nivel de tensión

de 34.5 KV, debido a que utilizan valores típicos de los materiales utilizados. En este caso

se realiza el sobre diseño de la capacidad de los aisladores por la razón evaluada en la

estructura de 34.5 KV, obteniendo entonces necesidad de aislamiento superior a las

requeridas en zonas con baja salinidad.

Costo de la estructura de paso a 13.8KV.

Tabla 4.1.2. Costo de estructura a 13.8 KV.

4.2. Subestación Mamonal. La Subestación Mamonal es de la cual sale la línea trifásica que alimenta el sistema

completo, ya que es el punto de conexión con el sistema de distribución de la ciudad de

Cartagena, es por esto que se analiza de manera más detallada los requerimientos

económicos de esta fase del proyecto. Para la opción 1 esta subestación consta

principalmente de un transformador que reduce el nivel de tensión de 66 KV a 34.5 KV y

protecciones adecuadas al mismo. Se tiene en cuenta también las protecciones al barraje,

Descripción Unidad Cantidad v/unitario v/total

Cruceta metálica de 2 m U 1 $ 200.000 $ 200.000

Aislador tipo polimérico 45 KV U 3 $ 130.000 $ 390.000

Diagonal en sencilla U 1 $ 15.000 $ 15.000

Bayoneta para cable guarda U 1 $ 30.000 $ 30.000

Grapa para cable guarda U 1 $ 15.000 $ 15.000

Grapa de una salida U 1 $ 15.000 $ 15.000

Postes de 14m 1050 kg-f U 1 $ 1.212.200 $ 1.212.200

Mano de obra y grúa U 1 $ 150.000

NOTA: Precios en pesos Colombianos

de 2011.TOTAL $ 2.027.200,00

Descripción Unidad Cantidad v/unitario v/total

Cruceta metálica de 2 m U 1 $ 200.000 $ 200.000

Aislador tipo polimérico 25 KV U 3 $ 155.000 $ 465.000

Diagonal en sencilla U 1 $ 15.000 $ 15.000

Bayoneta para cable guarda U 1 $ 30.000 $ 30.000

Grapas y Herrajes U 1 $ 30.000 $ 30.000

Postes de 12m 1050 kg-f U 1 $ 904.800 $ 904.800

Mano de obra y grúa U 1 $ 150.000

NOTA: Precios en pesos Colombianos

de 2011.

TOTAL $ 1.794.800,00

10

los costos de la ampliación y requerimientos de obas civiles. Para la opción 2, los

requerimientos son únicamente de protecciones y costos de ampliación del barraje.

4.2.1. Subestación Mamonal para la opción 1. Selección del transformador: La capacidad del transformador se seleccionó teniendo en

cuenta las recomendaciones hechas por parte de la compañía distribuidora de energía

eléctrica en la ciudad (ELECTRICARIBE S.A. E.S.P), de la cual se conecta la acometida. Esta

recomienda que los transformadores deban dimensionarse con un 30% sobre la capacidad

máxima requerida, con el fin de dejar capacidad suficiente de reserva en casos de

crecimiento de carga. Teniendo esto en cuenta se obtiene que la capacidad del

transformador sugerida debe ser de 13.65 MVA, sin embargo se seleccionó un

transformador de 12.5 MVA (66/34.5 KV) que permite obtener un menor costo y deja un

valor de reserva igualmente adecuado de 19.04 %, pues hay que tener en cuenta además

que los proyectos habitacionales presentados en el Anexo 1 se encuentran en fase de

planeación, por lo que no se espera un crecimiento acelerado de la carga luego de estos.

Características de las protecciones: Debido a la importancia que tienen las cargas a

alimentar y los requerimientos que tiene el sistema de distribución en cuanto a la

conexión de acometidas en la subestación Mamonal, se requiere realizar protecciones en

el lado de alta de tal manera que la nueva derivación de la subestación no se vea afectada

por ninguna falla presentada en el nuevo sistema. Para este fin se utilizan un disyuntor y

un pararrayos en el nivel de tensión de 66 KV, que permiten aislar sobretensiones y sobre

corrientes en el sistema.

Otra de las características importantes es la protección de la nueva acometida contra

sobre corrientes presentadas en el sistema a nivel de 34.5KV, que además sirven de

respaldo a las protecciones en el lado de alta del transformador. Para esto se utiliza un

interruptor de salida que da respaldo a un recolser, que permite aumentar la confiabilidad

del nuevo sistema y un seccionador que permite tener control sobre el sistema (ver tabla

4.2.1.1).

Control y mediciones: Debido a la importancia que tiene el transformador de 13MVA se

agrega un relé de protección de transformadores, para lo que se seleccionó el relé de

General Electric 745, el cual permite identificar cualquier tipo de falla tanto interna como

externa al transformador. Se agregan además transformadores de corriente y potencial

que permiten al relé obtener las mediciones adecuadas de los parámetros eléctricos.

11

En la tabla 4.2.1.1 se presenta desglosado el análisis de costos de la subestación,

incluyendo las obras civiles requeridas y el costo del terreno donde se pretende ubicar la

subestación. Estos costos fueron cotizados a la empresa ELECTROCIVIL INDETRA Ltda,

quienes realizan este tipo de proyectos tanto civiles como eléctricos, permitiendo obtener

un valor adecuado del costo de la subestación.

Tabla 4.2.1.1. Costo total de la Subestación Mamonal para la opción 1.

Descripción Unidad Cantidad V/unitario V/total

Transformador 12.5 MVA 66/34,5 KV. Un 1 $ 1.154.200.000,00 $ 1.154.200.000,00

Relé GE-745 Un 1 $ 8.000.000,00 $ 8.000.000,00

Disyuntor de 66 KV 200 Amp. Un 2 $ 85.000.000,00 $ 170.000.000,00

Aditamentos para ampliación de barraje. Gl 1 $ 52.000.000,00 $ 52.000.000,00

Interruptor de salida. Un 1 $ 85.000.000,00 $ 85.000.000,00

Recloser de 34,5 KV. Un 3 $ 51.200.000,00 $ 153.600.000,00

Pararrayos a 66 KV tipo subestación. Un 3 $ 0,00

Pararrayos a 34,5 KV tipo subestación. Un 3 $ 28.500.000,00 $ 85.500.000,00

Seccionador trifásico motorizado 34,5 KV para montaje

en poste con control remoto y estacional. Un 1 $ 51.200.000,00 $ 51.200.000,00

Celda de 66 KV para apertura y cierre del sistema

desde caceta, incluye sistema electrónico

parametrizado con las curvas adecuadas de protección

y lecturas en cristal liquido de parámetros eléctricos y

de control de disparo. Un 1 $ 75.200.000,00 $ 75.200.000,00

Sistema de puesta a tierra y apantallamientos. Gl 1 $ 19.500.000,00 $ 19.500.000,00

Sistema de medida a 34,5 KV incluye contador de 3

elementos, parametrizado electrónico con modem

incorporado. Gl 1 $ 61.000.000,00 $ 61.000.000,00

Lote con encerramiento Zona de Mamonal junto a

subestación Mamonal de Electricaribe 30m x 20m Gl 1 $ 1.300.000.000,00 $ 1.300.000.000,00

Obra civil en subestación, incluye: movimientos de

tierra, rellenos, encerramiento, poso de aceite, bases

para: transformador, caseta, interruptores, pararrayos

tipo estación, transformadores de corriente y

excavación para ampliación de puesta a tierra. Gl 1 $ 350.000.000,00 $ 350.000.000,00

NOTA: Precios en Pesos Colombianos de 2011. TOTAL $ 1.426.200.000,00

12

4.2.2. Subestación Mamonal para la opción 2. Para la subestación de la opción 2 se realiza el mismo procedimiento del literal 4.2.1, sin

tener en cuenta el transformador ni el relé GE – 745. Se realizo la cotización con la misma

compañía para esta alternativa obteniendo los valores presentados en la tabla 4.2.2.1.

Tabla 4.2.2.1. Costo de la Subestación Mamonal para la opción 2.

Descripción Unidad Cantidad V/unitario V/total

Disyuntor de 13.8 KV Un 2 $ 20.000.000 $ 40.000.000

Aditamentos para ampliación de

barraje.Gl 1 $ 52.000.000 $ 52.000.000

Interruptor de salida. Un 1 $ 50.000.000 $ 50.000.000

Recloser de 13.8 KV. Un 3 $ 20.000.000 $ 60.000.000

Secccionador trifásico motorizado

13.8 KV para montaje en poste con

control remoto y estacional.

Un 1 $ 35.000.000 $ 35.000.000

Celda de 13.8 KV para apertura y

cierre del sistema desde caceta,

incluye sistema electrónico

parametizado con las curvas

adecuadas de protección y lecturas

en cristal liquido de parámetros

eléctricos y de control de disparo.

Un 1 $ 75.200.000 $ 75.200.000

Sistema de puesta a tierra y

apantallamientos.Gl 1 $ 19.500.000 $ 19.500.000

Sistema de medida a 13.8 KV

incluye contador de 3 elementos,

parametrizado electrónico con

moden incorporado.

Gl 1 $ 61.000.000 $ 61.000.000

Lote con encerramiento Zona de

Mamonal junto a subestacion

Mamonal de Electricaribe 30m x

20m

Gl 1 $ 1.300.000.000 $ 1.300.000.000

Obra civil en subestacion, incluye:

movimientos de tierra, rellenos,

encerramiento, bases para: caseta,

interrutores, parrarrayos tipo

estación, transformadores de

corriente y excavación para

ampliación de puesta a tierra.

