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REVISIÓN DE LA TECNOLOGÍA Y VALORIZACIÓN DE PROYECTO DE

INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE SUBESTACIONES GIS

INFORME FINAL N°1

REVISIONES

DESSAU CHILE INGENIERÍA S.A.

GERENCIA DE ENERGÍA

Revisión Fecha

A 27/11/2013

Aprobado por: Alejandro Flores R.

Revisado por: Marcelo Saavedra G..

Preparado por: Pedro Vidal V. Arturo Gajardo V.

N° de Documento

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COPIAS A Cliente / Mandante:

Unidad Cantidad

Energía 1

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evisión de la Tecnología y V

alorización de Proyecto de instalación y O

peración de Subestaciones G

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REVISIÓN DE LA TECNOLOGÍA Y VALORIZACIÓN DE PROYECTO DE

INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE SUBESTACIONES GIS

INDICE

OBJETIVO .............................................................................................................. 5

A. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS METODOLOGÍAS, CRITERIOS Y

SUPUESTOS A EMPLEAR EN EL DESARROLLO COMPLETO DEL

ESTUDIO ....................................................................................................... 6

A.1 METODOLOGÍAS ........................................................................................ 6

A.1.1 Descripción general de la tecnología actual de subestaciones GIS

para proyectos de transmisión en alta tensión. .................................... 6

A.1.2 Descripción de las componentes y equipos eléctricos incluidos en

el diseño de una subestación GIS y comparación de

requerimientos y desempeño respecto de una subestación

convencional. ....................................................................................... 7

A.1.3 Valorización económica de un proyecto de subestación GIS en

sistemas eléctricos de tensión 110 kV o superiores. ............................ 7

A.1.4 Ejemplo de la metodología para comparación económica de

evaluación del proyecto de las alternativas GIS o convencional .......... 8

A.2 CRITERIOS Y SUPUESTOS ....................................................................... 8

B. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA TECNOLOGÍA ACTUAL DE

SUBESTACIONES GIS PARA PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DE

ALTA TENSIÓN ............................................................................................. 9

B.1 DESARROLLO DE SUBESTACIONES GIS ............................................... 9

B.2 APLICACIÓN DE LAS GIS EN CHILE ...................................................... 10

B.3 CLASIFICACIÓN DE LAS GIS .................................................................. 12

B.3.1 Clasificación según tipo de aislamiento............................................... 12

B.3.2 Clasificación según funcionalidad de sus componentes ..................... 12

B.4 ASPECTOS TÉCNICOS PARA EL PROYECTO DE UNA GIS ................. 13

B.4.1 Ingeniería ............................................................................................ 13

B.4.2 Espacio físico disponible ..................................................................... 14

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B.4.3 Especificaciones técnicas ................................................................... 15

B.4.4 Transporte y suministro de equipos .................................................... 16

B.4.5 Obras civiles ........................................................................................ 16

B.4.6 Montaje y pruebas de puesta en servicio ............................................ 17

B.5 DIAGRAMAS UNILINEALES DE GIS ....................................................... 18

B.6 ASPECTOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN DE LAS GIS .................... 20

B.6.1 Condiciones generales ........................................................................ 20

B.6.2 Tipos de mantenimiento ...................................................................... 20

B.6.3 Tendencia actual ................................................................................. 22

B.6.4 Experiencia de las GIS en Chile .......................................................... 23

C. DESCRIPCIÓN DE LAS COMPONENTES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS

INCLUIDOS EN EL DISEÑO ED UNA SUBESTACIÓN GIS Y

COMPARACIÓN DE REQUERIMIENTOS Y DESEMPEÑO RESPECTO

DE UNA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL ............................................... 23

C.1 PRINCIPALES COMPONENTES Y EQUIPOS INCLUIDOS EN UNA

GIS ........................................................................................................... 23

C.1.1 Componentes primarias ...................................................................... 23

C.1.2 Componentes secundarias ................................................................. 27

C.2 ESTUDIO COMPARATIVO DE UN PROYECTO DE GIS Y DE UN

DISEÑO DE SUBESTACIÓN CONVENCIONAL ..................................... 28

C.2.1 Metodología para la evaluación .......................................................... 28

C.2.2 Comparación de las tecnologías ......................................................... 33

D. VALORIZACIÓN ECONÓMICA DE UN PROYECTO DE

SUBESTACIÓN GIS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE TENSIÓN 110

KV O SUPERIORES .................................................................................... 34

D.1 identificación de las componentes de costos de una GIS .................... 34

D.1.1 Componentes DE COSTOS DE INVERSIÓN ..................................... 34

D.1.2 Componentes DE COSTOS DEl contratista epc ................................. 35

D.1.3 Componentes DE COSTOS DEl dueño o mandante .......................... 38

D.2 estimación de costos para un proyecto de instalación de una GIS ..... 40

D.2.1 valores de costos de suministro y construcción .................................. 40

D.2.2 valores de costos de otras componentes ............................................ 40

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D.2.3 otros valores de costos ....................................................................... 41

D.3 identificación de costos para la operación y mantenimiento de

una GIS .................................................................................................... 42

D.3.1 Costos de Mantenimiento ................................................................... 42

D.3.2 Otras componentes de costos ............................................................ 42

D.4 Metodología de comparación económica para la selección de

una gis respecto a la alternativa ais ..................................................... 42

D.5 determinación del punto de indiferencia en la comparación de

una gis respecto a la alternativa ais ..................................................... 44

E. EJEMPLO DE LA METODOLOGÍA PARA COMPARACIÓN

ECONÓMICA DE EVALUACIÓN DEL PROYECTO DE LAS

ALTERNATIVAS GIS O CONVENCIONAL. ................................................ 44

E.1 DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA para la valorización ................. 44

E.2 MODELO EN MS EXCEL ........................................................................... 48

ANEXOS ............................................................................................................... 49

ANEXO 1: Diagramas Unilineales aplicados a un ejemplo de GIS ............. 50

ANEXO 2: Diagramas Unilineales aplicados a un ejemplo de solución

hibrida ..................................................................................................... 51

ANEXO 3: Carta Gantt proyecto AIS e HIBRIDO........................................... 52

ANEXO 4: Disposiciones de equipos de proyecto con AIS, GIS e

Hibrida ..................................................................................................... 55

ANEXO 5: Valores de Costos de Suministro y Construcción ..................... 56

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REVISIÓN DE LA TECNOLOGÍA Y VALORIZACIÓN DE

PROYECTO DE INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE

SUBESTACIONES GIS

INFORME FINAL N°1

OBJETIVO

La Comisión Nacional de Energía (CNE) ha contratado los servicios de DESSAU CHILE

INGENIERÍA S.A. (DESSAU) para la elaboración del Estudio “Revisión de la Tecnología y

Valorización de Proyecto de Instalación y Operación de Subestaciones GIS”.

La Resolución Exenta N°506 de la CNE (13.08.2013) establece las bases para la

realización del mencionado Estudio.

El objetivo general del Estudio es disponer de un análisis sobre la competitividad técnica y

económica de subestaciones GIS respecto a subestaciones convencionales.

La idea es que este Estudio que sirva como antecedente para los futuros procesos de

expansión y de tarificación de las redes de transmisión, como parte de la valorización

económica de las subestaciones que forman parte de los sistemas de transmisión.

Para dicho objetivo el Estudio analiza las características actuales de la tecnología de las

subestaciones GIS y los costos económicos involucrados.

En el punto 9.6 de la Resolución Exenta N°506 de la CNE, se indica que el Estudio

consiste en la elaboración de tres (3) informes:

Informe de Avance.

Informe Final N°1.

Informe Final N°2.

El presente documento corresponde al Informe Final N°1

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A. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LAS METODOLOGÍAS, CRITERIOS Y SUPUESTOS A EMPLEAR EN EL DESARROLLO COMPLETO DEL ESTUDIO

A.1 METODOLOGÍAS

Para el desarrollo de las actividades que comprende el Estudio, DESSAU considera

proceder de acuerdo a lo siguiente:

A.1.1 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA TECNOLOGÍA ACTUAL DE SUBESTACIONES GIS PARA PROYECTOS DE TRANSMISIÓN EN ALTA TENSIÓN.

A.1.1.1 El trabajo inicial consistirá en la revisión y recopilación de información respecto

a la historia, evolución y estado actual del arte de la tecnología GIS, obtenida ya sea

de parte de fabricantes de esos equipos, así como también de antecedentes en

poder de DESSAU.

De igual manera se recopilará información respecto de los principales proyectos de

subestaciones GIS de 110 kV y tensiones superiores actualmente en funcionamiento

en Chile y respecto a una apreciación global de su utilización internacional.

A.1.1.2 Sobre la base de la información recopilada se efectuará una clasificación

según tipo o clase, funcionalidades técnicas, modos de operaciones y estándares

aplicables a las soluciones de subestaciones GIS disponibles en el mercado

internacional para distintos niveles de tensión para su aplicación en sistemas

eléctricos de potencia.

A.1.1.3 Paralelamente con la actividad anterior se definirán los aspectos técnicos que

se deben tener en cuenta para en un proyecto completo de instalación de una

subestación GIS.

Al respecto se considerarán los aspectos siguientes:

o Ingeniería

o Espacio físico requerido

o Especificaciones técnicas

o Transporte y suministro de equipos

o Obras civiles

o Montaje

o Puesta en marcha y pruebas de conformidad.

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A.1.1.4 Como complemento de lo anterior se elaborarán diagramas unilineales

genéricos para un proyecto de subestación GIS, un diagrama de layout de

principales componentes y una carta Gantt genérica del proyecto.

A.1.1.5 Se elaborará una descripción de los aspectos principales asociados a la

operación de una subestación GIS durante su vida útil como naturaleza y frecuencia de

mantenimientos, tiempos medios de reparación, tasa de disponibilidad y retiro o

desmantelamiento de GIS al cumplir ciclo de vida útil efectiva.

A.1.2 DESCRIPCIÓN DE LAS COMPONENTES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INCLUIDOS EN EL DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN GIS Y COMPARACIÓN DE REQUERIMIENTOS Y DESEMPEÑO RESPECTO DE UNA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL.

A.1.2.1 Se efectuará la Identificación y descripción de las principales componentes y

equipos incluidos en una subestación GIS encapsulada e instalaciones anexas para

conexión, medición y control de la GIS, incluida como nueva infraestructura dentro de

un sistema eléctrico ya en operaciones.

A.1.2.2 Se hará un estudio comparativo de un proyecto de subestación GIS respecto a

un diseño de subestación convencional, en características como el tamaño de terreno y

espacio requerido para instalación, su funcionalidad, altitud del sitio de instalación,

modos de operación y la seguridad y calidad de servicio.

A.1.2.3 Se efectuará una comparación respecto a criterios de desempeño o

confiabilidad de operación respecto a un diseño de subestación clásica.

A.1.3 VALORIZACIÓN ECONÓMICA DE UN PROYECTO DE SUBESTACIÓN GIS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE TENSIÓN 110 KV O SUPERIORES.

A.1.3.1 Se efectuará la identificación y valorización, para distintos tipos de

funcionalidades y nivel de tensiones, de las componentes de costos de un proyecto de

ingeniería, compra de equipos, instalación, puesta en marcha y operación de una

subestación GIS durante un ciclo de vida útil.

A.1.3.2 Se efectuará la Identificación de componentes de costos y entrega de valores

de costos de mercado representativos para proyectos de instalación de subestaciones

GIS, así como también una estimación de costos para distintas etapas y actividades

de un proyecto de instalación de GIS en función de su tipo, clasificación o nivel de

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tensión. Para ese propósito se solicitará la información pertinente a fabricantes de esos

tipos de equipos.

A.1.3.3 Se efectuará la identificación de costos asociados a actividades de operación y

mantenimiento de subestaciones GIS durante el ciclo de vida útil. Para ese propósito

se contempla solicitar la información del caso a las empresas de transmisión que

actualmente tienen en operación subestaciones GIS, así como también de fabricantes

de esos tipos de equipos.

A.1.3.4 Se definirá metodología de comparación económica para la selección de un

proyecto de subestación GIS, respecto a la alternativa de una subestación

convencional, para un nivel de funcionalidad y operación similares en un sistema

eléctrico de potencia.

A.1.3.5 Se efectuará un estudio para determinar el punto de indiferencia a partir del

cual la tecnología GIS puede resultar más conveniente que la convencional para

subestación determinada.

A.1.4 EJEMPLO DE LA METODOLOGÍA PARA COMPARACIÓN ECONÓMICA DE EVALUACIÓN DEL PROYECTO DE LAS ALTERNATIVAS GIS O CONVENCIONAL

A.1.4.1 Se elaborará una propuesta de metodología económica para comparación de

costos de un proyecto de subestación implementado mediante una solución GIS o

mediante una solución convencional.

A.1.4.2 Se incluirá como complemento al informe escrito un modelo en MS Excel que

implemente la metodología propuesta y que permita parametrizar y comparar la evaluación económica de un proyecto con las opciones de subestación GIS o subestación convencional, a partir de un caso base definido y respaldado con datos entregados por DESSAU.

El modelo que se desarrollará será autocontenido y contará con las fórmulas y

vínculos que permitan trazar y rehacer todos los resultados obtenidos.

A.2 CRITERIOS Y SUPUESTOS

Dado el amplio campo de aplicación que tienen las subestaciones GIS, el presente Estudio

se limita y enfoca a su posible aplicación en los Sistemas de Transmisión Troncal y de

Subtransmisión del SING y del SIC.

En cuanto a los niveles tensiones el Estudio considera subestaciones de 110 kV y

superiores.

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Para el Estudio se han considerado información obtenida de los fabricantes, así como

también de los usuarios de subestaciones GIS en el país, en especial para conocer los

aspectos relacionados con la operación y mantenimiento y con las necesidades y logística

para su instalación.

Se ha supuesto que los antecedentes recibidos, si bien se refieren a instalaciones

relacionadas mayoritariamente a subestaciones de proyectos mineros o de patios de alta

tensión de centrales en cavernas o situadas en la cercanía de la costa, son igualmente

aplicables a subestaciones de los Sistemas de Transmisión Troncal y de Subtransmisión

del SING y del SIC.

B. DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA TECNOLOGÍA ACTUAL DE SUBESTACIONES GIS PARA PROYECTOS DE TRANSMISIÓN DE ALTA TENSIÓN

B.1 DESARROLLO DE SUBESTACIONES GIS

El empleo de subestaciones GIS (Gas Insulated Switchgear), en adelante en este informe

como “GIS”, se inició en la década de 1960, derivado del desarrollo de la aplicación del gas

SF6 como medio aislante.

A partir de entonces, en que las primeras GIS fueron de 145 kV, la investigación

tecnológica ha permitido alcanzar desarrollos de estas instalaciones en niveles de tensión

sobre 1000 kV.

En la Tabla N° 1 se muestra los principales hitos del desarrollo de las GIS

Tabla N° 1

Año Hito

1960 Inicio estudios con SF6

1964 Primer interruptor en SF6

1968 Primera GIS en 145 kV




1996 Desarrollo de GIS compactas de 123 kV

1996 Desarrollo de GIS compactas de 145 y 245 kV

2000 Desarrollo de soluciones híbridas



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El empleo de las GIS ha tenido un gran y rápido crecimiento. Según antecedentes de la

CIGRÉ, al año 2008 estaban en servicio alrededor de 80.000 paños (bahías) con una

operación equivalente de 1.000.000 paños-año y con una tasa de crecimiento de 6000

paños anuales, lo que correspondería a aproximadamente 100.000 paños y 1.700.000

paños-año hasta el año 2012.

B.2 APLICACIÓN DE LAS GIS EN CHILE

Nuestro país no ha sido ajeno al empleo de las GIS y es así como a partir de la década de

1980 se ha construido varios proyectos de ese tipo, principalmente como patios de alta

tensión de centrales térmicas e hidráulicas, subestaciones en zonas urbanas y

subestaciones de alimentación eléctrica a proyectos mineros.

En la Tabla N°2 se detallan los proyectos en que se emplean GIS y que actualmente están

en servicio

Tabla N° 2

GIS EN SERVICIO

Año Proyecto Tensión

kV

Paño

s

Características de la

instalación

1979 S/E Lord Cochrane 110 2 En zona urbana

1981 S/E Tabancura 110 2 En zona urbana

1984 S/E San Cristóbal 110 8 En zona urbana

1985 C.T. Tocopilla 220 6 Ambiente marino

1988 C.T. Tocopilla 220 1 Ambiente marino

1988 C.H. Canutillar 220 5 En caverna

1988 S/E Chuquicamata 220 5 Proyecto minero y altitud

1988 S/E A de Chuquicamata 110 10 Proyecto minero y altitud

1992 C.T Tocopilla 220 1 Ambiente marino

1993 S/E Tocopilla 220 1 Ambiente marino

1996 C.H.Pangue 220 4 En caverna

1997 S/E SAG 220 2 En caverna

1998 S/E Tocopilla 220 1 Ambiente marino

2003 C.H.Ralco 220 4 En caverna

2004 S/E Salar 110 8 Proyecto minero y altitud

2004 S/E Salar 220 3 Proyecto minero y altitud

2006 S/E Pozos Norte 110 4 Altitud

2006 S/E Ujina 110 4 Altitud

2006 S/E Mauco 110 4 Ambiente marino

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GIS EN SERVICIO

Año Proyecto Tensión

kV

Paño

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Características de la

instalación

2007 S/E Gaby 220 3 Proyecto minero y altitud

2007 S/E Cordillera 220 4 Proyecto minero y altitud

2007 S/E SAG ampliación 220 2 Proyecto minero y altitud

2008 C.T.Guacolda 220 5 Ambiente marino

2008 S/E Los Bronces 220 5 Proyecto minero y altitud

2008 S/E Esperanza 220 6 Proyecto minero y altitud

2009 S/E Caserones 220 7 Proyecto minero y altitud

2010 S/E La Mesa 220 4 Proyecto minero y altitud

2010 S/E Ujina II 220 6 Altitud

2010 S/E San Francisco 110 9 Proyecto minero y altitud

2010 S/E Ore Access 110 1 Proyecto minero y altitud

2012 S/E El Cobre 110 2 Proyecto minero

2013 S/E Tres Quebradas 220 4 Proyecto minero y altitud

2013 S/E Chena 220 2 En zona semiurbana

2013 S/E Neptuno 220 4 En zona urbana

2013 S/E Mina Ministro Hales 220 5 Proyecto minero y altitud

2013 S/E Maitencillo ampliación 220 4 Sistema Transmisión Troncal

Tabla N° 3

GIS EN EJECUCIÓN

Proyecto Tensión,kV Paños Características de la

instalación

S/E Nueva Cardones 500 3 Sistema Transmisión Troncal

S/E Nueva Maitencillo 500 5 Sistema Transmisión Troncal

S/E Nueva Pan de Azúcar 500 5 Sistema Transmisión Troncal

S/E Lo Aguirre 500 3 Sistema Transmisión Troncal

S/E Nueva Cardones 245 7 Sistema Transmisión Troncal

S/E Nueva Maitencillo 245 8 Sistema Transmisión Troncal

S/E Nueva Pan de Azúcar 245 8 Sistema Transmisión Troncal

S/E Lo Aguirre 245 6 Zona semiurbana

S/E Guacolda, ampliación 245 2 Ambiente marino

S/E Organic Growth 245 8 Proyecto minero y altitud

S/E Cardones 245 1 Sistema Transmisión Troncal

S/E Nuevo Nivel Mina 110 6 Proyecto minero y altitud

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B.3 CLASIFICACIÓN DE LAS GIS

B.3.1 CLASIFICACIÓN SEGÚN TIPO DE AISLAMIENTO

En general las subestaciones de los sistemas eléctricos se pueden clasificar bajo distintos

aspectos: según su ubicación, en instalaciones a la intemperie o al interior de edificios;

según su funcionalidad en subestaciones de transformación, seccionadoras y de

derivación; según la configuración de sus barras; o según la tecnología de aislamiento

empleado en los elementos componentes (equipos y sus interconexiones) de sus paños o

bahías.

Para los objetivos de este estudio nos centraremos en este último aspecto.

Subestaciones convencionales o AIS (Air insulated Switchgear) son aquellas

instalaciones abiertas en que sus paños o bahías están completamente

integrados por elementos con aislación exterior en un medio de aire. Se

consideran también en esta clasificación aquellas subestaciones que cuentan

con interruptores de tanque muerto en sus paños.

Subestaciones aisladas en gas o GIS (Gis insulated Switchgear) son aquellas

instalaciones en que usan este medio para el aislamiento eléctrico de los

distintos componentes – maniobra, medición, barras, etc. – de sus paños. Por

sus óptimas propiedades el gas utilizado es el hexafluoruro de azufre (SF6).

Para mayor precisión, se consideran subestaciones GIS todas aquellas que

sus paños están completamente fabricados con esta tecnología, aunque sus

conexiones a las líneas y cables de alta tensión, o a transformadores,

reactores y condensadores puedan tener una aislación exterior.

B.3.2 CLASIFICACIÓN SEGÚN FUNCIONALIDAD DE SUS COMPONENTES

Otro aspecto interesante de considerar en una clasificación de las subestaciones es desde

el punto de vista de la instalación y funcionalidad de sus componentes. Encontramos

componentes instaladas individualmente o instaladas en combinación en una forma

compacta, compartiendo una estructura de soporte común y desarrollando funciones

únicas o múltiples.

Esta clasificación de los componentes nos conduce a los componentes compactos para

instalaciones de maniobra combinados, y componentes combinados para componentes de

maniobra multifunción.

Así tenemos que para una subestación AIS, en que todos sus elementos tienen aislación

de aire y todas la funciones están realizadas por equipos individuales distinguimos:

Subestaciones AIS Compactas, aquellas donde los equipos y demás

componentes de un paño comparten estructuras soporte común y no pueden

instalarse individualmente.

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Subestaciones AIS Combinadas, aquellas donde los equipos de un paño

comparten funciones (ej. Interruptores y desconectadores)

Para una subestación GIS todos sus elementos son encapsulados y conectados a tierra,

excepto su conexión a líneas aéreas o cables, cumpliendo siempre la característica de

compacta, y pudiendo variar entre combinadas y no combinadas.

Para una subestación Hibrida sus elementos mezclan tecnologías AIS y GIS, pudiendo

variar entre soluciones GIS Combinadas (elementos que comparten funciones y

compartimentos de gas) y soluciones GIS Compactas donde todos los elementos de un

paño, o bahía, comparten estructuras soporte o recintos comunes y no pueden ser puestos

individualmente).

B.4 ASPECTOS TÉCNICOS PARA EL PROYECTO DE UNA GIS

B.4.1 INGENIERÍA

Una vez que se ha determinado la necesidad de una nueva subestación se debería definir

de qué tipo debería ser en lo que se refiere a su aislamiento: subestación convencional AIS

o una GIS o una Híbrida.

Para la nueva subestación se requiere contar en primer lugar con su diagrama unilineal.

El estudio para definir el tipo de aislación debe contemplar el concepto del costo total que

considere las inversiones, la operación y el mantenimiento de la subestación para un

período determinado de vida útil.

Habiendo definido que el tipo de subestación será GIS, es preciso efectuar un estudio

detallado para obtener un diagrama unilineal más detallado con aspectos propios de la

tecnología GIS y a partir de ese diagrama elaborar esquemas de la configuración y

disposición de la instalación. Es importante establecer en esta etapa contacto con los

fabricantes para obtener información y antecedentes que permitan complementar y mejorar

la solución adoptada para la GIS.

El resto de la ingeniería de esta etapa de ingeniería básica es similar a la de otros

proyectos de subestaciones en los aspectos de los diseños de los sistemas de control,

protección y supervisión, los estudios en el terreno, diseños civiles y diseños

electromecánicos.

La ingeniería de detalle de la GIS es efectuada por el fabricante quien debe proporcionar la

información para que desarrolle el resto de los diseños eléctricos, civiles y

electromecánicos en forma similar a la de otros proyectos de subestaciones.

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B.4.2 ESPACIO FÍSICO DISPONIBLE

Unas de las ventajas que presentan las GIS en relación a las subestaciones

convencionales son tanto la menor superficie de terreno como también el menor espacio

que se requiere para su instalación.

Lo anterior se manifiesta especialmente para los casos donde hay restricción de espacio

para la instalación de la subestación y/o el costo del terreno es muy alto, como es el caso

de subestaciones que necesariamente se deben ubicar en zonas urbanas para abastecer

la demanda de ellas.

Situación similar empieza a ocurrir en nuestro país de para la subestaciones que se deben

ubicar en las vecindades de las zonas urbanas de las ciudades importantes, en que el

valor el terreno ha alcanzado últimamente valores muy altos.

Las dimensiones de cada paño de una GIS, para una misma prestación en cuanto a su

tensión nominal y esquema unilineal, son distintas según cada fabricante

En la Tabla N°4 se indican valores típicos de las dimensiones para un paño de los

esquemas que son los más usados en el nivel de tensión correspondiente.

Tabla N° 4

Esquema Tensión,

kV Ancho,m Altura,m Fondo,m Peso,kg

Barra simple 110 1,0 3,1 3,4 2.600

Doble barra 110 1,0 3,5 3,7 3.800

Barra principal y

transferencia 110 1,0 4,0 4,5 4.700

Barra simple 220 2,2 5,| 4,0 8.000

Doble barra 220 2,2 5,3 4,3 11.000

Barra principal y

transferencia 220 2,2 5,6 5,5 15.000

Interruptor y medio 220 2,2 5,6 18,0 37.000

Doble barra 500 3,8 6,0 5,3 15.000

Barra principal y

transferencia 500 3,8 6,3 6,3 23.000

Interruptor y medio 500 3,8 6,3 22,0 55.000

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B.4.3 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS

Las especificaciones técnicas deben considerar toda la información técnica pertinente para

este objetivo contenida en la ingeniería básica, teniendo especialmente en cuenta tanto la

relacionada con la información que debe ser entregada por el usuario como la que debe

ser suministrada por el fabricante.

En ese sentido se debe tener en cuenta, en especial, los siguientes aspectos:

Información que debe ser entregada por el usuario:

o Condiciones ambientales de sitio de instalación

o Diagrama unilineal con valores de parámetros requeridos

o Forma y dimensiones del espacio disponible para la GIS

o Disposición y características de otros equipos e instalaciones en la

subestación como ser las llegadas de líneas, los equipos de alta tensión,

de SSAA y de control y protección y las salas de control.

o Tipo de la conexión de la GIS, como ser: con bushing, para cable,

ducto de barras o transformador, y características del equipo o

instalación.

o Requerimientos sísmicos.

o Requerimientos sobre la segregación de los compartimentos del gas

SF6 relacionados con las facilidades de mantenimiento y de reparación.

o Prueba de aceptación en fábrica.

o Pruebas de aceptación en el sitio de instalación, especialmente la

relacionada con las pruebas de alta tensión, indicando las

disponibilidades de espacio y facilidades de acceso.

o Cantidad de operaciones anuales esperadas de los interruptores

o Especificación del sistema de monitoreo requerido

o Restricciones de la operación durante el mantenimiento y reparación.

Información que debe ser entregada por el usuario:

o Tipo de GIS incluyendo todos sus parámetros y características

o Diagrama unilineal

o Disposición general (layout) con todas las dimensiones y pesos

o Ubicación y dimensiones de los armarios de control

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o Detalle del tipo de conexión

o Limitaciones del suministro

o Recomendaciones y provisiones requeridas para las pruebas de

aceptación en el sitio, en particular respecto a la prueba de alta tensión.

o Descripción del sistema de monitoreo recomendado y su impacto en el

diseño de la GIS

o Descripción de los diferentes tipos de mantenimiento: período de su

ejecución, trabajo a desarrollar, duración de su ejecución y condiciones

para la operación durante el trabajo. Indicación de requerimientos de

equipos especiales, acceso, espacio, herramientas y repuestos

o Restricciones a considerar durante el mantenimiento y descripción el

método de localización de fallas.

o Información sobre la tasa de falla esperada para la GIS y tiempo medio

de reparación.

o Condiciones para el suministro de repuestos a largo plazo

B.4.4 TRANSPORTE Y SUMINISTRO DE EQUIPOS

El transporte de las GIS normalmente se hace en containers y debe cumplir con las

instrucciones del fabricante.