Gl 1 $ 200.000.000 $ 200.000.000

NOTA: COP de 2011 TOTAL $ 1.892.700.000

13

4.3. Estructuras submarinas. Para el sistema submarino se definen tres fases relevantes en cuanto a los costos que

tienen sobre los proyectos. La primera corresponde a las subestaciones de enlace o

estaciones de terminación, en las cuales se realiza el acople entre el cable submarino y

otro sistema (aéreo, subterráneo o subestación alimentadora). La segunda tiene que ver

con la característica del conductor submarino, que representa el costo más elevado de

cualquiera de los elementos presentes en el sistema, cuya adecuada selección se vuelve

vital. Los costos de instalación del conductor submarino representan la tercera fase de

análisis, puesto que requiere consideraciones especiales y por consiguiente posee costos

especiales.

4.3.1. Subestaciones de enlace. Las subestaciones de enlace tienen múltiples requerimientos que varían dependiendo de

la magnitud e importancia de la potencia que manejan, de tal manera que se pueden

identificar diferentes necesidades y descartar aquellas recomendaciones que se

consideren no son pertinentes. En el estándar IEEE 1120 de 2004 se presentan

recomendaciones en cuanto a este tipo de estructuras, que van desde componentes

básicos de cualquier subestación, hasta plantas de emergencias para estaciones de

bombeo, que sirven para el manejo de fluidos. En este proyecto solo se hacen necesarios

el sistema de puesta a tierra, las protecciones eléctricas, y las reservas del conductor,

debido a que no se tienen restricciones de servidumbre que permiten ubicar las

estaciones de terminación lejos del mar.

Sistema de puesta a tierra: Los conductores submarinos requieren un sistema de puesta a

tierra adecuado en sus terminaciones de tal manera que se haga posible aterrizar la

chaqueta y armadura de los mismos (ver literal 4.3.2), de tal manera que al realizar el

acople se tenga ya aterrizados estos componentes, disminuyendo así los efectos de

acumulación de cargas inducidas que pueden romper las características aislantes. Este

sistema se dimensiona del mismo modo que se dimensiona una subestación común con

los valores de potencia y voltajes nominales, que se presentan resumidos en la tabla de

costos al final del numeral.

Protecciones eléctricas: Las protecciones ubicadas en las estaciones de terminación se

requieren principalmente para la protección del elemento conductor, de tal manera que

no permita el rompimiento del material aislante. Es por esto que solo se escogió utilizar

protección de sobre voltaje (pararrayos), ya que las sobre corrientes presentadas en este

14

sistema radial son eliminadas por los cortacircuitos ubicados en la subestación Mamonal y

en la derivación.

Reservas de conductor: Para el conductor submarino se tienen dos recomendaciones que

se consideran relevantes para este proyecto, la primera es referente a la disminución de

los esfuerzos mecánicos de los acoples haciendo que en las cercanías de la subestación de

enlace el conductor se monte en forma de “S”, de tal manera que no se tenga que

sobredimensionar las estructuras de soporte del cable que en este caso estará flojo. La

otra consideración es que se almacene conductor extra para casos de falla, ya que estos

conductores son hechos bajo pedido y si no se tiene un sistema de respaldo los costos de

la energía no suministrada serán demasiado altos.

Costo estimado de las subestaciones de enlace: Los costos que se obtienen en el siguiente

literal son estimados teniendo en cuenta las consideraciones mencionadas en el numeral

4.3.1, luego de lo cual se realizó la cotización a varias empresas que venden estos

productos, siempre teniendo en cuenta el menor costo.

Tabla 4.3.1.1. Costo de estación de enlace a 34.5 KV.

Tabla 4.3.1.2. Costo de estación de enlace a 13.8 KV.

ESTACION DE ENLACE SUBMARINO 34,5 KV.

ITEM DESCRIPCION UNIDAD CANT. VR. UNIT VR. TOTAL

1 Terminal 34,5 KV tipo loza 3 set 2 6.900.000 13.800.000$

2 Pararrayos 34,5KV tipo loza 3 set 1 3.600.000 3.600.000$

3 Malla de tierra 4 electrodos y conexiones.Glb 1 2.350.000

2.350.000$

4

Camara Ferro-Concreto-Soterrada

1.8*1.8 *2.3 mts, con sello en placa

insertada.

Glb 1 3.500.000 3.500.000$

5 Mano de Obra general Glb 1 3.500.000 3.500.000$

TOTAL 26.750.000$

ESTACION DE ENLACE SUBMARINO 13,8 KV.

ITEM DESCRIPCION UNIDAD CANT. VR. UNIT VR. TOTAL

1 TERMINAL TIPO LOZA 15KV 3 set 2 3.300.000 6.600.000$

2 PARARRAYOS 12 KV TIPO LOZA 3 set 1 900.000 900.000$

3MALLA DE TIERRA 3 ELECTRODOS Y

CONEXIONES Glb 1 1.600.000 1.600.000$

4

CAMARA FERRO CONCRETO SOTERRADA

1,6*1,6*2,0 CON SELLO Y PLACA

INSERTADA

Glb 1 3.000.000 3.000.000$

5 MANO DE OBRA Glb 1 3.000.000 3.000.000$

TOTAL 15.100.000$

15

4.3.2. Características de los conductores.

Figura 4.3.2. Estructura de los cables submarinos (Cable tipo Milliken). Tomada de [6].

Perdidas eléctricas: Para los cables submarinos las perdidas presentadas en el conductor

son más complejas que las presentadas para las estructuras aéreas. A continuación se

presenta una metodología de diseño para calcular las pérdidas generadas en el conductor,

con el fin de identificar las pérdidas económicas en el sistema y los parámetros de

regulación de voltaje.

La resistencia AC presentada por el conductor es dependiente de la resistencia DC, del

efecto piel (efecto generado por la alternancia de la corriente) y por la proximidad con los

otros conductores como cualquier otro sistema de transmisión en corriente alterna. Otro

factor importante de perdidas son las perdidas sobre el material aislante, que se generan

debido a que este es un dielectrico, que posee caracteristicas resistivas y capacitivas con

respecto al conductor.

Entre los factores generadores de pérdidas en los cables submarinos también se

encuentra el referente a las chaquetas metálicas, la primera corresponde a la agrupación

de alambres metálicos (Metalic Paper Tape en la figura 4.2.1) que sirven para orientar el

campo en el conductor. La segunda es la protección mecánica que poseen los cables

submarinos. Debido a que en el conductor tenemos corriente alterna, se generan campos

magnéticos alternos que inducen corrientes sobre cada una de estas chaquetas lo cual

disminuye la ampacidad de los cables. Debido a que la primera chaqueta se encuentra

aterrizada se crean altas corrientes a través del cable que incluso pueden llegar a ser de

igual amplitud que la corriente en el conductor [1]. Además se crea una fuerza

16

electromotriz en los alambres metálicos que generan corrientes de Eddy en la chaqueta

orientadora de campo.

Tipos de conductores: Para los cables submarinos hay tres diferentes clasificaciones, la

primera de estas es con respecto a la cantidad de conductores por cable donde

encontramos cables mono polares (un solo conductor en cobre o aluminio), tripulares o

con múltiples conductores entre los que se encuentra el cable de comunicaciones. Otra

clasificación es con respecto a estructura del conductor y secciones en el cable, por

ejemplo en la Figura 4.3.2 se presenta un cable de tipo Milliken, en el que el conductor es

hueco y se rellena el centro con aceite. La última clasificación es con respecto al material

con el que se fabrica cada una de las secciones, desde el núcleo conductor (puede ser

aluminio o cobre) hasta el material aislante.

Selección de tipos de conductor a utilizar: La determinación en la selección del tipo de

conductor a utilizar depende de diversos factores tanto económicos como ambientales.

Los conductores tripolares tienen la ventaja frente a los conductores mono polares en

cuanto a que reducen las perdidas eléctricas considerablemente, debido a que las

corrientes anulan en gran medida la inducción sobre las chaquetas. Sin embargo un

conductor tripolar es más costoso que utilizar tres conductores mono polares, por lo que

la selección debe hacerse luego de identificar las perdidas eléctricas del sistema y las

capacidades financieras de quien ejecuta un proyecto de este tipo. Para realizar este pre

diseño se utilizan conductores mono polares, debido a que la obtención de los costos y las

características constructivas de los mismos se hace más rápidamente, sin embargo se

deja el interrogante sobre que es económicamente mejor en este caso para próximas

investigaciones.

4.3.3. Instalación de los cables submarinos. La instalación de los cables submarinos es una fase muy importante del proyecto, pues un

error en esta puede causar una pérdida del servicio eléctrico para los usuarios de

magnitudes muy grandes e incurrir en sobrecostos para los proyectos que los hacen

inviables. Es por esto que en este literal se detallan los requerimientos en cuanto a las

embarcaciones y modos de selección, teniendo como guía principal la referencia [1] y [9].

Embarcaciones: Para la instalación de los cables submarinos se tienen diversos tipos de

embarcaciones, algunas de ellas son especificas para la instalación de los mismos,

mientras que las otras son requerimientos para obtener seguridad y eficiencia a la hora de

desarrollar el proceso de instalación. En la Figura 4.3.3.1 se muestran dos tipos de

embarcaciones para la instalación de cables submarinos, a la izquierda se presenta una

17

embarcación de nueva generación en la que la bobina está ubicada de manera horizontal,

que a través de un motor controlado desde el puesto de control se desenrolla el cable a la

velocidad adecuada. Además posee un sistema de grúas que permite manejar los pesos de

los conductores que van saliendo por la popa de la embarcación.

Figura 4.3.3.1. Izquierda: Embarcación de última generación para instalación de cables submarino. Derecha: tipo de

embarcación para instalación de cable submarino a utilizar. Las dos imágenes fueron tomadas de [1].

En la imagen de la derecha (Figura 4.3.3.1) se presenta una embarcación del tipo que se

seleccionó para este proyecto, en la cual se disponen las tres bobinas de los conductores

mono polares puestas en diagonal para garantizar una separación adecuada de los cables

en el lecho marino. Además esta embarcación cuenta con motores que permiten jalar y

soltar el cable en los tiempos adecuados, teniendo en cuenta la velocidad del barco y los

movimientos de las olas, pues cuando el capitán observa una ola que moverá la

embarcación mucho se debe frenar el proceso hasta el paso de la misma.

Modo de instalación: Los cables submarinos deben ser instalados de tal manera que

minimicen los esfuerzos mecánicos en los terminales y que se tenga suficiente conductor

para que el pueda deslizarse un poco a través del lecho marino. Es por esto que el

recorrido de los mismos debe ser alternado (Zigzag) de tal manera que las corrientes y los

pequeños deslizamientos en el lecho marino no rompan el conductor o las terminaciones

del mismo. El radio de curvatura de estos Zigzags se calcula teniendo en cuenta las

características del material según la fórmula , donde F es el factor de

seguridad cuyo valor sugerido es 2 (ver [1]), es la tensión horizontal, coeficiente de

fricción del cable con el lecho marino y es la unidad de peso del cable en el agua (ver

[1]). Este factor permite entonces calcular el radio de curvatura y por ende dar un

18

recorrido más exacto del conductor en el agua. Otra característica importante en cuanto a

la instalación de los cables submarinos es la forma como estos se llevan a tierra firme. En

la figura 4.3.3.2 se puede observar este proceso, el cual se lleva a cabo utilizando bolsas

llenas de aire que hacen que el conductor flote en el agua, disminuyendo a un valor casi

nulo la tensión requerida para llevar el cable a tierra con respecto a la necesaria sin las

bolsas.

Figura 4.3.3.2. Proceso de llevar el conductor a la subestación de terminación. Tomada de [1].

Costo de la instalación del cable submarino: A continuación se presentan los costos

obtenidos para el proceso de instalación, donde los tiempos estimados de las

embarcaciones se obtuvieron de la velocidad promedio de instalación, las distancias

recorridas y se debido al alto contenido de error que se tiene se aumenta

considerablemente el tiempo requerido de las embarcaciones. Los costos son

referenciados por parte de la empresa ELECTROCIVIL INDETRA Ltda, quienes permitieron

estar citados en este documento.

Tabla 4.3.3.1. Costo de instalación del cable submarino

Descripción Unidad Cantidad V/Unitario V/TOTALBongo de tendido para

aproximadamente 28 Días,

con 30 de eslora. Gl 1 $ 57.960.000 $ 57.960.000 Bongo de Empalme para

aproximadamente 16 Días

con 20 de eslora. Gl 1 $ 22.080.000 $ 22.080.000 Buzos técnicos a la

inmersión, excavaciones y

anclajes Gl 1 $ 17.250.000 $ 17.250.000 Equipos para turbo ( para

excavaciones bajo el agua) Gl 1 $ 4.370.000 $ 4.370.000

19

5. Definición de distancias por tramos. Para definir las distancias de cada uno de los tramos se utilizo para las distancias en tierra

el programa Google Earth 6, en el cual se obtuvieron las coordenadas de cada uno de los

terminales de los tramos y se calcularon las distancias. Para los tramos submarinos se

utilizo un mapa de navegación obtenido del Centro de Investigaciones Oceanográficas e

Hidrográficas del Caribe (CIOH), en el que se presentan las profundidades del terreno

Lancha rápida auxiliar para

emergencias y movimientos

rápidos del trazado, con piloto

y copiloto, por 45 Días

aproximadamente. Gl 1 $ 17.250.000 $ 17.250.000

Tripulación del Bongo tendido,

6 marineros, incluye Capitán ,

contramaestre, y 4 marineros. Gl 1 $ 20.700.000 $ 20.700.000

Tripulación del Bongo de

empalme, 6 marineros,

incluye Capitán ,

contramaestre, y 4 marineros Gl 1 $ 20.700.000 $ 20.700.000

Muelle y lote de

almacenamiento de Bobinas y

demás herramientas de

tendido y empalmes, ubicado

en las costas más cercanas Gl 1 $ 23.000.000 $ 23.000.000

Soportes Logísticos tales

como carpas para equipo de

empalmes, Cabos especiales,

maquinas de soldar,

alimentos, balizas, guías de

tendido del cable, canastillas,

Burros, rodillos, y refuerzos

del bongo si lo ameritan. Gl 1 $ 34.500.000 $ 34.500.000 Personal exterior de apoyos,

pesas, auxiliares de

desembarcos, anclajes. Gl 1 $ 15.000.000 $ 15.000.000 Ing. Supervisor. U 1 $ 28.750.000 $ 28.750.000 Ing. De residencia U 1 $ 13.800.000 $ 13.800.000

C.I Pruebas de laboratorios, y

dirección o visita en fábrica. Gl 1 $ 11.500.000 $ 11.500.000

Herramientas especiales tales

como Meguer de 10 KV o HI -

POT para 34,5 KV, equipos

de comunicación submarina,

y GPS para direccionamiento

del cable. Gl 1 $ 23.000.000 $ 23.000.000

TOTAL $ 309.860.000

20

marino, de tal manera que se permite calcular la distancia que debe recorrer el conductor

en el lecho marino.

5.1. Tramos en tierra. Como se explico en la sección 5 para la definición de estas distancias se utilizo el programa

Google Earth, del cual se obtuvieron las localizaciones de cada uno de los terminales de

los tramos terrestres (ver tabla 5.1.1). Esta localización se da en términos de posición

geográfica (ángulos, minutos y segundo), y se calcularon las distancias en kilómetros

utilizando el radio de la tierra hacia el ecuador, asumiendo que la tierra es perfectamente

esférica en las cercanías del ecuador con un diámetro igual a 12742 km (ver [14]).

Tabla 5.1.1. Localización de los terminales para tramos terrestres.

En la tabla 5.1.2 se pueden ver los resultados de las distancias de cada uno de los tramos

terrestres, con el fin de identificar el tamaño de las líneas de transmisión eléctrica

utilizados y por tanto la cantidad de estructuras utilizadas, así como el tamaño del

conductor de cada una de las líneas en los tramos. La exactitud de esta medida puede ser

mayor si se pudiera conocer la estructura geográfica por la cual pasarán las líneas de cada

uno de los tramos, con lo cual se podrían evaluar las alturas del terreno a lo largo del paso

de la línea.

Tabla 5.1.2. Distancias de los tres tramos terrestres.

5.2. Tramos submarinos. Los tres tramos submarinos (sin contar el canal del dique se evaluará de manera especial

en el numeral 6) requieren la utilización de un mapa de navegación, con el fin de obtener

las distancias que recorrerá el conductor en el lecho marino, teniendo en cuenta los

cambios de profundidad en el mar. Para esto se utiliza el mapa de navegación presentado

en el Anexo 2, en el cual se presenta el mapa de navegación completo que se utilizo. En la

Terminal Localización

S/E Mamonal. 10º 18' 32.2'' N 75º 29' 24.8'' W

Canal del Dique (Cartagena). 10º 16' 31.7'' N 75º 30' 58.8'' W

Canal del Dique (Barú). 10º 16' 29.1'' N 75º 31' 9.5'' W

Punta Blanca. 10º 8' 22.8'' N 75º 42' 6.3'' W

Tramo Distancia (Km)

S/E Mamonal - Canal del Dique 4,742

Canal del dique - Bahía Cholon 18,882

Bahía Cholon - Punta blanca 5,849

21

Figura 5.2.1 se puede ver el mapa de navegación resumido, en el cual solo se presenta el

área en el cual el proyecto se desarrolla, donde las profundidades del terreno están dadas

en metros y los decimales se presentan como subíndices a la derecha de cada uno de los

números.

Figura 5.2.1. Mapa de navegación simplificado. Ver anexo A.2.1.

Para calcular las distancias totales de cada uno de los conductores se aproximo el

recorrido del conductor a través de cada uno de los puntos donde se presentan las

profundidades del terreno a través de líneas rectas, siendo estas las hipotenusas

generadas por un triangulo rectángulo en el cual uno de los catetos es la diferencia en

profundidad y el otro es la distancia sobre el plano. Los puntos que definen el recorrido de

los cables submarinos se seleccionaron con base en el estándar de IEEE 1120 – 2004,

teniendo la restricción en cuanto al desconocimiento de las características del lecho

marino. La definición del recorrido del conductor se desarrolla buscando la ruta óptima

del mismo que permita el menor tamaño requerido, teniendo en cuenta la profundidad de

cada uno de los puntos y la distancia en plano. Los resultados de dichos cálculos se

presentan resumidos en la Tabla 5.2.1, en los cuales se ha aumentado en 5% el tamaño

del conductor por posibles inconvenientes en cuanto a las características del lecho marino

(ver 9).