Actualmente y dada las ventajas que para su transporte ha significado la integración de sus

componentes y la reducción del tamaño de los paños de las GIS, lo usual es el transporte

de los paños completos.

El almacenamiento en el sitio de la obra debe proveer de protecciones adecuadas a los

elementos delicados.

B.4.5 OBRAS CIVILES

Desde el punto de vista de las obras civiles se debe considerar que las GIS pueden

ser para uso interior o para uso en intemperie y que cada tipo de instalación constituye un

proyecto integral en que además de la GIS propiamente tal están las instalaciones

complementarias asociadas, como son los servicios auxiliares, los sistemas de control y

protección, los transformadores y las líneas aéreas o cables subterráneos.

Normalmente los fabricantes suministran la información para la ejecución de las obras

civiles de la GIS, tales como las dimensiones requeridas para el edificio, cargas para el

diseño de las fundaciones y las escotillas y perforaciones en murallas y cielos.

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En general los requerimientos para las obras civiles requeridas para las GIS son los

mismos contemplados para las salas de control y salas de servicios generales de una

subestación convencional para una GIS para instalación interior y los contemplados en los

patios, tales como canaletas, drenajes, iluminación, cierros, caminos interiores, etc., para

una GIS al exterior.

Independientemente de lo anterior se deben tener en cuenta los siguientes aspectos

especiales para las obras civiles de una GIS:

El diseño de las estructuras y fundaciones, considerando el cumplimiento de

las normas sísmicas indicadas en la NTS&CS.

Disponer de espacio suficiente para las actividades de montaje y

mantenimiento.

Instalación de puente grúa en GIS instalada en edificio.

B.4.6 MONTAJE Y PRUEBAS DE PUESTA EN SERVICIO

El montaje de una GIS debe considerarse como una continuación de su proceso de

fabricación, utilizando los mismos estándares de calidad que permitan que la GIS una vez

instalada cumpla los criterios de diseño y requerimientos especificados.

En general el montaje de una GIS debe considerarse como el de un equipo eléctrico

importante, que requiere la participación en todas sus etapas de personal experto.

Como aspectos particulares a tener en consideración deben considerarse los siguientes:

Debe contarse con una supervisión de parte del fabricante

Durante el montaje de la GIS se debe evitar la contaminación por

partículas, polvo y agua.

El personal auxiliar debe estar previamente capacitado, con conocimientos

básicos de procedimientos de montaje de equipos eléctricos y de las

normas de seguridad y de calidad.

Es conveniente la presencia durante el montaje el personal que estará a

cargo de la operación y mantenimiento de la GIS.

Respecto a las pruebas de puesta en servicio se debe considerar la ejecución de las

siguientes pruebas que se deben ejecutar de acuerdo a los procedimientos y

recomendaciones del fabricante:

Pruebas de las componentes primarias.

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En este caso requiere especial atención la ejecución de la prueba de alta

tensión AC, para la cual debe establecerse claramente los procedimientos

a ser aplicados.

Pruebas de las componentes secundarias

Pruebas del medio aislante

Corresponden a las pruebas que se deben hacer en los compartimentos del

gas SF6 antes y después de su llenado. Normalmente son:

o Estanqueidad

o Contenido de humedad el gas

B.5 DIAGRAMAS UNILINEALES DE GIS

El diagrama unilineal es el punto de partida básico para el diseño de una subestación, en

el que se definen la cantidad de barras y las conexiones de los paños a ellas.

Teniendo en cuenta los aspectos de continuidad del servicio a suministrar y las facilidades

para el mantenimiento de esas instalaciones se han configurado diferentes diagramas

unilineales, de los cuales los más utilizados son los siguientes:

Barra simple

Doble barra

Barra principal y barra de transferencia

Doble barra con doble interruptor

Interruptor y medio

Anillo

Tipo H

De acuerdo a antecedentes de la CIGRÉ, la mayoría de las GIS en servicio al año 2000

utilizan los diagramas de barra simple y barra doble, alcanzando un porcentaje entre 92 y

94 % del total. De ellas prevalece en tensiones menores de 200 kV el diagrama de barra

simple y en tensiones mayores de 300 kV, el diagrama de barra doble.

En Chile se han utilizado los diagramas en anillo y tipo H en el caso de las GIS de los

patios de alta tensión de centrales hidroeléctricas en caverna y preferentemente el

diagrama de doble barra para el resto de las GIS, especialmente en el caso de

subestaciones de subtransmisión en zonas urbanas y de subestaciones de alimentación

eléctrica a proyectos mineros.

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En el Anexo N° 1 se incluyen los esquemas (croquis) de los diagramas unilineales ya

mencionados aplicados a un ejemplo de GIS que considera seis (6) líneas conectadas a

la(s) barra(s):

DT2215-CRO-001: Configuración barra simple

DT2215-CRO-002: Configuración doble barra

DT2215-CRO-003: Configuración barra principal y barra de transferencia

DT2215-CRO-004: Configuración doble barra con doble interruptor

DT2215-CRO-005: Configuración interruptor y medio

DT2215-CRO-006: Configuración anillo

DT2215-CRO-007: Configuración tipo H

Por otra parte, en el Anexo N°2 se incluyen los esquemas (croquis) de los siguientes

diagramas unilineales, considerados como los más típicos aplicables a una solución de

subestación híbrida aplicada al mismo ejemplo para la solución GIS :

DT2215-CRO-010: Configuración doble barra

DT2215-CRO-011: Configuración barra principal y barra de transferencia

DT2215-CRO-012: Configuración interruptor y medio

Se hace presente que los esquemas presentados muestran una representación

simplificada del correspondiente diagrama unilineal de la GIS propiamente tal, destacando

sus componentes principales y la configuración de sus respectivos paños y sin mostrar los

seccionadores para las conexiones a tierra propias de los envolventes metálicos de la

GIS.

Tampoco se muestran en dichos esquemas aquellos equipos requeridos por las líneas de

conexión y que no forman parte de la GIS, como son los pararrayos y los equipos de onda

portadora, así como también son, además, los seccionadores con puesta a tierra en el

caso de una solución híbrida.

En el Anexo N°3 se muestra una carta Gantt genérica de un proyecto de GIS, aplicada al

proyecto de GIS indicado en el punto C.2.2.

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B.6 ASPECTOS ASOCIADOS A LA OPERACIÓN DE LAS GIS

B.6.1 CONDICIONES GENERALES

En general se puede señalar que la envoltura metálica de las GIS permite que requieran un

mantenimiento mínimo, lo que se facilita porque el gas SF6 es un gas inerte, sin

envejecimiento, que no ataca a los materiales con los que está en contacto y tampoco se

altera por ellos.

A partir de la aparición de las GIS ha existido un progreso permanente en la necesidad de

inspecciones y de su mantenimiento, de tal forma que las nuevas generaciones de las GIS

requieren menos mantenimiento y permiten mayores intervalos de tiempo para las

inspecciones mayores. Tales intervalos han variado desde 5 años considerados para las

primeras GIS en operación, a 25 años para los actuales diseños.

Se debe destacar que las prácticas y tipos de mantenimiento de las GIS son muy distintas

a las de las subestaciones convencionales tipo AIS. En este aspecto existe una ventaja de

las GIS debido a su mínimo mantenimiento.

B.6.2 TIPOS DE MANTENIMIENTO

Es usual que el mantenimiento se efectúe siguiendo las recomendaciones del fabricante de

la GIS, que para ello consideran dos tipos de mantenimiento:

Inspecciones que se deben hacer según una determinada frecuencia y que incluyen

verificaciones visuales con la GIS en servicio. Su frecuencia es de 2 a 4 veces

anuales, permitiendo detectar fugas del gas SF6 y proceder a su recarga.

En este caso se requiere disponer de equipos e instrumentos, además de los que

forman parte intrínseca de la GIS, como son los indicadores de la densidad o

presión del gas SF6.

Entre los equipos se pueden citar a los siguientes:

o Detector de fuga de gas SF6

o Equipo de recarga y de evacuación de gas SF6

o Medidor de humedad del gas SF6

o Medidor de productos de descomposición del gas SF6

o Medidor de aire en el gas SF6

También se debe disponer de una cantidad de tubos de gas SF6 para las

eventuales reposiciones.

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Mantenimiento programado que normalmente se debe hacer cuando se alcance

valores límites de:

o Número de operaciones de interruptores y desconectadores

o Años de servicio

o Corriente que se interrumpe

Los valores mínimos son especificados por los fabricantes de acuerdo a su

experiencia.

La ventaja de este método es que se puede ser planificado adecuadamente, tanto

en lo que respecta a su ejecución propiamente tal como en su costo. Su desventaja

es que su ejecución se hace independientemente si se necesita realmente.

Este mantenimiento normalmente consiste de:

o Inspección de rutina programada

Este mantenimiento se hace cada cierto intervalo de años o cuando los

interruptores hayan alcanzado una determinada cantidad de operaciones,

manteniendo la GIS en servicio y sin tener que abrir los compartimentos de

gas SF6

o Inspección mayor (overhaul)

Este mantenimiento se hace cada cierto intervalo de años o cuando los

interruptores hayan alcanzado una determinada cantidad de operaciones.

Requiere abrir los compartimentos de gas SF6 y dejar fuera de servicio una

sección de la GIS o la GIS completa.

En la Tabla N°5 siguiente se muestra un ejemplo de la estructura de este

mantenimiento:

Tabla N° 5

Tipo

Años

en

servicio

N° de

operaciones Comentario

Inspección

visual de rutina 8

GIS en servicio.

Paños aislados uno a uno.

Compartimentos de gas cerrados

Inspección

visual de rutina 16 3000

GIS en servicio.

Paños aislados uno a uno.

Compartimentos de gas cerrados

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Tipo

Años

en

servicio

N° de

operaciones Comentario

Inspección

mayor

24 6000 GIS fuera de servicio,

completamente o por secciones

Compartimentos de gas deben

abrirse

Inspección

visual de rutina

32 Se repite el ciclo de mantenimiento

B.6.3 TENDENCIA ACTUAL

La tendencia actual en cuanto al mantenimiento de las GIS tiende a reemplazar el tipo de

mantenimiento programado indicado en el punto B.6.2 por un método de mantenimiento

basado en la información que proporcionan los sistemas de monitoreo, los que permiten

predecir cuándo es necesario efectuar el mantenimiento.

De esta manera la tendencia es que las partes pasivas de una GIS, como son las barras y

las conexiones prácticamente no tengan mantenimiento preventivo. Su mantenimiento se

hace debido a una necesidad detectada a través de una técnica de diagnosis, como ser:

o Mediciones de descargas parciales

o Calidad del gas SF6

o Detección e fugas e gas SF6

o Mediciones de resistencias

Para las partes activas de la GIS (interruptores, desconectadores y cuchillas de puesta a

tierra) las necesidades de mantenimiento se basan en mantenimiento preventivo con

técnicas de diagnosis o en el conocimiento el número específico de operaciones del

equipo.

Por otra parte, para las componentes secundarias de una GIS debe considerarse las

típicas inspecciones de rutina, tomando en cuenta que su equipamiento requiere un

mantenimiento más frecuente. Además, normalmente tienen una vida útil más breve que

las componentes primarias y requieren ser reemplazados o actualizados durante la vida útil

de la GIS

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B.6.4 EXPERIENCIA DE LAS GIS EN CHILE

De acuerdo a la información obtenida de usuarios de GIS en Chile, así como de los

fabricantes de las mismas, el comportamiento de la operación de las GIS ha sido

satisfactorio.

Es así que en el caso de las GIS de un proyecto minero importante que están próximas a

cumplir 25 años en servicio, y debido a su buen comportamiento, aún no se les hace la

inspección mayor (overhaul).

Normalmente el mantenimiento se efectúa como inspecciones visuales con personal

propio, recurriéndose a especialista del fabricante para inspecciones de rutina que

involucran intervenciones mayores en los paños.

El personal a cargo el mantenimiento se requiere que haya participado como observador

en todas las actividades del montaje y puesta en servicio de la GIS, además de haber

recibido una capacitación teórica previa.

C. DESCRIPCIÓN DE LAS COMPONENTES Y EQUIPOS ELÉCTRICOS INCLUIDOS EN EL DISEÑO ED UNA SUBESTACIÓN GIS Y COMPARACIÓN DE REQUERIMIENTOS Y DESEMPEÑO RESPECTO DE UNA SUBESTACIÓN CONVENCIONAL

C.1 PRINCIPALES COMPONENTES Y EQUIPOS INCLUIDOS EN UNA GIS

Lo relevante de las GIS es que tienen sus partes bajo tensión aisladas en gas SF6, en

lugar de aislación en aire como es el caso de las subestaciones convencionales AIS (Air

Insulated Switchgear).

C.1.1 COMPONENTES PRIMARIAS

Las barras y los equipos de alta tensión de una GIS están encapsulados en forma

independiente en un compartimiento metálico lleno de gas SF6 a una presión mayor que la

atmosférica (del orden de 3 atm).

De ese modo se forman componentes individuales por equipo que se interconectan

eléctrica y mecánicamente entre ellos para formar distintas configuraciones.

Tanto las barras como las componentes individuales se conectan entre sí mediante bridas

selladas y atornilladas.

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El diseño general de una GIS y de cada una de sus componentes principales debe ser tal

que permita el retiro de cualquiera componente defectuosa con un mínimo de perturbación

de las componentes adyacentes y preferentemente, sin que se tenga que sacar de servicio

más de un tramo de barra de un circuito.

C.1.1.1 Barras

Las barras son normalmente de cobre o e aluminio y de sección circular, soportadas por

aisladores ubicados a lo largo de la envoltura metálica.

C.1.1.2 Envolvente

Las envolventes metálicas pueden ser hechas de aluminio o de acero, siendo preferibles

las de aluminio, ya que además de hacer disminuir el peso de toda la instalación, presenta

ventajas por su buena resistencia a la contaminación ambiental y a la descomposición del

gas SF6 por efecto del arco eléctrico.

Las componentes principales pueden disponerse con una envolvente trifásica o con fases

separadas.