Tabla 5.2.1. Distancias de los tramos submarinos.

6. Paso a través del Canal del dique. El Canal del Dique es un paso fluvial derivado del rio Magdalena que posee unas

dimensiones de 106 Km de largo por 100 m de ancho, con una profundidad de 12 metros

Tramo Distancia plano (Km) Tamaño del conductor (Km)

Punta Blanca - Isla Grande 48,666 60,092

Baru - Isla lapiz 1,270 1,285

Isla lapiz - Mirador 2,116 2,174

22

aproximadamente [10]. El canal es utilizado principalmente para el transporte de carbón

(Carbones del Caribe) y petróleo por parte de la empresa ECOPETROL. En esta fase del

proyecto se realiza la evaluación del paso a través del canal utilizando una línea aérea,

teniendo en cuenta que las distancia mínimas permitidas son: 5.2 metros para niveles de

tensión línea a línea entre 57.5 KV – 7.6KV [16].

Cruce utilizando líneas aéreas.

Para realizar la evaluación de costos de las dos alternativas de paso por el Canal del dique

es necesario realizar un diseño mecánico de dicho paso, con el fin de obtener las

características de los postes y el tamaño del conductor a través del vano. Para esto

realizamos el cálculo de la flecha (f), teniendo en cuenta el vano (a) y el coeficiente de

seguridad que se pondrá en 3 para el conductor y en 2.5 para el poste, siguiendo la norma

NTC 1329. La metodología de análisis se presenta a continuación:

Figura 6.1. Diagrama descriptivo de los parámetros de diseño. Tomada de [17].

Para la obtención del valor de la flecha se sigue la siguiente fórmula:

, donde:

f: Representa la flecha, o distancia entre el eje horizontal formado por los puntos de

apoyo sobre las torres y el punto más bajo formado por el conductor.

: Vano o distancia horizontal entre las torres.

: Tensión de diseño, que se desarrolla identificando el coeficiente de seguridad y la

carga de ruptura.

: Peso del cable por unidad de longitud.

23

Utilizando esta metodología se realiza el cálculo de la flecha para los dos conductores

diferentes y se encuentra la magnitud de la tensión total sobre el aislador, para poder

dimensionar el mismo. Los valores de flecha nos ayudan a identificar los postes necesarios

a utilizar, que utilizando la norma NTC 1329 encontramos que para la alternativa 1 se

requieren postes de 14 m y para la alternativa 2 se requieren de 12 m.

Tabla 6.1. Cálculo de flecha y tensión sobre las líneas de paso a través del canal.

Una vez definido el tipo de poste para alternativa es necesario identificar la distancia que

tendrán los conductores sobre el nivel del canal, de tal manera que se haga evidente que

el sistema se encuentre en los límites de seguridad. Para esto se encuentra el nivel de

empotramiento del poste que se rige bajo la siguiente fórmula:

Donde H representa la longitud de empotramiento y representa la longitud total del

poste, encontrando que la longitud de empotramiento para la alternativa 1 es de 2.6 m,

así como para la alternativa 2 se tiene en 2 m. Otro dato de interés es la dilatación térmica

del conductor, que debe ser capaz de mantener una operación segura para 15ºC

superiores a la temperatura ambiente (25ºC). Teniendo en cuenta que el coeficiente de

dilatación térmico del AAAC es 23.010*exp(-6) /ºC, entonces para 15 grados Centígrados

el porcentaje de dilatación es de 0,035% para las tres alternativas. Teniendo todo esto en

cuenta se calcula la altura mínima que sobre el nivel del canal de los conductores (ver

Tabla 6.2) para la tensión de diseño (tensión que se encuentra muy por debajo de los

limites de rotura pero de igual manera es muy alta), la cual es muy superior a lo mínimo

requerido por el RETIE y se presenta el tamaño del conductor requerido para cada

alternativa.

Tabla 6.2. Altura mínima para la tensión de diseño y longitud del conductor para la misma.

Opción Conductor a (m) P (Kg/m) Coef. Seguridad Carga de rotura (Kg) T (Kg) f (m) Tension (Kg)

Opción 1 AAAC 50 mm2 100 0,137 3 1428 476,00 0,360 476,05

Opción 2 AAAC 185 mm2 100 0,510 3 5257 1752,33 0,364 1752,52

Opción Conductor f (m) Tensión (Kg) % dilatación max. Tipo de poste (m) H min. (m) Longitud (m)

Opción 1 AAC 50 mm2 0,360 476,05 0,035 14 11,627 105,62

Opción 2 AAC 185 mm2 0,364 1752,52 0,035 12 9,823 105,24

24

7. Parámetros de las líneas según estructuras. Para la obtención de los parámetros de las líneas tanto aéreas como submarinas se utiliza

el Software ATP, que realiza un estudio de las características electromagnéticas de las

estructuras propuestas, obteniendo el modelo PI de cada uno de los tramos. Para esto se

obtienen los conductores para cada uno de los tramos, con el fin de identificar sus

características en la posterior modelación (ver tabla

7.1. Selección inicial de conductores por tramos. Para desarrollar la evaluación del sistema se requiere identificar que conductores se

requieren para cada uno de los tramos, solo teniendo en cuenta las necesidades de

transporte de corriente a través de cada uno de los tramos y evaluar el conductor

requerido con respecto a la que se cumplan criterios de ampacidad. En los tramos

submarinos a 34.5 KV se tiene que para todos los tramos el calibre es 1/0 AWG (ver Tabla

7.1) ya que es el calibre más bajo fabricado, por lo que en el numeral 8 se evalúa la

posibilidad de disminuir el nivel de tensión para los tamos submarinos.

Tabla 7.1. Selección inicial de conductores por tramos.

7.2. Modelamiento de líneas aéreas. Para el Modelamiento de las líneas aéreas se requiere el modelo Pi, teniendo en cuenta el

efecto piel y sin asumir que las líneas son transpuestas. En el anexo A.3.1 se presenta de

manera detallada el procedimiento que se llevo a cabo para el Modelamiento de las líneas

aéreas, en donde se identifico el cable de guarda requerido para el apantallamiento de las

mismas. El cable de guarda seleccionado fue el Alumoweld 3 No. 5, que posee adecuadas

características de apantallamiento para las líneas de 13.8 KV y 34.5 KV descritas (ver [20]),

siendo además resistente mecánicamente y a la corrosión, factor muy importante en el

proceso de diseño de sistemas en las zonas costeras, cuyo alto índice de salinidad

aumenta las condiciones para que se oxiden los materiales. Los datos de los conductores

fueron obtenidos del catalogo de conductores de aluminio aleado (AAAC) citado en la

referencia [21].

Tramo Corriente a 34.5 KV (A) Corriente a 13.8 KV (A) Conductor a 34.5 KV Conductor a 13.8 KV

Barú - derivación 175,715 439,288 Ames (77.47 Kcmil) Butte (312.8 Kcmil)

Derivación - Punta Blanca 16,735 41,837 Akron (38.58 Kcmil) Akron (38.58 Kcmil)

Punta blanca - Isla Grande 16,735 41,837 1/0 AWG 35KV No. 2 AWG 15 KV

Derivación - Isla Lapiz 158,981 397,451 1/0 AWG 35KV 350 Kcmil 15 KV

Isla Lapiz - Mirador 83,674 209,185 1/0 AWG 35KV 1/0 AWG 15 KV

25

7.3. Modelamiento del sistema de transmisión submarina. El Modelamiento del sistema de transmisión submarina se llevo a cabo utilizando los

valores típicos de permitividad eléctrica, conductividad eléctrica y permeabilidad

magnética presentados en la tabla 7.3.1. Con estos valores se desarrollo el procedimiento

presentado en el anexo A.3.2, en el que se muestra de manera detallada el modelo y los

datos utilizados, así como los resultados obtenidos para cada una de las simulaciones de

los diferentes tramos en los que se da transmisión submarina.

Tabla 7.3.1. Parámetros eléctricos en el Modelamiento de los sistemas Submarinos. Tomado de [4].

A pesar que se presenta en el anexo los resultados del modelo Pi para cada uno de los

sistemas de transmisión submarino, se calculo utilizando el modelo Bergeon la matriz de

impedancia característica de la línea submarina a 34.5 KV con conductor 1/0 AWG. Los

resultados de esta simulación se presentan en la tabla 7.3.2, para la cual se puede analizar

el alto componente capacitivo de este tipo de líneas, que en el caso aéreo son en mayor

medida inductivas. Esta alta capacitancia es la razón por la cual en este tipo de diseños es

necesario ser cuidadoso con respecto a los parámetros de las líneas, pues la alta caída de

tensión obtenida para los cables submarinos obligan a que el diseño resultante parezca

sobredimensionado (ver numeral 8).

Tabla 7.3.2. Matriz de impedancia característica para la línea submarina 34.5KV a Isla Grande.