Hasta tensiones de 145 kV normalmente se utilizan envolventes trifásicas. Sobre esa

tensión las envolventes son de fases separadas.

Las envolventes de todas las componentes deben conectarse a tierra en ambos extremos.

El diseño de las envolventes debe asegurar y proveer una adecuada conductividad al paso

de las corrientes inducidas en ellas, así como también debe una estanquidad que evite las

fugas del gas SF6.

Para posibilitar una adecuada flexibilidad operacional de la GIS, las componentes

principales deben ser segregadas en zonas de gas SF6 independientes. La segregación

de estas zonas de gas debe considerar los criterios y procedimientos de mantenimiento

que se definan para cada GIS.

Las envolventes deben ser provistas de dispositivos que las protejan contra

sobrepresiones inadmisibles que se pudiesen generar en el gas SF6.

C.1.1.3 Equipos de conexión

Corresponden a las componentes de interruptores, desconectadores sin puesta a tierra y

desconectadores con puesta a tierra.

Los interruptores utilizan el mismo principio que los interruptores empleados en las

subestaciones convencionales AIS. El sistema de accionamiento normalmente es basado

en acumulación de energía en resortes.

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Los desconectadores pueden adoptar diversas formas constructivas y en algunos casos se

combinan las funciones de desconectador con su cuchilla de puesta a tierra en un solo

equipo.

Es recomendable se disponga de dispositivos que permitan verificar directamente la

posición de los contactos de los desconectadores (mirillas).

C.1.1.4 Transformadores de medida

Los transformadores de corriente que normalmente se usan en las GIS son del tipo

inductivo, en los que las barras forman el primario.

Los transformadores de potencial son generalmente del tipo electromagnético en los

actuales diseños de GIS.

C.1.1.5 Pararrayos

Si bien existen diseños adecuados para la instalación de estos equipos en una GIS, lo

usual es que estos equipos se instalan fuera de la GIS

C.1.1.6 Conexiones con otros equipos

Estos equipos están destinados a conectar los equipos de una GIS con equipos o

instalaciones externas: líneas eléctricas, cables subterráneos, transformadores de potencia

o reactores y constituyen el paso de elementos aislados en gas SF6 de la GIS a otro medio

de aislamiento como ser aire, en el caso de las líneas aéreas y aceite en el caso de los

reactores y transformadores.

Bushings para conexión a líneas aéreas

Normalmente son suministrados por el fabricante de la GIS, constituyendo la

única componente con aislamiento a tierra que está sujeto a la

contaminación ambiental y es por ello que su distancia de fuga debe ser la

requerida en cada caso según el nivel de contaminación a considerar.

Conexión a cables subterráneos

El diseño de esta conexión debe considerar que exista una separación entre

el aislamiento el cable y el del gas SF6 y que no existe alguna influencia entre

ellos.

Además deberá permitir que se pueda efectuar pruebas de alta tensión del

cable separado de la GIS, considerar los efectos de movimientos, expansión,

manipuleo del cable durante su instalación y pruebas en terreno y posibilitar,

si el caso lo requiere, aislar la conexión a tierra de la GIS de la del cable.

Para estas conexiones con cables se aplica la norma IEC 60859.

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Conexión a transformadores de poder o reactores

Esta conexión es del tipo gas SF6- aceite y el aislador del transformador o

reactores tiene que ser estanco a ambos aislantes.

Normalmente estas conexiones son del tipo monofásicas, de acuerdo a la

norma IEC 61639 y se aplican para todos los niveles de tensión.

Para la conexión de una GIS trifásica a un transformador o reactor se

requieren adaptadores que pueden estar situados ya sea al lado del equipo o

de la GIS. Su empleo actualmente está limitado para niveles de tensión hasta

145 kV.

Se debe tener en cuenta que cuando las envolventes metálicas de la GIS y

del transformador o reactor trifásico que están puestas a tierra están

conectadas metálicamente, las corrientes inducidas en ellas pueden ser muy

altas, provocando un aumento en las pérdidas en la envolvente de esos

equipos.

Conexiones a GIS existentes

Este tipo de conexión se refiere especialmente a los casos de tener que

ampliar una GIS existente, generalmente en uno o más paños en uno o en

ambos lados de la GIS. Para ello se debe dejar previsto en la GIS original

elementos que permita instalar dicha conexión en el futuro. La norma IEC

62271-203 contiene una descripción de las interfases para ampliaciones

futuras en el punto de extensión de las barras.

El procedimiento normal en ese caso es utilizar el diseño original de la GIS y

su implementación se hace sin problemas.

Sin embargo, ello sólo es posible cuando ese diseño aún esté en producción,

lo que en caso de las GIS antiguas puede no ser posible debido a

discotinuidad de fabricación del diseño original. Para este caso los fabricantes

consideran esta situación en la nueva generación de GIS mediante elementos

de interfase de las barras adecuados para posibilitar la conexión requerida

para la ampliación.

Lo anterior también puede ser factible, pero más dificultoso, en caso que se

trate de fabricantes distintos ya que, por lo general, se requieren más

elementos de adaptación de interfase de las barras y por la dificultad de

contar con todos los detalles del diseño de la GIS existente.

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C.1.2 COMPONENTES SECUNDARIAS

Las componentes secundarias comprenden todos los elementos que forman parte de los

sistemas de control, protección y monitoreo de una GIS.

Dichos elementos, necesarios para la operación, supervisión, control, protección y

monitoreo de las componentes primarias, son en la mayoría de los casos similares a los

correspondientes elementos de las subestaciones convencionales AIS. Al respecto se

consideran generalmente para las GIS los siguientes niveles de control:

Control local desde el armario de control de cada paño

Control remoto desde una sala de control ubicada próxima a la GIS

Control remoto desde

Sin embargo, para algunos aspectos específicos propios de la naturaleza de una GIS, se

requiere consideraciones específicas para algunas componentes secundarias.

El desarrollo de los sistemas digitales de control y protección y la tendencia actual de su

utilización como sistemas integrados ha contribuido a simplificar la arquitectura de las

componentes secundarias de las subestaciones y, en especial, de las GIS, permitiendo

disponer todas las correspondientes funciones de un paño en un armario próximo a ese

paño de la GIS.

A continuación se indican algunos aspectos específicos propios de la naturaleza de una

GIS para los que se requiere consideraciones específicas para algunas componentes

secundarias:

Elementos de monitoreo del gas SF6 para verificar que la densidad del gas

SF6 se mantenga dentro del rango especificado en cada compartimiento.

Alarmas para la detección de la fuga de gas SF6

Dispositivos para efectuar relleno del gas SF6

Elementos de detección de descargas parciales basados en ultra alta

frecuencia o método acústico

Elementos para localizar fallas internas en la GIS.

El sistema de protección debe asegurar un rápido despeje de una falla para

minimizar un daño del equipo y evitar escape de gas SF6 contaminado a la

atmósfera en el caso de una falla interna, así como también debe evitar que

ocurra una reconexión en el caso de una falla interna.

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El diseño de la GIS debe considerar medidas para minimizar los efectos de

los campos electromagnéticos generados en ella en las componentes

secundarias.

C.2 ESTUDIO COMPARATIVO DE UN PROYECTO DE GIS Y DE UN DISEÑO DE SUBESTACIÓN CONVENCIONAL

C.2.1 METODOLOGÍA PARA LA EVALUACIÓN

Un método para llevar a cabo una comparación puede ser basada en las siguientes tres

características:

C.2.1.1 Costo del Ciclo de Vida (Life Cycle Costo LCC)

Este costo considera los costos de inversión, costo de falla y los costos de operación y

mantenimiento.

Costos de inversión:

Los costos de inversión incluyen costos de adquisición del terreno, permisos

de construcción, ingeniería, obras civiles, costos de adquisición de equipos y

materiales, montaje, capacitaciones y pruebas y puesta en servicio.

Costos de falla:

Los costos de falla incluyen costos de multas por interrupción debido al

equipo fallado, sanciones por la calidad del suministro, materiales y mano de

obra para reparar el equipo.

La Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicios en el título 5-12,

estipula los estándares de calidad del suministro en instalaciones de

generación y transmisión. Para este fin, la norma define los índices de

indisponibilidad programada y forzada para los sistemas de generación y

transmisión.

Además especifica que las interrupciones deberán ser medidas por los

índices de continuidad FMIK y TTIK (ver artículo 5-73), y ser clasificadas en

dos categorías: interrupciones de más de tres minutos y menores o iguales a

tres minutos.

La evaluación de los Índices de Continuidad, que informa la Dirección de

Peajes del CDEC-SIC en la “Evaluación de Índices de Continuidad, Dirección

de Peajes del CDEC-SIC, Diciembre 2010”, no contiene información acerca

de las subestaciones con tecnología GIS instaladas en Chile. Sin embargo, la

experiencia internacional que reportan los estudios realizados de acuerdo

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con GIS versus Non GIS – A value based comparison, ABB High voltage

Technologies Ltd., demuestran que las subestaciones encapsuladas en gas

SF6 ofrecen ventajas superiores en calidad de suministro y tolerancia a fallas,

como se muestra en a siguiente figura:

Figura N° 1; Tasa de falla y tiempo medio de reparación (Mean Time To Repair MTTR)

Fuente: (GIS versus Non GIS – A value based comparison, ABB High voltage

Technologies Ltd.)

En la figura anterior, se ha supuesto que las piezas de repuesto tanto para los

interruptores y los desconectadores están disponibles en el sitio.

Por otra parte, para un GIS los tiempos de reparación requeridos pueden ser

hasta dos veces más largos (barras y seccionadores). Además, debido a que

una GIS es un sistema cerrado, sólo requiere un mantenimiento mínimo.

La inspección y la mantención de una subestación AIS se produce hasta 10

veces más que en una GIS, lo que se traduce a menudo en mayores costos.

Debido a que algunos fallos de una GIS necesitan más tiempo para ser

reparados, la duración de la falla (depende de la tasa de falla y del tiempo

medio de reparación) es casi el 50% de una subestación con equipo AIS.

Esto significa que cada línea tendrá mayor disponibilidad para una GIS en

comparación con una AIS en aproximadamente un factor de dos. En

consecuencia penalizaciones y tiempo de interrupción de energía será menor

en subestaciones con equipos GIS.

La norma IEC 60517, en el numeral 5.102, enuncia que: “una falla que

conduce a un arco eléctrico al interior de uno de los componentes de la GIS;

la cual se encuentra bajo las recomendaciones de ésta norma, tiene menor

orden de probabilidad debido a la aplicación de un fluido aislante distinto al

aire a presión atmosférica el cual no será alterado por contaminación,

humedad e insectos” (ver figura Nº4 para una comparación entre los índices

de continuidad para ambas tecnologías). De forma adicional, la norma

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enuncia que la probabilidad de ocurrencia de una falla con personal presente

es aún menor, debido a que el acceso a ésta es permitido sólo a personal

autorizado.

Con respecto a la tasa de falla producto de fugas de gas, los fabricantes de

GIS garantizan un valor máximo de fugas de gas de 0,5 % del volumen total

por año, lo cual es menor a lo exigido por la norma IEC 60694 (numeral

5.15.2), que estandariza este valor en 1% y 3% del volumen total anual, para

garantizar la confiabilidad del equipo.

Costos de operación y mantenimiento (O&M):

Los costos de operación y mantenimiento incluyen los impuestos de

propiedad, seguros, costos de operación y mantenimiento planificado, y el

costo de las interrupciones del servicio planificadas.

Costos de desmantelamiento:

El coste de desmantelamiento y eliminación después del uso y después de

restar los ingresos que se pueden recibir por la venta de los materiales

reciclables como el aluminio, cobre, etc., deben ser capitalizados.

Coste del ciclo de vida (LCC) para las subestaciones de alta tensión se calcula para un

período muy largo de tiempo, que supone cerca de 20 a 30 años dependiendo del tipo de

subestación. Así que el valor del dinero debe ser considerado, lo cual se puede realizar

aplicando el método de flujo de caja descontado para determinar el Valor Actual del Capital

(VAC).

El VAC para cada uno de los costos se calcula de acuerdo a la siguiente expresión:

∑

( )

Donde,

: Costo en el año (Inversión, operación y mantenimiento, costo de falla,

costo de desmantelamiento).

: Tasa de descuento.

: Horizonte de evaluación (años).

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C.2.1.2 Rendimiento

Flexibilidad:

La flexibilidad se define en términos de la capacidad (física y de buen tiempo

de respuesta) para segregar la subestación en subsistemas, la posibilidad de

conectar cualquier línea de salida a cualquier línea de entrada, el cambio de

posibilidades para controlar la carga en los transformadores, la capacidad de

limitar cortocircuito actual, y la capacidad de llevar a cabo una bahía fuera de

servicio sin ninguna consecuencia para el sistema.

Hoy en día el diseño modular de las GIS ofrece un alto grado de flexibilidad

para satisfacer los distintos requisitos de diseño mediante el uso eficiente del

espacio disponible. En el caso de las subestaciones AIS la flexibilidad ha sido

clasificada en general superior a la de los GIS dado la facilidad de

conectividad de los componentes. Sin embargo, en algunos casos las GIS

permiten diseños que son muy complicados en diseños AIS, por ejemplo la

disposición de anillo.

Seguridad:

Seguridad de una subestación se determina por los componentes de alta

tensión expuestos y la presencia de componentes con riesgos de explosión.

Transformadores con aislamiento de papel impregnado de aceite tienen el

más alto riesgo de explosión. Subestaciones con aislamiento de gas tienen

las partes mínimas expuestas y la posibilidad mínima de explosión, y por lo

tanto la más alta seguridad. Compartimientos estancos con bajas resistencia

óhmicas y conectados a tierra, además de mantener las partes vivas

inaccesibles dan razón a que las GIS tienen la más alta seguridad.

Automatización:

El nivel de automatización se define en términos del grado de automatización

y el nivel de integración de las funciones de control, protección,

automatización y control dentro de una subestación.

Envejecimiento

El envejecimiento distingue equipos innovadores de equipos convencionales

con respecto a la disponibilidad de equipos para las futuras ampliaciones y

sustitución de componentes.

La tecnología GIS es aplicable en un amplio intervalo y ofrece muchas

características únicas. Módulos necesarios, especiales se pueden adoptar a

las instalaciones existentes para realizar las ampliaciones. Sin embargo el

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hecho de que cada fabricante es propietario de su diseño, es complejo

realizar ampliaciones con distintos fabricantes, no así con la tecnología AIS,

en donde hay más flexibilidad de reemplazo de componentes.

C.2.1.1 Medioambiente

Impacto ecológico

El impacto ecológico es determinado por el tipo y cantidad de los

componentes y materiales utilizados en la subestación que podrían tener un

impacto sobre el medio ambiente y el entorno. Además el área de la

superficie requerida y el perfil visible debe ser considerado. El área requerida

por una subestación AIS en comparación con GIS es mayor.

Especialmente el uso del SF6 es con frecuencia en discutido, principalmente

con respecto al potencial de calentamiento global (GWP por sus siglas en

inglés) de las emisiones de SF6, debido a su alta capacidad de absorción de

IR (infrarrojos) y su estabilidad a largo plazo en la atmósfera. Las tasas de

fugas de SF6 se han reducido al mínimo durante los últimos treinta años,

hasta 0,5 % anual. Con la tecnología actual de la emisión anual de SF6

(incluyendo el manejo de las pérdidas durante la producción, puesta en

servicio, mantenimiento, etc) se puede reducir más. En la actualidad no existe

una alternativa para reemplazar SF6 como medio de extinción del arco.

El peso (kg) de una subestación es un buen indicador para estimar el impacto

ecológico, considerando el peso del gas SF6 sobre el peso total del la

subestación.

Comportamiento bajo contaminación:

La tolerancia a la contaminación del aire es el nivel de contaminación que el

diseño de la subestación puede soportar sin experimentar una falla.

Las subestaciones AIS tiene materiales de aislamiento expuestos a la

contaminación, razón por la cual, los GIS llevan una ventaja importante en

este punto.

Apariencia y estética:

La apariencia y la estética son juicios subjetivos del impacto visual y de baja

consideración en la comparación entre tecnologías. Sin embargo Las GIS han

sido clasificadas siempre mejor que las AIS, ya que proporcionan una mayor

compatibilidad con el medio ambiente, el aspecto sólido de bajo perfil, y con

ello poco impacto visual.

CN

E ––R




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-DT

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Ruido:

El ruido audible es generalmente considerado bajo para una subestación.

Debido al hecho de que el GIS se encuentra normalmente en un edificio, no

hay prácticamente ninguna carga acústica en el medio ambiente. Además las

GIS producen menos descargas de por efecto corona que las subestaciones

AIS.

C.2.2 COMPARACIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS

Para realizar un estudio comparativo de las tecnologías a emplear en el diseño de una

subestación se debe definir la cantidad de bahías y topología de la subestación, ya que

estas características pueden hacer variar los resultados.

En esta comparación se ha considerado como ejemplo una subestación de 220 kV que

secciona a una línea Troncal de doble circuito. Además desde ésta subestación se

alimenta a un consumo mediante una línea de doble circuito. Se ha considerado una

configuración de interruptor y medio debido a que la subestación podría ser parte del

sistema de transmisión troncal. En la evaluación se han considerado tres opciones

tecnológicas, las que se muestran en los croquis indicados a continuación y que se

muestran en el Anexo N°3:

DT2215-CRO-020: S/E Seccionadora 220 kV - Disposición con equipos

AIS.


GIS.

DT2215-CRO-022: S/E Seccionadora 220 kV - Disposición con equipo

hibrido.

En la evaluación de las tecnologías, las ponderaciones típicas al Costo del ciclo de Vida,

Rendimiento y Medioambiente normalmente usadas son 80%, 15% y 5% respectivamente.

La ponderación anterior responde a los segmentos de mercado donde el costo del ciclo de

vida está jugando el papel de dominar en el proceso de toma de decisiones entre las

aplicaciones GIS y AIS. Cualquier otra ponderación es posible en función de los requisitos

específicos del cliente, ya sea por un segmento de mercado que esté dominado por los

requisitos ambientales adicionales y la necesidad de un alto rendimiento.

La siguiente tabla muestra una comparación cualitativa en función de las descripciones

indicadas:

CN

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Tabla N° 6: Comparación cualitativa entre las tecnologías

Ítem

Características

Desempeño del Sistema

Solución AIS.

Solución GIS.

Solución Hibrida

Costo del Ciclo de Vida

1 Costo de inversión ●●● ●●●● ●●●●

2 Costos de falla ●● ● ●

3 Costos de operación y mantenimiento ●●● ●● ●●

4 Costos de desmantelamiento ●●● ●● ●●

Rendimiento

1 Flexibilidad ●●●● ●● ●●●

2 Seguridad ●● ●●●●● ●●●

3 Automatización ●●● ●●●● ●●●●

4 Envejecimiento ●●●● ●● ●●

Medioambiente

1 Impacto ecológico ●●●● ●● ●●●

2 Comportamiento bajo contaminación ●● ●●●●● ●●●●

3 Apariencia y estética ●● ●●●●● ●●●●

4 Ruido ●● ●● ●●

GLOSA: Muy Bajo (●), Bajo (●●), Medio (●●●), Alto (●●●●), Muy Alto (●●●●●)

D. VALORIZACIÓN ECONÓMICA DE UN PROYECTO DE SUBESTACIÓN GIS EN SISTEMAS ELÉCTRICOS DE TENSIÓN 110 KV O SUPERIORES

D.1 IDENTIFICACIÓN DE LAS COMPONENTES DE COSTOS DE UNA GIS

D.1.1 COMPONENTES DE COSTOS DE INVERSIÓN

Para la instalación de una subestación de alta tensión se pueden considerar los siguientes

costos de inversión, sobre la base que este proyecto será ejecutado bajo la modalidad

contractual EPC.

CN

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Costos y recargos del Contratista EPC

o Ingeniería de detalles

o Suministro de equipos y materiales incorporados

o Construcción, montaje ,pruebas y puesta en servicio

o Costos indirectos

o Recargos

Gastos generales

Utilidad del Contratista

Costos y Recargos del Dueño o Mandante

o Ingeniería básica

o Administración del proyecto

o Inspección técnica de las obras

o Terrenos

o Recargos

Gastos generales del Dueño o Mandante

Intereses intercalarios

Para cada una de estas componentes de costos se indican a continuación las principales

actividades que forman parte de ellas y las singularidades que ellas pueden tener al

aplicarse en distintos tipos de subestaciones, de acuerdo a la funcionalidad de éstas.

D.1.2 COMPONENTES DE COSTOS DEL CONTRATISTA EPC

Se indican a continuación las principales actividades que forman parte de las componentes

de costo de responsabilidad del Contratista del EPC:

D.1.2.1 Suministro de equipos y materiales incorporados

Los costos relacionados con el rubro suministro son:

Costos de equipos y materiales incorporados

En el caso de los equipos y materiales importados se considera el valor CIF

puerto de ingreso al país. Para los materiales nacionales se considera el valor

en fábrica.

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Derechos de internación y gastos portuarios, aplicable a los equipos y

materiales importados

Fletes nacionales hasta el sitio de la obra

Como parte de los equipos se incluyen los siguientes:

Equipamiento primario de alta tensión, en este caso de 220 kV

Equipos de protección, control y medida

Equipos de comunicaciones

Servicios auxiliares

Como parte de los materiales incorporados se incluyen los siguientes:

Estructuras metálicas

Cables de control

Materiales para la malla de tierra, canalización e iluminación

Cierros metálico y exterior

Conductores y conjuntos de aisladores para las barras y conexionado

Varios

D.1.2.2 Construcción, montaje, pruebas y puesta en servicio

En los costos directos se incluyen todos los costos de la ejecución de la obra propiamente

tal y corresponden generalmente a:

o Costos de la mano de obra directa

o Costos de maquinarias, equipos y herramientas

o Costos de los materiales de aplicación directa y consumibles

D.1.2.3 Costos indirectos

En los costos indirectos se incluyen los costos de la ingeniería de detalles y todos los

costos de infraestructura, de supervisión y de administración de la ejecución de la obra por

parte del contratista EPC y corresponden a:

Ingeniería de detalles

Las actividades que se desarrollan en esta etapa son:

o Diagramas unilineales detallados

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o Diseños electromecánicos de detalles

o Diagramas lógicos y elementales

o Diagramas de alambrado

o Diseños de fabricación y montaje civiles

o Informes y memorias de cálculo

o Ajuste y coordinación de protecciones

Administración y supervisión de la obra

En este rubro se incluyen los siguientes costos asociados al personal de la

administración de la obra, de la supervisión de la construcción, de la oficina

técnica y de la administración del personal:

o Remuneraciones totales y beneficios sociales

o Alojamiento, alimentación y transporte del personal

o Costos de vehículos, equipos, herramientas y elementos de protección

personal.

La gestión de adquisición de los suministros se considera incorporada en la

administración de la obra.

Instalaciones de faenas y campamentos

Corresponde al costo de las instalaciones del contratista en la obra, tales

como oficinas con mobiliario, campamentos, bodegas, patios de materiales,

etc. Instalaciones eléctricas y sanitarias, abastecimiento de agua, mantención

y aseo, etc. Además incluye los costos relacionados con la prevención de

riesgos y la preservación el medio ambiente.

D.1.2.4 Gastos Generales y Utilidad del Contratista

Los gastos generales corresponden a todos aquellos gastos en que incurre el contratista

EPC para desarrollar las actividades del proyecto y que no son asignables directa o

indirectamente a la obra como costos.

Entre estos costos se incluyen la mano de obra de la oficina central del contratista EPC

dedicada al proyecto, los gastos de dicha oficina en la proporción que corresponda a la

obra y los costos de boletas de garantía y de los seguros.

La utilidad corresponde al monto que el contratista EPC requiere como ganancia por la

ejecución de la obra.

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D.1.3 COMPONENTES DE COSTOS DEL DUEÑO O MANDANTE

Se indican a continuación las principales actividades que forman parte de las componentes

de costo de responsabilidad del Dueño o Mandante.

D.1.3.1 Ingeniería Básica

Bajo este rubro se incluyen los siguientes costos:

Estudios conceptuales y de factibilidad

Consideran la elaboración de anteproyectos y su valorización del costo

total que incluya las inversiones y los costos de operación y

mantenimiento para un período determinado de vida útil.

Para obtener el valor de la inversión del equipo de alta tensión se debe

solicitar cotizaciones informativas a los fabricantes tradicionales de estos

equipos, incluyendo un diagrama unilineal general y una especificación

que individualice los requisitos técnicos principales de la GIS.

Diseño básico propiamente tal

Una vez que ya está decidida la instalación de una GIS se deben

efectuar las actividades de ingeniería básica, las que normalmente están

divididas en: estudios, diseños electromecánicos y diseños civiles y que

tienen como objetivo principal la definición técnica del proyecto de la GIS.

Los principales estudios que se deben realizar en esta etapa son:

Diagramas unilineales básicos

Estudios de sistema eléctricos

Estudios en el terreno: topografía, mecánica de suelo,

resistividad del terreno

Diseños electromecánicos básicos

Diseños civiles básicos

Ingeniería de construcción para el EIA o DIA

Incluye la elaboración de los diseños y documentos técnicos de la obra

requeridos para la proceso de evaluación ambiental.

Ingeniería de Licitación

Comprende las siguientes etapas

Elaboración de los documentos de licitación: bases

administrativas, instrucciones a los proponentes,

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especificaciones técnicas, cuadros de cantidades y precios y

formularios de la propuesta

Estudio técnico - económico de las propuestas

Proceso de negociación y adjudicación del contrato

D.1.3.2 Administración del Proyecto

Los costos de administración del proyecto por parte del Dueño o Mandante corresponden a

los gastos del personal y recursos para el control de la ejecución del proyecto, la

supervisión de contratos a terceros por ingeniería, construcción, estudios ambientales o de

inspección técnica, así como también para las aprobaciones de los estados de pago y la

recepción provisoria y definitiva de la obra.

D.1.3.3 Inspección Técnica de la Obra

Estos costos se dividen en los costos de recursos humanos y los gastos asociados.

Los recursos humanos incluyen los siguientes costos asociados al personal de la

inspección técnica:

Remuneraciones totales

Beneficios sociales

Viáticos por desplazamiento, alimentación y alojamiento

Elementos de protección personal y equipamiento (notebook y teléfono)

Costos indirectos de la empresa que da el servicio de inspección

técnica

Los gastos asociados corresponden al costo de la movilización del personal en obra, los

implementos de oficina y los insumos para la oficina en terreno.

D.1.3.4 Terrenos

Corresponde al valor comercial del terreno ocupado por la subestación.

D.1.3.5 Gastos Generales

Corresponden a la fracción de gastos fijos, de personal y de insumos del Dueño o

Mandante que se espera sea resarcida a través del proyecto. Se incluyen en ellos los

costos de las oficinas, personal técnico y de apoyo y los costos de la alta dirección del

Dueño o Mandante, destinados entre otros a:

Gestiones e adquisición del terreno

Estudios ambientales

CN

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Administración de la obra y actividades contratadas a terceros

D.1.3.6 Intereses Intercalarios

Corresponden a la remuneración del capital invertido por el Dueño o Mandante durante la

ejecución de la obra.

D.2 ESTIMACIÓN DE COSTOS PARA UN PROYECTO DE INSTALACIÓN DE UNA GIS

Se ha efectuado una estimación de valores de costos para la correspondiente identificación

de costos según su desglose indicado en el punto D.1, sobre la base que este proyecto

será ejecutado bajo la modalidad contractual EPC.

D.2.1 VALORES DE COSTOS DE SUMINISTRO Y CONSTRUCCIÓN

Los valores de costos se presentan en detalle en el Anexo N°5 para el proyecto de una

subestación híbrida de 220 kV que secciona una línea troncal de 220 kV y que alimenta

un consumo a través de una línea de doble circuito, según el detalle indicado en el punto

C.2.2, así como también para el correspondiente proyecto AIS para esa subestación.

Los valores de costos del suministro de equipos y materiales incorporados, de la

construcción, montaje, pruebas y puesta en servicio y del terreno se han obtenido de la

base de datos de DESSAU.

D.2.2 VALORES DE COSTOS DE OTRAS COMPONENTES

Para las otras componentes de costos se han aplicado porcentajes sobre dichos valores o

combinación de ellos resultantes de otros proyectos en que se ha conocido su análisis de

costos.