Matriz de impedancia Característica. (Ohm)

216.6699581 44.4618275 36.7360794

-65.0155116 -8.9978898 -9.9183328

44.4618275 214.9774845 44.4618275

-8.9978898 -66.2398925 -8.9978898

36.7360794 44.4618275 216.6699581

-9.9183328 -8.9978898 -65.0155116

Item Permitividad Relativa Conductividad (s/m) Permeabilidad Relativa

Conductor (cobre) 1,0 58000000,0 1,0

Aislador (XLPE) 2,3 0,0 1,0

Chaqueta 1,0 1000000,0 1,0

Armadura 1,0 1100000,0 1000,0

Agua marina 81,0 1,0 1,0

Lecho Marino 25,0 0,25 1,0

26

Los datos utilizados para cada uno de los conductores submarinos se encuentran

especificados en las referencias [18-21], sin embargo se hizo necesario aproximar el cable

submarino a un cable subterráneo del mismo calibre sobre el cual se coloca el espesor de

aislamiento de polietileno reticulado y posterior a este la armadura.

8. Selección de alternativa.

Figura 8.1Diagrama de la alternativa seleccionada.

Matriz de impedancia Característica. (Ohm)

216.6699581 44.4618275 36.7360794

-65.0155116 -8.9978898 -9.9183328

44.4618275 214.9774845 44.4618275

-8.9978898 -66.2398925 -8.9978898

36.7360794 44.4618275 216.6699581

-9.9183328 -8.9978898 -65.0155116

27

Para seleccionar el pre diseño adecuado se realizaron los flujos de carga para tres sistemas

distintos. El primero es a 13.8 KV durante todas las acometidas, del cual no se pudieron

cumplir los requerimientos de tensión sobre las cargas (entre 95% y 105%), ya que el

conductor requerido para cumplir esta alternativa superaba los 1000 MCM. La segunda

alternativa evaluada fue el sistema a 34.5 KV con un transformador que reducía la tensión

para Isla Grande, esta alternativa aunque cumplía los parámetros utilizando para la línea

de Mamonal – Derivación un conductor de 250 MCM, requería aumentar el conductor

submarino, que teniendo en cuenta que esta distancia es de aproximadamente 60 Km se

descartó la alternativa. Por último se evaluó el sistema a 34.5 KV para todo el sistema,

para el cual fue necesario aumentar calibre del conductor seleccionado en el numeral 7.1,

a un calibre 4/0 AWG el cual tiene como resultados los mostrados en la tabla 8.1.

Tabla 8.1. Niveles de tensión sobre las barras del sistema.

9. Análisis de confiabilidad. Para poder realizar una adecuada valoración del proyecto es necesario realizar un análisis de

confiabilidad que permita obtener un valor estimado del costo de la energía dejada de suministrar

para los usuarios. Para tal fin se utilizo los valores presentados en la librería del Software ETAP 7,

en el cual se presentan los parámetros de la función exponencial, que definen el número de fallas

por año para cada elemento del sistema. Las líneas submarinas sin embargo no se encuentran

endicha librería, por lo cual se calculo que la tasa de falla deberá ser aproximadamente la decima

parte de lo obtenido para las líneas aéreas, pues el 90% aproximadamente de las fallas en líneas

aéreas se presentan por vandalismo o a causa de que los conductores estén desnudos. En la tabla

11.1 se presentan los cálculos de la tasa de falla total para los usuarios, teniendo en cuenta que en

la estación de derivación se tienen sistemas de protecciones, por lo cual para cada usuario se debe

hacer una evaluación por separado.

28

Tabla 11.1. Parámetros de confiabilidad para el sistema escogido.

Una vez calculados los tiempos esperados de falla para cada uno de los usuarios se procede a

calcular los costos de la energía no suministrada. Estos deberían ser calculados con respectos a la

valoración que cada uno de los usuarios le da a la energía dependiendo de su proceso productivo,

sin embargo se calcula con base en el precio que cuesta la energía para la empresa de distribución

en el punto de acople (Subestación Mamonal).

Tabla 11.2. Calculo del costo estimado de la energía no suministrada.

10. Confrontación económica.

10.1. Costo del sistema actual de alimentación. Para realizar la confrontación económica de la solución, es importante obtener el costo

que tendrá a valor presente para un cliente de no desarrollarse el proyecto, de tal manera

que se pueda evaluar la factibilidad económica de la solución planteada. Para esto se

encuentran los costos de las plantas diesel y el combustible requerido. El periodo de

evaluación del proyecto de interconexión es de 20 años y la depreciación de las plantas

diesel se hace durante 6 años, después de los cuales el valor de la planta es cero.

Para realizar la alimentación de las cargas con plantas Diesel se requieren 3, dos de 5000

KW (isla lápiz y mirador) y una de 1000 KW (Isla grande) cuya duración total es de 6 años,

además se asume que el precio de las plantas eléctricas crecerá al mismo ritmo que la

inflación, parámetro que también se mantiene constante con respecto a la inflación en

Colombia estimada para el 2011 por el Banco de la Republica. En la tabla 12.1 se presenta

ITEM Tasa (falla/año*Km) Fallas/año Tiempo de duración (horas)/falla Tiempo esperado de falla /año (horas)

Tranformador Subestacion Mamonal 0.015 0.015 200 3

Línea Mamonal - Derivación 0.05 1.2 8 9.6

Línea Submarina a Isla Lápiz 0.005 0.006425 240 1.542

Línea Submarina a Isla Mirador 0.005 0.01087 240 2.6088

TOTAL (Bahía de Cholon) 0.075 1.232295 16.7508

Tranformador Subestacion Mamonal 0.015 0.015 200 3

Línea Mamonal - Derivación 0.05 1.2 8 9.6

Línea Derivacón - Punta Blanca 0.05 0.29245 8 2.3396

Línea Submarina Punta Balca - Isla Grande 0.005 0.30046 240 72.1104

TOTAL (Isla Grande) 0.12 1.80791 87.05

Item Potencia requerida (KW) ENS (KWh) $/KWh $ ENS

Bahía Cholon 9500 159132.6 $ 320 $ 50,922,432

Isla Grande 1000 87050 $ 320 $ 27,856,000

Precios en COP de 2011. TOTAL $ 78,778,432

29

el cálculo del valor presente neto de las plantas a utilizar, que sumado al valor calculado

en el anexo A.4 da un valor total para el sistema de alimentación de $6.201.510.869.

Tabla 12.1. Valor presente del costo de las plantas. Costos en miles de pesos Colombianos.

10.2. Costo de la alternativa escogida. La alternativa escogida consta de dos estaciones de enlace, la subestación Mamonal a

34.5 KV y los conductores. Todos estos ítems han sido calculados de manera efectiva

durante este documento, por lo cual en la tabla 12.2.1 se presenta un resumen de todos

los costos de este pre diseño. El numero de estructuras se calculo teniendo en cuenta lo

desarrollado en el numeral 6, que para la tensión de diseño tenemos un vano de 100m

entre estructuras.

Tabla 12.2. Costo de la alternativa escogida.

11. Conclusiones. La importancia de esta zona del país (Islas del rosario y Bahía de Cholón) es inmensa, por

lo que son considerados hoy en día reservas naturales muchas de sus partes todavía

vírgenes. La contaminación de las plantas diesel juegan un papel importante en el

deterioro de los ecosistemas allí presentes, así como de los hermosos paisajes que crean

desarrollo turístico a la región. La evaluación de este proyecto permite dar un paso en la

búsqueda de la conservación adecuada de la zona, confrontando económicamente el

proyecto con la alternativa que hoy se evalúa para la alimentación de las cargas. Realizar

la conexión de estas islas con el sistema de distribución en Cartagena representa un

excedente en costos de $4.845.436.863, el cual deberá ser sustentado a través de un

Costo Oportunidad /mes Flujo mes 0 Flujo mes 72 Flujo mes 144 Flujo mes 216 Flujo mes 240 VPN

1% -$ 670.000,00 -$ 800.015,04 -$ 955.259,79 -$ 1.140.630,15 $ 760.420,10 -$ 1.351.907,53

Item Unidad Cantidad V/Unitario V/Total

Subestación Mamonal U 1 $ 1.426.200.000,00 $ 1.426.200.000,00

Subestacion de enlace U 2 $ 26.750.000,00 $ 53.500.000,00

Estructura 34.5KV U 139 $ 2.027.200,00 $ 281.780.800,00

Costo de instalación. U 1 $ 309.860.000,00 $ 309.860.000,00

Conductor AAAC 4/0 AWG Km 70,872 $ 7.250.000,00 $ 513.822.000,00

Conductor AAAC Akron Km 17,547 $ 5.500.000,00 $ 96.508.500,00

Conductor Alumoweld 3No.5 Km 29,473 $ 3.000.000,00 $ 88.419.000,00

Cond. submarino 1/0 AWG Km 190,653 $ 43.000.000,00 $ 8.198.079.000,00

Costo ENS U 1 $ 78.778.432,00 $ 78.778.432,00

TOTAL $ 11.046.947.732,00

30

estudio de impacto ambiental que permita la ejecución de esta obra que hace falta en la

región.

31

12. Referencias.

[1]. Worzyk, T. Submarine Power Cables: Design, installation, repair and environmental

aspects. Springer, London, 1965.

[2]. Papadopoulos, T.A.; Tsiamitros, D.A.; Papagiannis, G.K.; , "Impedances and

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[4]. Huang, Y. “Electromagnetic Simulation of 135 kV Three-Phase Submarine Power

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[8]. EBSA., Recomendaciones para el diseño y construcción de redes eléctricas EBSA E.S.P.,

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32

[12]. Carrillo, G., Fundamentos de Contabilidad para Profesionales no Contadores, 18 ed.,

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33

Anexos.