Para ese objetivo se consideran las siguientes definiciones:

Costo directo: CD, corresponde a la suma de los costos de los suministros de

los equipos y materiales incorporados (CS) y de la construcción montaje,

pruebas y puesta en servicio (CC), o sea: CD=CS+CC

Costos indirectos: CI, corresponde a la suma de los costos de las actividades

indicadas en el punto D.1.2.3.

Costo de la obra: CO, corresponde a la suma de los costos directos (CD) e

indirectos (CI), o sea: CO=CD+CI

Recargos del contratista EPC: CR, corresponde a la suma de los gastos

generales (GG)y de la utilidad del contratista (UC), o sea: CR= GG+UC

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Costo total de la obra: CTO, corresponde a la suma de los costos de la obra

(CO) y de los recargos el contratista, o sea: CTO=CO+CR

Costos del Dueño o Mandante: CDM, corresponde a la suma de los costos de

administración del proyecto (CA), ingeniería básica (CI), terrenos (CT) e

inspección técnica de la obra (CIT), o sea: CDM=CA+CI+CT+CIT

Costos de recargos el Dueño o Mandante: CRD, corresponde a la suma de

los gastos generales (GGD) y de los intereses intercalarios (GF), o sea:

CRD=GGD+GF

Costo total del Dueño o Mandante: CTDM, corresponde a la suma de los

costos y recargos el Dueño o Mandante, o sea: CTDM=CDM+CRD

Costo total del proyecto: CTP, corresponde a la suma del costo total e la obra

y del costo total del Dueño o Mandante, o sea: CTP= CTO+CTDM

Al respecto se mencionan los siguientes porcentajes y su correspondiente aplicación para

las componentes de costos que se indican para un proyecto de GIS, así como también

para su correspondiente proyecto AIS:

GIS AIS

Ingeniería de detalles 0,015 CD 0,022 CD

Instalaciones de faenas 0,100 CC 0,120 CC

Administración de la obra 0,250 CC 0,300 CC

Gastos Generales del Contratista 0,200 CO 0,280 CO

Utilidad del Contratista 0,095 (CO+GG) 0,095 (CO+GG)

Administración del proyecto 0,040 CC 0,040 CC

Ingeniería básica 0,075 CD 0,110 CD

Inspección técnica de la obra 0,200 CC 0,250 CC

Gastos generales del Dueño 0,020 CC 0,020 CC

D.2.3 OTROS VALORES DE COSTOS

A continuación se señalan los valores de costos que se han considerado para las

siguientes componentes:

Terrenos: se ha estimado un valor de terreno de UF 0,6/m2

Intereses intercalarios: se han calculado con una tasa de interés de 7,0 %

anual y de acuerdo a los cronogramas de actividades indicados en el Anexo

N°3

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D.3 IDENTIFICACIÓN DE COSTOS PARA LA OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE UNA GIS

D.3.1 COSTOS DE MANTENIMIENTO

En lo que respecta al mantenimiento de una GIS se consideran dos componentes de

costos, de acuerdo a lo señalado en el punto B.6.2:

Inspecciones que se deben hacer según una determinada frecuencia (3 a 4

veces al año) y que incluyen verificaciones visuales con la GIS en servicio.

Mantenimiento programado que normalmente se debe cada cierto número de

años hacer cuando se alcanza valores límites de años en servicio, operaciones u

otros parámetros. Éstas son de dos tipos:

o Inspección de rutina programada.

o Inspección mayor (overhaul).

Como parte de estos costos deben también incluirse los equipos e instrumentos para las

verificaciones visuales, así como también un stock mínimo en botellas de gas SF6 para las

eventuales reposiciones de éste.

D.3.2 OTRAS COMPONENTES DE COSTOS

Como parte de la operación de una GIS deben también considerarse los costos propios de

la operación de una subestación, entre los que se pueden destacar los siguientes:

Seguros

Patentes municipales, contribuciones,

Recursos de vigilancia

Materiales para la operación, incluyendo equipamiento del personal

Movilización y transporte

Operación y mantenimiento de edificios y terrenos

Costo de las interrupciones programadas.

D.4 METODOLOGÍA DE COMPARACIÓN ECONÓMICA PARA LA SELECCIÓN DE UNA GIS RESPECTO A LA ALTERNATIVA AIS

La metodología de comparación económica de un proyecto de subestación GIS respecto a

la alternativa de una subestación AIS, para un mismo tipo de funcionalidad y una misma

tensión se ha indicado en el punto C.2.1.

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Como ejemplo de aplicación de dicha metodología se ha elegido una subestación de

220 kV que secciona a una línea troncal de doble circuito. Además desde ésta subestación

se alimenta a un consumo mediante una línea de doble circuito. Se ha considerado una

configuración de interruptor y medio debido a que la subestación podría ser parte del

sistema de transmisión troncal.

La evaluación se ha efectuado considerado dos opciones tecnológicas, las que se

muestran en los siguientes croquis se muestran en el Anexo N°3:


AIS.

DT2215-CRO-022: S/E Seccionadora 220 kV - Disposición con equipo

hibrido.

Los resultados de este ejemplo se muestran en el Anexo N°5, para el cual se han tomado

en cuenta los siguientes parámetros:

Tasa interna de retorno: 7,0%

Período de evaluación: 20 años

Valor residual de la inversión al último año el período de evaluación: 20%

Potencia de la instalación sobre la que se calcula indisponibilidad: 300 MW

Precio de la energía no suministrada: 433,49 USD/MWh, según informe de

Fijación de Precios de Nudo Octubre 2013, anexo 17.

Costo anual de operación y mantenimiento cómo % de la inversión:

o AIS: 1,8%

o GIS:0,6%

Tasa anual de falla:

o AIS: 1 falla cada 8,5 años, es decir 0,1176

o GIS: 0,15 veces la tasa de falla de una subestación AIS.

Duración de la falla:

o AIS: 3,5 hrs.

o GIS: 1,03 hrs.

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D.5 DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE INDIFERENCIA EN LA COMPARACIÓN DE UNA GIS RESPECTO A LA ALTERNATIVA AIS

Como se ha indicado en los capítulos anteriores, para una instalación de similares

características topológicas con tecnología GIS versus la tecnología AIS convencional, el

costo de inversión es mayor en el caso de la tecnología GIS. Sin embargo, los costos de

falla y de operación y mantenimiento hacen que en algún punto sea más conveniente el

desarrollo con tecnología GIS, dado que los costos falla y de operación y mantenimiento

pasan a ser decisivos por sobre la inversión.

DESSAU está realizando este capítulo con más detalle que respalde lo indicado en el

párrafo anterior, orientando este punto de indiferencia a las dimensiones de la subestación

debido a la cantidad de paños a considerar.

E. EJEMPLO DE LA METODOLOGÍA PARA COMPARACIÓN ECONÓMICA DE EVALUACIÓN DEL PROYECTO DE LAS ALTERNATIVAS GIS O CONVENCIONAL.

E.1 DESARROLLO DE LA METODOLOGÍA PARA LA VALORIZACIÓN

Empleando la metodología descrita en el punto C.2.1, con las consideraciones y

parámetros indicados en el punto D.4, se obtiene el siguiente resultado:

Descripción de la solución Valor de

Inversión [USD]

Solución N°1: Equipamiento con tecnología GIS (Hibrido) 16.015.993

Solución N°2: Equipamiento con tecnología AIS 17.155.088

En la tabla anterior, los valores considerados no incluyen imprevistos. El detalle de las

partidas de costos indicadas en D.1 se muestra en las siguientes tablas para cada

Solución.

Al considerar un imprevisto de 15% sobre el total de la inversión Las tablas

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Tabla N° 7: Solución N°1 – Equipamiento convencional AIS – Valorización de partidas de costos

Ítem Actividad USD Imp Peso %

A Suministro de Materiales Incorporados 3.727.002 559.050 40,0%

A1 Equipamiento electromecánico 3.015.298 452.295 32,3%

A1.1 Equipamiento Primario 2.168.946 325.342 23,3%

A1.2 Equipos de Control, Protección y Medida 512.400 76.860 5,5%

A1.3 Equipos de Comunicaciones 138.000 20.700 1,5%

A1.4 Equipamiento SSAA 195.952 29.393 2,1%

A1.4 Otros Equipos - 0,0%

A2 Materiales y Equipos Menores 711.704 106.756 7,6%

A2.1 Malla puesta a tierra 63.400 9.510 0,7%

A2.2 Estructuras Metálicas 316.386 47.458 3,4%

A2.3 Materiales y Equipos Menores 331.918 49.788 3,6%

B Construcción, Montaje y Puesta en Servicio 3.823.050 573.458 41,0%

B.1 Plataforma 601.482 90.222 6,5%

B.2 Caminos y Accesos 70.395 10.559 0,8%

B.3 Fundaciones 2.029.076 304.361 21,8%

B.4 Infraestructuras 517.960 77.694 5,6%

B.5 Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio de Eq. Electromecánico 354.250 53.138 3,8%

B.6 Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio de Eq. menores 144.426 21.664 1,5%

B.7 Montaje de Estructuras Metalicas y Accesorios 105.462 15.819 1,1%

C Costos Indirectos 1.771.782 244.506 19,0%

C.1 Ingeniería de Detalles 166.101 3.654 1,8%

C.2 Instalaciones de Faena & Catering 458.766 68.815 4,9%

C.3 Administración de la Obra 1.146.915 172.037 12,3%

D Recargos del Contratista 3.743.649 561.547 100,0%

D.1 Gastos Generales del Contratista 2.610.114 391.517 28,0%

D.2 Utilidades del Contratista 1.133.535 170.030 9,5%

Costo Total de la Obra 13.065.484 1.959.823 140,2%

Ítem

E Costos del Dueño o Mandante 2.353.080 352.962

E.1 Administración del Proyecto 152.922 22.938 1,0%

E.2 Desarrollo de la Ingeniería Básica 830.506 124.576 6,4%

E.3 Terrenos 413.890 62.083 3,2%

E.4 Inspección Técnica de la Obra 955.763 143.364 7,3%

F Reacargos del Dueño o Mandante 597.430 89.614

F.1 Gastos Generales del Dueño o Mandante 76.461 11.469 0,5%

F.2 Intereses Intercalarios 520.969 78.145 3,4%

Sub Total Costos del Dueño o Mandante 2.950.510 442.576 22,6%

Costo Total del Proyecto 16.015.993 2.402.399 123%

DIRECCION INTEGRADA DEL PROYECTO

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Tabla N° 8: Solución N°2 – Equipamiento GIS, Hibrido – Valorización de partidas de costos

En las tablas anteriores, se incluyó un imprevisto de 15% sobre el total de la inversión.

Aplicando la metodología ya descrita, se obtienen los flujos de caja del LCC de la página

siguiente:

Ítem Actividad USD Imp Peso %

A Suministro de Materiales Incorporados 6.316.300 947.445 56,6%

A1 Equipamiento electromecánico 5.742.298 861.345 51,4%

A1.1 Equipamiento Primario 4.895.946 734.392 43,9%

A1.2 Equipos de Control, Protección y Medida 512.400 76.860 4,6%

A1.3 Equipos de Comunicaciones 138.000 20.700 1,2%

A1.4 Equipamiento SSAA 195.952 29.393 1,8%

A1.4 Otros Equipos - 0,0%

A2 Materiales y Equipos Menores 574.002 86.100 5,1%

A2.1 Malla puesta a tierra 47.850 7.178 0,4%

A2.2 Estructuras Metálicas 278.316 41.747 2,5%

A2.3 Materiales y Equipos Menores 247.836 37.175 2,2%

B Construcción, Montaje y Puesta en Servicio 3.482.873 522.431 31,2%

B.1 Plataforma 484.703 72.705 4,3%

B.2 Caminos y Accesos 50.635 7.595 0,5%

B.3 Fundaciones 1.774.750 266.212 15,9%

B.4 Infraestructuras 517.960 77.694 4,6%

B.5 Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio de Eq. Electromecánico 435.250 65.288 3,9%

B.6 Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio de Eq. menores 126.803 19.020 1,1%

B.7 Montaje de Estructuras Metalicas y Accesorios 92.772 13.916 0,8%

C Costos Indirectos 1.365.993 204.899 12,2%

C.1 Ingeniería de Detalles 146.988 22.048 1,3%

C.2 Instalaciones de Faena & Catering 348.287 52.243 3,1%

C.3 Administracion de la Obra 870.718 130.608 7,8%

D Recargos del Contratista 3.505.862 525.879 100,0%

D.1 Gastos Generales del Contratista 2.233.033 334.955 20,0%

D.2 Utilidades del Contratista 1.272.829 190.924 9,5%

Costo Total de la Obra 14.671.029 2.200.654 131,4%

Ítem

E Costos del Dueño o Mandante 1.906.002 285.900

E.1 Administracion del Proyecto 139.315 20.897 0,8%

E.2 Desarrollo de la Ingeniería Básica 734.938 110.241 5,0%

E.3 Terrenos 335.174 50.276 2,3%

E.4 Inspección Técnica de la Obra 696.575 104.486 4,7%

F Reacargos del Dueño o Mandante 578.057 86.709

F.1 Gastos Generales del Dueño o Mandante 69.657 10.449 0,4%

F.2 Intereses Intercalarios 508.400 76.260 3,1%

Sub Total Costos del Dueño o Mandante 2.484.059 372.609 16,9%

Costo Total del Proyecto 17.155.088 2.573.263 116,9%

DIRECCION INTEGRADA DEL PROYECTO

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-002 R


bre de 2013

47-60

TIR 7%

VR 20%

CENS 433,49

PSE 300

TCOM 1,80% TCOM 0,60%

TF 0,1176 TF 0,0176

t 3,5 t 1,03

td 15% td 15%

Inversión Falla O&M Desmant. Totales anual Inversión Falla O&M Desmant. Totales anual

Año 00 18.418.392 0 0 0 18.418.392 Año 00 19.728.351 0 0 0 19.728.351

Año 01 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 01 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 02 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 02 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 03 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 03 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 04 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 04 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 05 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 05 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 06 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 06 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 07 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 07 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 08 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 08 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 09 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 09 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 10 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 10 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 11 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 11 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 12 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 12 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 13 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 13 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 14 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 14 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 15 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 15 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 16 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 16 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 17 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 17 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 18 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 18 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 19 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 19 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 20 0 53.549 331.531 0 385.080 Año 20 0 2.364 118.370 0 120.734

Año 21 -3.683.678 0 0 2.762.759 -920.920 Año 21 -3.945.670 0 0 2.959.253 -986.418

VAC 17.528.736 567.296 3.512.245 667.242 22.275.519 VAC 18.775.420 25.042 1.254.015 714.698 20.769.175

La Solución de menor VAC es SOLUCIÓN N°2 1.506.344 de diferencia en los VAC

PARÁMETROS GENERALES

PARÁMETROS SOLUCIÓN N°1 PARÁMETROS SOLUCIÓN N°2

FLUJO DE COSTOS SOLUCIÓN N°2

Costos [USD]Costos [USD]

FLUJO DE COSTOS SOLUCIÓN N°1

Tasa sobre le valor de la inversión para estimar los Costos

de desmantelamiento


de O&M

Tasa de falla [fallas/año]

Duración de la falla [hrs]

Tasa Interna de Retorno

Valor residual de la Inversión al último año del periodo de evaluación

Costo de falla [USD/MWh]

Potencia de la instalación perdída frente a falla [MW]


de O&M

Tasa de falla [fallas/año]

Duración de la falla [hrs]


de desmantelamiento

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-002 R


bre de 2013

48-60

De la evaluación mostrada, se infiere que si bien la solución con equipo convencional es

más económica desde el punto de vista de la inversión inicial, al considerar los costos de

falla, de operación y mantenimiento y el costo de desmantelamiento y el ingreso por el

valor residual de los equipos, la solución con tecnología GIS, en este caso una solución

hibrida, resulta ser la más conveniente.

E.2 MODELO EN MS EXCEL

Se adjunta al informe escrito, archivo en MS Excel con la metodología empleada, donde se

muestran los parámetros empleados en la evaluación económica del punto E.1 anterior.

El modelo desarrollado es autocontenido y cuenta con las fórmulas y vínculos que permiten trazar y rehacer todos los resultados obtenidos.

FIN DEL DOCUMENTO

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-002 R


bre de 2013

49-60

ANEXOS

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-002 R


bre de 2013

50-60

ANEXO 1: DIAGRAMAS UNILINEALES APLICADOS A UN EJEMPLO DE GIS

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-002 R


bre de 2013

51-60

ANEXO 2: DIAGRAMAS UNILINEALES APLICADOS A UN EJEMPLO DE SOLUCIÓN HIBRIDA

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-002 R


bre de 2013

52-60

ANEXO 3: CARTA GANTT PROYECTO AIS E HIBRIDO

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-001 R


bre de 2013

53-60

Carta Gantt subestación seccionadora de línea de doble circuito, configuración interruptor y medio

-12 -11 -10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

A Suministro de Materiales Incorporados

A1 Equipamiento electromecánico 9 3.015.298 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0 0

A2 Materiales y Equipos Menores 9 711.704 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0 0

B Construcción, Montaje y Puesta en Servicio

B.1 Plataforma 1 601.482 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

B.2 Caminos y Accesos 2 70.395 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## 0 0 0 0 0 0 0 0 0

B.3 Fundaciones 4 2.029.076 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## 0 0 0

B.4 Infraestructuras 3 517.960 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## 0 0 0

B.5 Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio de Eq. Electromecánico 6 354.250 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## 0

B.6 Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio de Eq. menores 5 144.426 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## 0 0

B.7 Montaje de Estructuras Metalicas y Accesorios 5 105.462 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## 0 0 0

C Costos Indirectos

C.1 Ingeniería de Detalles 6 166.101 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## 0 0 0 0 0 0

C.2 Instalaciones de Faena & Catering 11 458.766 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0

C.3 Administración de la Obra 8 1.146.915 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## 0

D Recargos del Contratista

D.1 Gastos Generales del Contratista 11 2.610.114 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0

D.2 Utilidades del Contratista 11 1.133.535 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0

E Costos del Dueño o Mandante

E.1 Administración del Proyecto 20 152.922 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0

E.2 Desarrollo de la Ingeniería Básica 9 830.506 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

E.3 Terrenos 2 413.890 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

E.4 Inspección Técnica de la Obra 11 955.763 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0

F Reacargos del Dueño o Mandante

F.1 Gastos Generales del Dueño o Mandante 11 76.461 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1INT 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0

15.495.025

0 0 0

99.9

25

99.9

25

99.9

25

99.9

25

99.9

25

99.9

25

99.9

25

306.

869

306.

869 0

925.

317

1.56

1.99

6

960.

515

1.06

8.68

2

1.08

9.77

4

1.68

4.97

0

1.82

9.94

0

1.82

9.94

0

1.82

9.94

0

714.

814

685.

928 0

520.969

0 0 0

11.9

28

11.2

99

10.6

74

10.0

52

9.43

3

8.81

9

8.20

7

23.3

37

21.4

81 0

53.6

70

81.3

07

44.3

17

43.0

22

37.4

97

48.1

77

41.7

39

31.2

16

20.7

52

4.04

2 0 0

Tasa Mensual de Interes (equivalente a 7 % real anual) 0,565%

CARTA GANTT DE INTERESES - SOLUCIÓN N°1 con Equipamiento AIS

Inversión Total

Intereses Intercalarios

Duración

[mes]Totales (USD)

MesesÍtem Descripción de la Actividad

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-001 R


bre de 2013

54-60

-12 -11 -10 -9 -8 -7 -6 -5 -4 -3 -2 -1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

A Suministro de Materiales Incorporados

A1 Equipamiento electromecánico 8 5.742.298 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0 0 0

A2 Materiales y Equipos Menores 8 574.002 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0 0 0

B Construcción, Montaje y Puesta en Servicio

B.1 Plataforma 1 484.703 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

B.2 Caminos y Accesos 2 50.635 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## 0 0 0 0 0 0 0 0 0

B.3 Fundaciones 3 1.774.750 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## 0 0 0 0

B.4 Infraestructuras 3 517.960 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## 0 0 0

B.5 Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio de Eq. Electromecánico 5 435.250 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## 0 0

B.6 Montaje, Pruebas y Puesta en Servicio de Eq. menores 4 126.803 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## 0 0

B.7 Montaje de Estructuras Metalicas y Accesorios 5 92.772 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## 0 0 0

C Costos Indirectos

C.1 Ingeniería de Detalles 5 146.988 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## 0 0 0 0 0 0 0

C.2 Instalaciones de Faena & Catering 10 348.287 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0

C.3 Administración de la Obra 7 870.718 1 1 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## 0 0

D Recargos del Contratista

D.1 Gastos Generales del Contratista 10 2.233.033 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0

D.2 Utilidades del Contratista 10 1.272.829 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0

E Costos del Dueño o Mandante

E.1 Administración del Proyecto 19 139.315 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0

E.2 Desarrollo de la Ingeniería Básica 9 734.938 1 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

E.3 Terrenos 2 413.889,60 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

E.4 Inspección Técnica de la Obra 10 696.575 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0

F Reacargos del Dueño o Mandante

F.1 Gastos Generales del Dueño o Mandante 10 69.657 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 ## ## ## ## ## ## ## ## ## ## 0 0

16.725.403

0 0 0

88.9

92

88.9

92

88.9

92

88.9

92

88.9

92

88.9

92

88.9

92

295.

937

295.

937 0

1.28

8.30

6

1.79

8.32

6

1.31

3.62

3

1.41

2.69

4

1.43

1.24

8

2.08

0.48

4

2.28

4.83

8

2.28

4.83

8

903.

717

712.

510 0 0

508.400

0 0 0

10.0

63

9.50

6

8.95

2

8.40

1

7.85

4

7.30

9

6.76

8

20.7

16

18.9

35 0

67.0

61

82.9

72

52.8

82

48.6

08

40.9

23

47.4

54

38.9

76

25.9

11

5.11

0 0 0 0

Inversión Total

Intereses Intercalarios

CARTA GANTT DE INTERESES - SOLUCIÓN N°2: Equipo Híbrido

Í tem Descripción de la ActividadDuración

[mes]Totales (USD)

Meses

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-001 R


bre de 2013

55-60

ANEXO 4: DISPOSICIONES DE EQUIPOS DE PROYECTO CON AIS, GIS E HIBRIDA

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-001 R


bre de 2013

56-60

ANEXO 5: VALORES DE COSTOS DE SUMINISTRO Y CONSTRUCCIÓN

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-001 R


bre de 2013

57-60

Proyecto :

EURO 710,0 CLP

DÓLAR 500,0 CLP

Descripción de la instalación: UF 23.000,0 CLP

S/E Seccionadora - Solución N°1 equipos convencional AIS Imprevistos 15%

Imprevistos

Item Descripción Unid. Cant.Costo Sum.

Unit.

Costo Sum.

Total.Costo Unitario Costo Total Costo (15%)

1 A COSTOS DIRECTOS (C.D.) 5.293.140 2.256.912 1.132.508 8.682.560

1 A1 Equipamiento Electromecánico 3.015.298 354.250 505.432 3.874.980

1 A1.1 Equipamiento Primario de 220 kV 2.168.946 229.500 359.767 2.758.213

1 A1.1.1 Interruptor de Poder tanque muerto de accionamiento monopolar c/u 9 86.000 774.000 8.600 77.400 127.710 979.110,00