A.1. Definición de cargas para usuarios. Tabla A.1. Descripción de Cargas para los usuarios numerados en las imágenes.

A.2. Mapa de navegación.

Figura A.2.1. Mapa de Navegación para obtención de distancias submarinas. Obtenido del Centro de Investigaciones

Oceanográficas e Hidrográficas del Caribe.

Isla Carga / KVA

Isla Lapiz 4.500

Isla Mirador 5.000

Total bahía Cholon 9.500

Isla Grande 1.000

Carga total 10.500

34

A.3. Modelamiento en ATP.

A.3.1. Modelamiento de las líneas aéreas.

LÍNEA BARÚ-DERIVACIÓN PARA CONDUCTOR AMES Y CABLE DE GUARDA ALUMOWELD

3 No. 5.

Matriz de Suceptancia (s/Km)

1 2.838953E-06

2 -7.412154E-07 2.992621E-06

3 -4.090559E-07 -7.412154E-07 2.838953E-06

4 -4.742712E-07 -4.653069E-07 -4.742712E-07 2.838280E-06

Matriz de impedancias en unidades de (Ohm/Km)

1 9.086604E-01

9.111572E-01

2 5.552115E-02 9.086604E-01

4.574845E-01 9.111572E-01

3 5.551993E-02 5.552115E-02 9.086604E-01

4.052228E-01 4.574845E-01 9.111572E-01

4 5.524255E-02 5.524294E-02 5.524255E-02 1.754038E+00

3.927003E-01 4.000799E-01 3.927003E-01 8.713060E-01

LÍNEA BARÚ DERIVACIÓN PARA CONDUCTOR BUTTE Y CABLE DE GUARDA ALUMOWELD

3 No.5.

Matriz de Suceptancia (s/Km)

1 3.206672E-06

2 -9.026805E-07 3.414785E-06

35

3 -4.707192E-07 -9.026805E-07 3.206672E-06

4 -4.966054E-07 -4.838272E-07 -4.966054E-07 2.871336E-06


1 2.674590E-01

8.539052E-01

2 5.589848E-02 2.674590E-01

4.570434E-01 8.539052E-01

3 5.589720E-02 5.589848E-02 2.674590E-01

4.047817E-01 4.570434E-01 8.539052E-01

4 5.561484E-02 5.561525E-02 5.561484E-02 1.754405E+00

3.922609E-01 3.996404E-01 3.922609E-01 8.708683E-01

LÍNEA DERIVACIÓN PUNTA BLANCA PARA CONDUCTOR AKRON (34.5 KV) Y CABLE DE

GUARDA ALUMOWELD 3 No 5.

Matriz de Suceptancia (s/Km).

1 2.657886E-06

2 -6.600649E-07 2.786553E-06

3 -3.724467E-07 -6.600649E-07 2.657886E-06

4 -4.570919E-07 -4.504781E-07 -4.570919E-07 2.824056E-06


1 2.215576E+00

9.461310E-01

2 5.552115E-02 2.215576E+00

4.574845E-01 9.461310E-01

3 5.551993E-02 5.552115E-02 2.215576E+00

36

4.052228E-01 4.574845E-01 9.461310E-01

4 5.524255E-02 5.524294E-02 5.524255E-02 1.754038E+00

3.927003E-01 4.000799E-01 3.927003E-01 8.713060E-01

LÍNEA DERIVACIÓN PUNTA BLANCA PARA CONDUCTOR AKRON (13.8 KV) Y CABLE DE

GUARDA ALUMOWELD 3 No 5.

Matriz de Suceptancia (s/Km).

1 2.666385E-06

2 -6.527539E-07 2.792974E-06

3 -3.642939E-07 -6.527539E-07 2.666385E-06

4 -4.485932E-07 -4.430345E-07 -4.485932E-07 2.833044E-06


1 2.215954E+00

9.456899E-01

2 5.589848E-02 2.215954E+00

4.570434E-01 9.456899E-01

3 5.589720E-02 5.589848E-02 2.215954E+00

4.047817E-01 4.570434E-01 9.456899E-01

4 5.561484E-02 5.561525E-02 5.561484E-02 1.754405E+00

3.922609E-01 3.996404E-01 3.922609E-01 8.708683E-01

A.3.2. Modelamiento del sistema submarino. Para el Modelamiento del cable submarino se tiene en cuenta un cable con núcleo de

cobre circular solido con chaqueta y armadura, las cuales se pondrán sólidamente

aterrizadas. Para la simulación de dicho sistema se utilizan las constantes presentadas en

la Tabla 7.3.1 y los parámetros obtenidos del estándar 1120 de 2004 de la IEEE [9]. En la

figura 5.1 se puede observar el modelo descrito para el sistema de transmision submarino

en ATP, el cual es representado por un sistema de transmision trifasica subterraneo, con

37

resistividad del terreno igual a 4 Ohm*m (ver [9]). Esta resistividad de la tierra humeda a 1

m de profundidad de la superficie del lecho marino, es un valor tipico utilizado en

proyectos de transmision submarino [9].

Figura A.3.2.1 Modelo del cable submarino en ATP.

Las salidas esperadas del sistema es el modelo Pi del conductor, teniendo en cuenta las

perdidas tanto en la armadura como en la chaqueta de orientacion de campo. Los valores

reelevantes para las perdidas descritas en el numeral 4.3.2 son los valores de “Shealth”

que representa la chaqueta, la cual esta aterrizada. El otro valor es “Armour” que

representa la armadura o proteccion mecanica del cable submarino (diferente de los

cables subterraneos) y tambien se encuentra aterrizada. A continuación se presentan las

simulaciones para cada uno de los tramos submarinos presentados en el sistema, con su

correspondiente modelo y datos.

LÍNEA SUBMARINA A 34.5 KV DE BARÚ A ISLA GRANDE.

Matriz de impedancia Característica.

216.6699581 44.4618275 36.7360794

-65.0155116 -8.9978898 -9.9183328

44.4618275 214.9774845 44.4618275

-8.9978898 -66.2398925 -8.9978898

36.7360794 44.4618275 216.6699581

38

-9.9183328 -8.9978898 -65.0155116

Matriz de impedancia [ Z ] en [ohm/m]:

4.8583717E-04 1.7160301E-04 1.6152171E-04

7.5021439E-04 3.1985374E-04 2.7030098E-04

1.7160301E-04 4.9201605E-04 1.7160301E-04

3.1985374E-04 7.4618192E-04 3.1985374E-04

1.6152171E-04 1.7160301E-04 4.8583717E-04

2.7030098E-04 3.1985374E-04 7.5021439E-04

Resistencia [ R ] en [ohm/m] e inductancia [ L ] en [henry/m]:

4.8583717E-04 1.7160301E-04 1.6152171E-04

1.9900055E-06 8.4843839E-07 7.1699562E-07

1.7160301E-04 4.9201605E-04 1.7160301E-04

8.4843839E-07 1.9793090E-06 8.4843839E-07

1.6152171E-04 1.7160301E-04 4.8583717E-04

7.1699562E-07 8.4843839E-07 1.9900055E-06

Matriz admitancia [ Y ] en [mho/m]:

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

1.6356687E-08 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 1.6356687E-08 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 1.6356687E-08

Conductancia [ G ] en [mho/m] y capacitancia [ C ] en [farad/m]:

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

4.3387461E-11 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

39

0.0000000E+00 4.3387461E-11 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 4.3387461E-11

*NOTA: Debido a que las lineas submarinas a 34.5 KV poseen el mismo conductor y la

misma configuración (solo varían en cuanto a la distancia), no se presentan los resultados.

Línea 13.8 KV a Isla Grande.


7.1474212E-04 2.0786172E-04 1.9305464E-04

7.1638331E-04 2.6914413E-04 2.2231697E-04

2.0786172E-04 7.2197471E-04 2.0786172E-04

2.6914413E-04 7.0911713E-04 2.6914413E-04

1.9305464E-04 2.0786172E-04 7.1474212E-04

2.2231697E-04 2.6914413E-04 7.1638331E-04


7.1474212E-04 2.0786172E-04 1.9305464E-04

1.9002658E-06 7.1392697E-07 5.8971409E-07

2.0786172E-04 7.2197471E-04 2.0786172E-04

7.1392697E-07 1.8809916E-06 7.1392697E-07

1.9305464E-04 2.0786172E-04 7.1474212E-04

5.8971409E-07 7.1392697E-07 1.9002658E-06


0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

2.1544992E-08 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 2.1544992E-08 0.0000000E+00

40

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 2.1544992E-08


0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

5.7149865E-11 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 5.7149865E-11 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 5.7149865E-11

Línea 13.8 KV a Isla Lapiz.


2.6609601E-04 1.5996404E-04 1.5100689E-04

7.1683923E-04 3.3214751E-04 2.8203235E-04

1.5996404E-04 2.7162276E-04 1.5996404E-04

3.3214751E-04 7.1363266E-04 3.3214751E-04

1.5100689E-04 1.5996404E-04 2.6609601E-04

2.8203235E-04 3.3214751E-04 7.1683923E-04


2.6609601E-04 1.5996404E-04 1.5100689E-04

1.9014751E-06 8.8104863E-07 7.4811403E-07

1.5996404E-04 2.7162276E-04 1.5996404E-04

8.8104863E-07 1.8929694E-06 8.8104863E-07

1.5100689E-04 1.5996404E-04 2.6609601E-04

7.4811403E-07 8.8104863E-07 1.9014751E-06


0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

4.0954905E-08 0.0000000E+00 0.0000000E+00

41

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 4.0954905E-08 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 4.0954905E-08


0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

1.0863626E-10 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 1.0863626E-10 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 1.0863626E-10

Línea a 13.8 KV a Mirador.


4.6279794E-04 1.5924518E-04 1.5127705E-04

7.6554834E-04 3.3144175E-04 2.8083796E-04

1.5924518E-04 4.8587389E-04 1.6660861E-04

3.3144175E-04 7.5437412E-04 3.2719896E-04

1.5127705E-04 1.6660861E-04 4.8180346E-04

2.8083796E-04 3.2719896E-04 7.5677967E-04

Resistencia [ R ] en [ohm/m] e inductancia [ L ] en [henry/m]: 4.6279794E-04

1.5924518E-04 1.5127705E-04

2.0306800E-06 8.7917654E-07 7.4494582E-07

1.5924518E-04 4.8587389E-04 1.6660861E-04

8.7917654E-07 2.0010395E-06 8.6792220E-07

1.5127705E-04 1.6660861E-04 4.8180346E-04

7.4494582E-07 8.6792220E-07 2.0074204E-06

42


0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

2.6458393E-08 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 1.6356687E-08 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 1.6356687E-08


0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

7.0183067E-11 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 4.3387461E-11 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 0.0000000E+00

0.0000000E+00 0.0000000E+00 4.3387461E-11

A.4. Precio del diesel por mes . Tabla A.4.1. Calculo del costo del diesel durante la vida útil del proyecto.

Mes Valor Mensual

VPN (valor mensual) Consumo Eficiencia Consumo

Costo del consumo

$/Galón $/Galón (KWh/mes) Gal/KWh (Galón/mes) $/mes

0 $ 7.457,24 $ 7.457,24 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 36.091.132,55

1 $ 7.502,77 $ 7.428,49 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 35.951.966,43

2 $ 7.548,30 $ 7.399,57 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 35.812.018,07

3 $ 7.593,83 $ 7.370,50 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 35.671.316,61

4 $ 7.639,36 $ 7.341,27 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 35.529.890,69

5 $ 7.684,89 $ 7.311,91 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 35.387.768,43

6 $ 7.730,42 $ 7.282,41 $ 0,048 3722,88 $ 35.244.977,49

43

77.560,00

7 $ 7.775,95 $ 7.252,77 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 35.101.545,05

8 $ 7.821,48 $ 7.223,01 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 34.957.497,80

9 $ 7.867,01 $ 7.193,12 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 34.812.861,98

10 $ 7.912,54 $ 7.163,12 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 34.667.663,37

11 $ 7.958,07 $ 7.133,01 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 34.521.927,28

12 $ 8.003,60 $ 7.102,79 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 34.375.678,60

13 $ 8.049,13 $ 7.072,47 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 34.228.941,77

14 $ 8.094,66 $ 7.042,05 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 34.081.740,78

15 $ 8.140,19 $ 7.011,55 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 33.934.099,21

16 $ 8.185,72 $ 6.980,96 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 33.786.040,22

17 $ 8.231,25 $ 6.950,28 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 33.637.586,54

18 $ 8.276,78 $ 6.919,53 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 33.488.760,51

19 $ 8.322,31 $ 6.888,71 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 33.339.584,04

20 $ 8.367,84 $ 6.857,82 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 33.190.078,68

21 $ 8.413,37 $ 6.826,86 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 33.040.265,56

22 $ 8.458,90 $ 6.795,85 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 32.890.165,41

23 $ 8.504,43 $ 6.764,78 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 32.739.798,63

24 $ 8.549,96 $ 6.733,66 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 32.589.185,20

25 $ 8.595,49 $ 6.702,49 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 32.438.344,74

26 $ 8.641,02 $ 6.671,28 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 32.287.296,51

27 $ 8.686,55 $ 6.640,03 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 32.136.059,42

28 $ 8.732,08 $ 6.608,75 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 31.984.652,02

29 $ 8.777,61 $ 6.577,43 $ 0,048 3722,88 $ 31.833.092,49

44

77.560,00

30 $ 8.823,14 $ 6.546,09 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 31.681.398,70

31 $ 8.868,67 $ 6.514,72 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 31.529.588,16

32 $ 8.914,20 $ 6.483,33 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 31.377.678,06

33 $ 8.959,73 $ 6.451,93 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 31.225.685,25

34 $ 9.005,26 $ 6.420,51 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 31.073.626,25

35 $ 9.050,79 $ 6.389,08 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 30.921.517,28

36 $ 9.096,32 $ 6.357,64 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 30.769.374,23

37 $ 9.141,85 $ 6.326,21 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 30.617.212,70

38 $ 9.187,38 $ 6.294,76 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 30.465.047,95

39 $ 9.232,91 $ 6.263,33 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 30.312.894,97

40 $ 9.278,44 $ 6.231,89 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 30.160.768,45

41 $ 9.323,97 $ 6.200,47 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 30.008.682,77

42 $ 9.369,50 $ 6.169,06 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 29.856.652,04

43 $ 9.415,03 $ 6.137,66 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 29.704.690,08

44 $ 9.460,56 $ 6.106,28 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 29.552.810,44

45 $ 9.506,09 $ 6.074,91 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 29.401.026,37

46 $ 9.551,62 $ 6.043,57 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 29.249.350,88

47 $ 9.597,15 $ 6.012,26 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 29.097.796,69

48 $ 9.642,68 $ 5.980,97 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 28.946.376,27

49 $ 9.688,21 $ 5.949,72 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 28.795.101,83

50 $ 9.733,74 $ 5.918,49 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 28.643.985,32

51 $ 9.779,27 $ 5.887,30 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 28.493.038,45

52 $ 9.824,80 $ 5.856,15 $ 0,048 3722,88 $ 28.342.272,66

45

77.560,00

53 $ 9.870,33 $ 5.825,04 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 28.191.699,17

54 $ 9.915,86 $ 5.793,97 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 28.041.328,96

55 $ 9.961,39 $ 5.762,94 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 27.891.172,75

56 $

10.006,92 $ 5.731,96 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 27.741.241,05

57 $

10.052,45 $ 5.701,03 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 27.591.544,14

58 $

10.097,98 $ 5.670,15 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 27.442.092,06

59 $

10.143,51 $ 5.639,33 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 27.292.894,64

60 $

10.189,04 $ 5.608,55 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 27.143.961,48

61 $

10.234,57 $ 5.577,84 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 26.995.301,98

62 $

10.280,10 $ 5.547,18 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 26.846.925,33

63 $

10.325,63 $ 5.516,58 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 26.698.840,49

64 $

10.371,16 $ 5.486,05 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 26.551.056,22

65 $

10.416,69 $ 5.455,57 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 26.403.581,10

66 $

10.462,22 $ 5.425,17 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 26.256.423,49

67 $

10.507,75 $ 5.394,83 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 26.109.591,57

68 $

10.553,28 $ 5.364,56 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 25.963.093,29

69 $

10.598,81 $ 5.334,36 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 25.816.936,46

70 $

10.644,34 $ 5.304,23 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 25.671.128,67

71 $

10.689,87 $ 5.274,18 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 25.525.677,35

72 $

10.735,40 $ 5.244,20 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 25.380.589,71

73 $

10.780,93 $ 5.214,30 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 25.235.872,83

74 $

10.826,46 $ 5.184,48 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 25.091.533,57

75 $ $ 5.154,73 $ 0,048 3722,88 $ 24.947.578,66

46

10.871,99 77.560,00

76 $

10.917,52 $ 5.125,07 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 24.804.014,63

77 $

10.963,05 $ 5.095,49 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 24.660.847,85

78 $

11.008,58 $ 5.065,99 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 24.518.084,52

79 $

11.054,11 $ 5.036,57 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 24.375.730,70

80 $

11.099,64 $ 5.007,25 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 24.233.792,27

81 $

11.145,17 $ 4.978,01 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 24.092.274,96

82 $

11.190,70 $ 4.948,85 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 23.951.184,34

83 $

11.236,23 $ 4.919,79 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 23.810.525,84

84 $

11.281,76 $ 4.890,82 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 23.670.304,73

85 $

11.327,29 $ 4.861,94 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 23.530.526,14

86 $

11.372,82 $ 4.833,15 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 23.391.195,05

87 $

11.418,35 $ 4.804,45 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 23.252.316,30

88 $

11.463,88 $ 4.775,85 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 23.113.894,60

89 $

11.509,41 $ 4.747,35 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 22.975.934,51

90 $

11.554,94 $ 4.718,94 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 22.838.440,45

91 $

11.600,47 $ 4.690,62 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 22.701.416,73

92 $

11.646,00 $ 4.662,41 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 22.564.867,51

93 $

11.691,53 $ 4.634,29 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 22.428.796,82

94 $

11.737,06 $ 4.606,28 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 22.293.208,57

95 $

11.782,59 $ 4.578,36 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 22.158.106,55

96 $

11.828,12 $ 4.550,55 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 22.023.494,43

97 $

11.873,65 $ 4.522,84 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 21.889.375,74

98 $ $ 4.495,23 $ 0,048 3722,88 $ 21.755.753,92

47

11.919,18 77.560,00

99 $

11.964,71 $ 4.467,72 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 21.622.632,26

100 $

12.010,24 $ 4.440,32 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 21.490.013,97

101 $

12.055,77 $ 4.413,02 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 21.357.902,12

102 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 21.226.299,70

103 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 21.095.209,55

104 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 20.964.634,45

105 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 20.834.577,03

106 $

12.283,42 $ 4.278,13 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 20.705.039,86

107 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 20.576.025,37

108 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 20.447.535,91

109 $

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77.560,00 0,048 3722,88

$ 20.319.573,75

110 $

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111 $

12.511,07 $ 4.145,93 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 20.065.239,79

112 $

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113 $

12.602,13 $ 4.093,82 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 19.813.039,62

114 $

12.647,66 $ 4.067,93 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 19.687.744,34

115 $

12.693,19 $ 4.042,15 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 19.562.987,89

116 $

12.738,72 $ 4.016,49 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 19.438.771,88

117 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 19.315.097,84

118 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 19.191.967,21

119 $

12.875,31 $ 3.940,16 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 19.069.381,37

120 $

12.920,84 $ 3.914,95 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 18.947.341,59

121 $ $ 3.889,84 $ 0,048 3722,88 $ 18.825.849,07

48

12.966,37 77.560,00

122 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 18.704.904,95

123 $

13.057,43 $ 3.839,98 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 18.584.510,26

124 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 18.464.666,00

125 $

13.148,49 $ 3.790,57 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 18.345.373,06

126 $

13.194,02 $ 3.766,03 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 18.226.632,27

127 $

13.239,55 $ 3.741,61 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 18.108.444,39

128 $

13.285,08 $ 3.717,31 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.990.810,12

129 $

13.330,61 $ 3.693,11 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.873.730,07

130 $

13.376,14 $ 3.669,04 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.757.204,82

131 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.641.234,83

132 $

13.467,20 $ 3.621,23 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.525.820,55

133 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.410.962,34

134 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.296.660,50

135 $

13.603,79 $ 3.550,38 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.182.915,27

136 $

13.649,32 $ 3.526,99 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 17.069.726,84

137 $

13.694,85 $ 3.503,72 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 16.957.095,33

138 $

13.740,38 $ 3.480,56 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 16.845.020,80

139 $

13.785,91 $ 3.457,52 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 16.733.503,28

140 $

13.831,44 $ 3.434,59 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 16.622.542,72

141 $

13.876,97 $ 3.411,78 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 16.512.139,01

142 $

13.922,50 $ 3.389,08 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 16.402.292,02

143 $

13.968,03 $ 3.366,50 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 16.293.001,53

144 $ $ 3.344,03 $ 0,048 3722,88 $ 16.184.267,30

49

14.013,56 77.560,00

145 $

14.059,09 $ 3.321,68 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 16.076.089,03

146 $

14.104,62 $ 3.299,44 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.968.466,37

147 $

14.150,15 $ 3.277,32 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.861.398,91

148 $

14.195,68 $ 3.255,31 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.754.886,22

149 $

14.241,21 $ 3.233,42 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.648.927,81

150 $

14.286,74 $ 3.211,64 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.543.523,13

151 $

14.332,27 $ 3.189,98 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.438.671,62

152 $

14.377,80 $ 3.168,43 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.334.372,66

153 $

14.423,33 $ 3.146,99 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.230.625,57

154 $

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155 $

14.514,39 $ 3.104,46 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 15.024.784,17

156 $

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157 $

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77.560,00 0,048 3722,88 $ 14.821.141,33

158 $

14.650,98 $ 3.041,51 $

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159 $

14.696,51 $ 3.020,76 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 14.619.690,31

160 $

14.742,04 $ 3.000,11 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 14.519.784,48

161 $

14.787,57 $ 2.979,58 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 14.420.423,82

162 $

14.833,10 $ 2.959,17 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 14.321.607,32

163 $

14.878,63 $ 2.938,86 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 14.223.333,97

164 $

14.924,16 $ 2.918,67 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 14.125.602,67

165 $

14.969,69 $ 2.898,59 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 14.028.412,34

166 $

15.015,22 $ 2.878,62 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.931.761,85

167 $ $ 2.858,76 $ 0,048 3722,88 $ 13.835.650,02

50

15.060,75 77.560,00

168 $

15.106,28 $ 2.839,01 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.740.075,68

169 $

15.151,81 $ 2.819,37 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.645.037,59

170 $

15.197,34 $ 2.799,85 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.550.534,52

171 $

15.242,87 $ 2.780,43 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.456.565,17

172 $

15.288,40 $ 2.761,12 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.363.128,25

173 $

15.333,93 $ 2.741,93 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.270.222,42

174 $

15.379,46 $ 2.722,84 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.177.846,33

175 $

15.424,99 $ 2.703,86 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 13.085.998,59

176 $

15.470,52 $ 2.684,99 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.994.677,81

177 $

15.516,05 $ 2.666,23 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.903.882,54

178 $

15.561,58 $ 2.647,58 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.813.611,33

179 $

15.607,11 $ 2.629,04 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.723.862,71

180 $

15.652,64 $ 2.610,60 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.634.635,17

181 $

15.698,17 $ 2.592,27 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.545.927,20

182 $

15.743,70 $ 2.574,05 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.457.737,26

183 $

15.789,23 $ 2.555,93 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.370.063,78

184 $

15.834,76 $ 2.537,92 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.282.905,19

185 $

15.880,29 $ 2.520,02 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.196.259,87

186 $

15.925,82 $ 2.502,22 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.110.126,21

187 $

15.971,35 $ 2.484,53 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 12.024.502,58

188 $

16.016,88 $ 2.466,95 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.939.387,31

189 $

16.062,41 $ 2.449,46 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.854.778,73

190 $ $ 2.432,09 $ 0,048 3722,88 $ 11.770.675,16

51

16.107,94 77.560,00

191 $

16.153,47 $ 2.414,81 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.687.074,89

192 $

16.199,00 $ 2.397,64 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.603.976,20

193 $

16.244,53 $ 2.380,58 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.521.377,34

194 $

16.290,06 $ 2.363,61 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.439.276,57

195 $

16.335,59 $ 2.346,75 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.357.672,12

196 $

16.381,12 $ 2.329,99 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.276.562,22

197 $

16.426,65 $ 2.313,33 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.195.945,06

198 $

16.472,18 $ 2.296,78 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.115.818,85

199 $

16.517,71 $ 2.280,32 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 11.036.181,76

200 $

16.563,24 $ 2.263,97 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.957.031,96

201 $

16.608,77 $ 2.247,72 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.878.367,61

202 $

16.654,30 $ 2.231,56 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.800.186,86

203 $

16.699,83 $ 2.215,51 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.722.487,84

204 $

16.745,36 $ 2.199,55 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.645.268,68

205 $

16.790,89 $ 2.183,70 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.568.527,48

206 $

16.836,42 $ 2.167,94 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.492.262,37

207 $

16.881,95 $ 2.152,28 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.416.471,42

208 $

16.927,48 $ 2.136,71 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.341.152,74

209 $

16.973,01 $ 2.121,25 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.266.304,39

210 $

17.018,54 $ 2.105,88 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.191.924,44

211 $

17.064,07 $ 2.090,61 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.118.010,97

212 $

17.109,60 $ 2.075,43 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 10.044.562,02

213 $ $ 2.060,35 $ 0,048 3722,88 $ 9.971.575,64

52

17.155,13 77.560,00

214 $

17.200,66 $ 2.045,37 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.899.049,87

215 $

17.246,19 $ 2.030,48 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.826.982,74

216 $

17.291,72 $ 2.015,68 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.755.372,28

217 $

17.337,25 $ 2.000,98 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.684.216,52

218 $

17.382,78 $ 1.986,37 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.613.513,47

219 $

17.428,31 $ 1.971,85 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.543.261,14

220 $

17.473,84 $ 1.957,43 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.473.457,53

221 $

17.519,37 $ 1.943,10 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.404.100,66

222 $

17.564,90 $ 1.928,86 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.335.188,50

223 $

17.610,43 $ 1.914,71 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.266.719,07

224 $

17.655,96 $ 1.900,66 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.198.690,34

225 $

17.701,49 $ 1.886,69 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.131.100,30

226 $

17.747,02 $ 1.872,82 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 9.063.946,93

227 $

17.792,55 $ 1.859,03 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.997.228,21

228 $

17.838,08 $ 1.845,33 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.930.942,12

229 $

17.883,61 $ 1.831,73 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.865.086,64

230 $

17.929,14 $ 1.818,21 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.799.659,72

231 $

17.974,67 $ 1.804,78 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.734.659,35

232 $

18.020,20 $ 1.791,43 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.670.083,48

233 $

18.065,73 $ 1.778,18 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.605.930,09

234 $

18.111,26 $ 1.765,01 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.542.197,14

235 $

18.156,79 $ 1.751,93 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.478.882,60

236 $ $ 1.738,93 $ 0,048 3722,88 $ 8.415.984,41

53

18.202,32 77.560,00

237 $

18.247,85 $ 1.726,02 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.353.500,56

238 $

18.293,38 $ 1.713,20 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.291.428,99

239 $

18.338,91 $ 1.700,46 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.229.767,67

240 $

18.384,44 $ 1.687,80 $

77.560,00 0,048 3722,88 $ 8.168.514,57

TOTAL

$ 4.849.603.339,42

Documents

Interconexión eléctrica de las islas del rosario (Proyecto