1 A1.1.2 Desconectador sin puesta a tierra c/u 18 18.500 333.000 1.850 33.300 54.945 421.245,00

1 A1.1.3 Desconectador con puesta a tierra c/u 6 23.000 138.000 2.300 13.800 22.770 174.570,00

1 A1.1.4 Transformador de Potencial c/u 18 18.000 324.000 1.800 32.400 53.460 409.860,00

1 A1.1.5 Pararrayos c/u 18 26.000 468.000 1.650 29.700 74.655 572.355,00

1 A1.1.6 Aisladores de pedestal c/u 18 3.500 63.000 1.650 29.700 13.905 106.605,00

1 A1.1.7 Trampa de onda c/u 4 11.529 46.117 1.650 6.600 7.908 60.624,56

1 A1.1.8 Condensador de acoplamiento c/u 4 5.707 22.829 1.650 6.600 4.414 33.843,69

1 A1.2 Equipos de Control, Protección y Medida 512.400 76.600 88.350 677.350

1 A1.2.1 Armario de Control y Medidas c/u 6 13.150 78.900 3.700 22.200 15.165 116.265

1 A1.2.1 Armario de Control SS/AA c/u 1 12.500 12.500 2.000 2.000 2.175 16.675

1 A1.2.1 Armario de Protección Diferencial de Barras c/u 1 23.000 23.000 3.700 3.700 4.005 30.705

1 A1.2.1 Armario de Protección de Linea AT c/u 10 31.000 310.000 3.700 37.000 52.050 399.050

1 A1.2.1 Armario de Facturación c/u 4 12.000 48.000 2.000 8.000 8.400 64.400

1 A1.2.2 Armario de RTU, SCADA c/u 1 20.000 20.000 3.700 3.700 3.555 27.255,00

1 A1.2.3 SCADA Principal c/u 1 20.000 20.000 0 0 3.000 23.000

1 A1.3 Equipos de Comunicaciones 138.000 12.000 22.500 172.500

1 A1.3.5 Armario OPAT c/u 4 30.000 120.000 2.000 8.000 19.200 147.200,00

1 A1.3.6 Armario Telecomunicaciones Fibra Óptica c/u 2 9.000 18.000 2.000 4.000 3.300 25.300

1 A1.4 Servicios Auxiliares 195.952 36.150 34.815 266.917

1 A1.4.1 Tablero de SS/AA c.a. c/u 4 2.400 9.600 1.000 4.000 2.040 15.640

1 A1.4.2 Tablero de SS/AA c.c. c/u 4 3.000 12.000 1.000 4.000 2.400 18.400

1 A1.4.3 Banco de Baterías 125 V 150 Ah / 10 Horas c/u 2 23.000 46.000 2.300 4.600 7.590 58.190

1 A1.4.4 Cargadores de Baterías 125 V / 100 A c/u 2 5.800 11.600 1.500 3.000 2.190 16.790

1 A1.4.5 Inversores c/u 2 750 1.500 300 600 315 2.415

1 A1.4.6 Conversor 125/-48 Vcc, Teleco, c/u c/u 2 5.215 10.430 522 1.043 1.721 13.194,52

1 A1.4.7 Grupo de Emergencia 250 kVA c/u 1 73.013 73.013 7.301 7.301 12.047 92.361,66

1 A1.4.8 Transformador de SS/AA, 13,2/0,4 , 150 kVA c/u 1 8.058 8.058 806 806 1.330 10.193,37

1 A1.4.9 Equipos alimentación SS/AA gl 1 3.750 3.750 800 800 683 5.233

1 A1.4.10 Otros Equipamientos gl 1 20.000 20.000 10.000 10.000 4.500 34.500,00

1 A2 Materiales y Equipos Menores 711.704 249.888 144.239 1.105.831

1 A2.1 Malla puesta a tierra 63.400 15.784 11.878 91.062

1 A2.1.1 Largo m 122

1 A2.1.2 Ancho m 68

1 A2.1.3 Reticulado m 8

1 A2.1.4 Cable de Cu desnudo duro Nº 4/0 AWG, (7 Hebras). m 2.264 25 56.600 6 13.584 10.528 80.712

1 A2.1.5 Cable de Cu desnudo blando Nº 2/0 AWG, (19 Hebras). m 200 16 3.200 6 1.200 660 5.060

1 A2.1.6 Varios un 1 3.600 3.600 1.000 1.000 690 5.290

1 A2.2 Estructuras Metálicas kg c/u 316.386 105.462 63.277 485.125

1 A2.2.1 Pilar Marco de línea de 220 kV, 16,5 m 1 901 6 3 34.218 1 11.406 6.844 52.468

1 A2.2.4 Viga Marco de línea de 220 kV 16,5 m 905 6 3 16.290 1 5.430 3.258 24.978

1 A2.2.5 Extension pilar Marco Linea 220 kV, 16,5 m 333 6 3 5.994 1 1.998 1.199 9.191


1 A2.2.5 Viga Marco de línea de 220 kV para pilar de 24,5 m 1 505 6 3 27.090 1 9.030 5.418 41.538

1 A2.2.6 Extension pilar Marco Linea 220 kV para pilar de 24,5 m 160 6 3 2.880 1 960 576 4.416

1 A2.2.7 Deconectador de 220 kV 705 24 3 50.760 1 16.920 10.152 77.832

1 A2.2.8 Pararrayos de 220 kV 455 18 3 24.570 1 8.190 4.914 37.674

1 A2.2.9 TTPP de 220 kV 455 18 3 24.570 1 8.190 4.914 37.674

1 A2.2.10 Soporte aisladores de pedestal 220 kV 240 18 3 12.960 1 4.320 2.592 19.872

1 A2.2.11 Pilar Marco de barra de 220 kV 1 490 12 3 53.640 1 17.880 10.728 82.248

1 A2.2.12 Viga Marco de barra de 220 kV 960 6 3 17.280 1 5.760 3.456 26.496

1 A2.3 Materiales y Equipos Menores 331.918 128.642 69.084 529.644

1 A2.3.1 Largo m 122 0 0 -

1 A2.3.2 Ancho m 68 0 0 -

1 A2.3.3 Cierro Metálico tipo ACMAFOR m 380 13 4.940 2 608 832 6.380

1 A2.3.4 Poste cierro metalico c/u 76 20 1.520 20 1.520 456 3.496

1 A2.3.5 Largo m 163 0 0 -

1 A2.3.6 Ancho m 92 0 0 -

1 A2.3.7 Cierro Bulldog m 510 25 12.750 2 918 2.050 15.718

1 A2.3.8 Fibra óptica monomodo 36 hilos m 250 13 3.250 2 400 548 4.198

1 A2.3.9 Cables de control y de fuerza m 12.000 13 156.000 2 19.200 26.280 201.480

1 A2.3.10 Conductor Flint para Barra y Conexionado m 1.452 4 5.082 8 11.616 2.505 19.203

1 A2.3.11 Conjuntos de aisladores 220 kV Suspención c/u 24 559 13.413 550 13.200 3.992 30.605

1 A2.3.12 Conjuntos de aisladores 220 kV Anclaje c/u 78 842 65.713 550 42.900 16.292 124.905

1 A2.3.13 Conectores c/u 285 50 14.250 8 2.280 2.480 19.010

1 A2.3.14 Material para iluminación gl 2 10.000 20.000 6.000 12.000 4.800 36.800

1 A2.3.15 Materiales para canalización gl 1 15.000 15.000 12.000 12.000 4.050 31.050

1 A2.3.16 Materiales globales gl 1 20.000 20.000 12.000 12.000 4.800 36.800

SOLUCIÓN N°1: EQUIPOS CONVENSIONAL AIS

COSTOS DE CAPITAL (CAPEX)

Suministro (USD)Montaje, OOCC y

Pruebas (USD) TOTAL COSTO

(USD)

REVISIÓN DE LA TECNOLOGÍA Y VALORIZACIÓN DE PROYECTO DE INSTALACIÓN Y OPERACIÓN DE

SUBESTACIONES GIS

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-001 R


bre de 2013

58-60

Proyecto :

EURO 710,0 CLP

DÓLAR 500,0 CLP


S/E Seccionadora - Solución N°1 equipos convencional AIS Imprevistos 15%

Imprevistos


Unit.

Costo Sum.


1 A3 Construcción, Montaje y Puesta en Servicio 1.566.138 1.652.774 482.837 3.701.749

1 A3.1 Plataforma m2 14.996 - 601.482 90.222 691.704

1 A3.1.1 Escarpe m3 900 0 12 10.797 1.620 12.417

1 A3.1.2 Excavación m3 4.499 0 98 440.882 66.132 507.015

1 A3.1.3 Relleno Suelo seleccionado compactado m3 4.499 0 25 112.470 16.871 129.341

1 A3.1.4 Gravilla superficial (Esp=0.15m) m3 1.244 0 30 37.332 5.600 42.932

1 A3.2 Caminos m 570 54.150 16.245 10.559 80.954

1 A3.2.1 Solera Tipo A m 1.140 10 11.400 3 3.420 2.223 17.043

1 A3.2.2 Carpeta de radado m3 171 250 42.750 75 12.825 8.336 63.911

1 A3.3 Fundaciones - 1.106.268 - 922.807 304.361 2.333.437

1 A3.3.1 Fundación Pilar Marco de Línea de 220 kV c/u 12 27.186 326.232 4.966 59.590 57.873 443.695

1 Excavación m3 35 14 490 60 2.100 389 2.979

1 Relleno m3 19 14 271 55 1.065 200 1.536

1 H10 m3 2 220 440 3 6 67 513

1 H25 m3 26 550 14.300 30 780 2.262 17.342

1 Enfierradura ton 850 12 10.200 1 850 1.658 12.708

1 Insertos metálicos (pernos de anclaje ∅ 1 " ) kg 165 9 1.485 1 165 248 1.898

1 Moldaje m2 12 0 0 0 -

1 Grout m3 0,015 0 0 0 -

1 A3.3.2 Fundación Pilar Marco de Barra de 220 kV c/u 12 4.656 55.872 722 8.666 9.681 74.219

1 Excavación m3 4,0 14 56 60 240 44 340,40

1 Relleno m3 3 14 42 55 165 31 238,05

1 H10 m3 0,4 220 88 3 1 13 102,58

1 H25 m3 4,2 550 2.310 30 126 365 2.801,40

1 Enfierradura kg 150 12 1.800 1 150 293 2.242,50

1 Insertos metálicos (pernos de anclaje ∅ 11/8 " ) kg 40 9 360 1 40 60 460,00

1 Moldaje m2 0 0 0 0 -

1 A3.3.3 Fundación Desconectador de 220 kV c/u 24 9.101 218.434 13.647 327.535 81.895 627.864

1 Excavación m3 18,30 14 256 60 1.098 203

1 Relleno m3 3,30 14 46 55 182 34

1 H10 m3 1,50 220 330 55 83 62

1 H25 m3 6,30 550 3.465 3 19 523

1 Enfierradura kg 408 12 4.896 30 12.240 2.570

1 Insertos metálicos (pernos de anclaje ∅ 1 " ) kg 12 9 108 1 12 18

1 Moldaje m2 14,4 0 1 14 2

1 A3.3.4 Fundación Pararrayos de 220 kV c/u 18 4.101 73.812 6.289 113.198 28.051 215.061

1 Excavación m3 1,76 14 25 60 106 20

1 Relleno m3 1,50 14 21 55 83 16

1 H10 m3 0,50 220 110 55 28 21

1 H25 m3 2,70 550 1.485 3 8 224

1 Enfierradura kg 202,00 12 2.424 30 6.060 1.273


1 Moldaje m2 1,1 0 1 1 0

1 A3.3.6 Fundación Interruptor de poder 220 kV c/u 9 10.381 93.433 14.836 133.525 34.044 261.001

1 Excavación m3 15,80 14 221 60 948 175

1 Relleno m3 3,30 14 46 55 182 34

1 H10 m3 0,80 220 176 55 44 33

1 H25 m3 8 550 4.400 3 24 664

1 Enfierradura kg 454 12 5.448 30 13.620 2.860


1 Moldaje m2 8,6 0 1 9 1

1 A3.3.8 Fundación TTPP de 220 kV c/u 18 3.557 64.020 5.478 98.597 24.393 187.009

1 Excavación m3 1,76 14 25 60 106 20

1 Relleno m3 1,50 14 21 55 83 16

1 H10 m3 0,50 220 110 55 28 21

1 H25 m3 2,30 550 1.265 3 7 191

1 Enfierradura kg 175 12 2.100 30 5.250 1.103


1 Moldaje m2 1,1 0 1 1 0

1 A3.3.9 Aislador de Pedestal 220 kV c/u 18 3.627 65.278 6.335 114.027 26.896 206.200

1 Excavación m3 3,70 14 52 60 222 41

1 Relleno m3 3,30 14 46 55 182 34

1 H10 m3 0,26 220 57 55 14 11

1 H25 m3 1,95 550 1.073 3 6 162

1 Enfierradura ton 196,90 12 2.363 30 5.907 1.240


1 A3.3.10 Canaleta Cables 220 kV (Control, fuerza) de 800x800 mm m 347 603 209.189 195 67.668 41.529 318.386

1 Excavación m3 1,90 14 27 60 114 21

1 Relleno m3 0,80 14 11 55 44 8

1 H10 m3 0,08 220 18 3 0 3

1 H25 m3 0,56 550 307 30 17 49

1 Enfierradura kg 20 12 240 1 20 39

1 A3.4 Infraestructuras m2 c/u 405.720 112.240 77.694 595.654

1 A3.4.1 Sala Eléctrica Prefabricada (14x9 m2) m2 126 405.720 405.720 1.840 1.840 61.134 468.694

1 A3.4.2 Caseta de control (5x4 m2) m2 60 0 1.840 110.400 16.560 126.960





(USD)


SUBESTACIONES GIS

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-001 R


bre de 2013

59-60

Proyecto :

EURO 710,0 CLP

DÓLAR 500,0 CLP


S/E Seccionadora - Solución N°2 equipos GIS (Hibrido) Imprevistos 15%

Imprevistos


Unit.

Costo Sum.


1 A COSTOS DIRECTOS (C.D.) 7.742.589 2.056.584 1.469.876 11.269.049

1 A1 Equipamiento Electromecánico 5.742.298 435.250 926.632 7.104.180

1 A1.1 Equipamiento Primario de 220 kV 4.895.946 310.500 780.967 5.987.413

1 A1.1.1 Equipo GIS intemperie 220 kV bahía 9 426.000 3.834.000 21.300 191.700 603.855 4.629.555

1 A1.1.2 Desconectador con puesta a tierra c/u 6 23.000 138.000 2.300 13.800 22.770 174.570

1 A1.1.3 Transformador de Potencial c/u 18 18.000 324.000 1.800 32.400 53.460 409.860

1 A1.1.4 Pararrayos c/u 18 26.000 468.000 1.650 29.700 74.655 572.355

1 A1.1.5 Aisladores de pedestal c/u 18 3.500 63.000 1.650 29.700 13.905 106.605

1 A1.1.6 Trampa de onda c/u 4 11.529 46.117 1.650 6.600 7.908 60.625

1 A1.1.7 Condensador de acoplamiento c/u 4 5.707 22.829 1.650 6.600 4.414 33.844

1 A1.2 Equipos de Control, Protección y Medida 512.400 76.600 88.350 677.350

1 A1.2.1 Armario de Control y Medidas c/u 6 13.150 78.900 3.700 22.200 15.165 116.265

1 A1.2.1 Armario de Control SS/AA c/u 1 12.500 12.500 2.000 2.000 2.175 16.675

1 A1.2.1 Armario de Protección Diferencial de Barras c/u 1 23.000 23.000 3.700 3.700 4.005 30.705

1 A1.2.1 Armario de Protección de Linea AT c/u 10 31.000 310.000 3.700 37.000 52.050 399.050

1 A1.2.1 Armario de Facturación c/u 4 12.000 48.000 2.000 8.000 8.400 64.400

1 A1.2.2 Armario de RTU, SCADA c/u 1 20.000 20.000 3.700 3.700 3.555 27.255,00

1 A1.2.3 SCADA Principal c/u 1 20.000 20.000 0 0 3.000 23.000

1 A1.3 Equipos de Comunicaciones 138.000 12.000 22.500 172.500

1 A1.3.5 Armario OPAT c/u 4 30.000 120.000 2.000 8.000 19.200 147.200,00

1 A1.3.6 Armario Telecomunicaciones Fibra Óptica c/u 2 9.000 18.000 2.000 4.000 3.300 25.300

1 A1.4 Servicios Auxiliares 195.952 36.150 34.815 266.917

1 A1.4.1 Tablero de SS/AA c.a. c/u 4 2.400 9.600 1.000 4.000 2.040 15.640

1 A1.4.2 Tablero de SS/AA c.c. c/u 4 3.000 12.000 1.000 4.000 2.400 18.400

1 A1.4.3 Banco de Baterías 125 V 150 Ah / 10 Horas c/u 2 23.000 46.000 2.300 4.600 7.590 58.190

1 A1.4.4 Cargadores de Baterías 125 V / 100 A c/u 2 5.800 11.600 1.500 3.000 2.190 16.790

1 A1.4.5 Inversores c/u 2 750 1.500 300 600 315 2.415

1 A1.4.6 Conversor 125/-48 Vcc, Teleco, c/u c/u 2 5.215 10.430 522 1.043 1.721 13.194,52

1 A1.4.7 Grupo de Emergencia 250 kVA c/u 1 73.013 73.013 7.301 7.301 12.047 92.361,66

1 A1.4.8 Transformador de SS/AA, 13,2/0,4 , 150 kVA c/u 1 8.058 8.058 806 806 1.330 10.193,37

1 A1.4.9 Equipos alimentación SS/AA gl 1 3.750 3.750 800 800 683 5.233

1 A1.4.10 Otros Equipamientos gl 1 20.000 20.000 10.000 10.000 4.500 34.500,00

1 A2 Materiales y Equipos Menores 574.002 219.575 119.037 912.614

1 A2.1 Malla puesta a tierra 47.850 11.836 8.953 68.639

1 A2.1.1 Largo m 91

1 A2.1.2 Ancho m 68

1 A2.1.3 Reticulado m 8

1 A2.1.4 Cable de Cu desnudo duro Nº 4/0 AWG, (7 Hebras). m 1.706 25 42.650 6 10.236 7.933 60.819

1 A2.1.5 Cable de Cu desnudo blando Nº 2/0 AWG, (19 Hebras). m 100 16 1.600 6 600 330 2.530

1 A2.1.6 Varios un 1 3.600 3.600 1.000 1.000 690 5.290

1 A2.2 Estructuras Metálicas kg c/u 278.316 92.772 55.663 426.751


1 A2.2.4 Viga Marco de línea de 220 kV 16,5 m 905 6 3 16.290 1 5.430 3.258 24.978

1 A2.2.5 Extension pilar Marco Linea 220 kV, 16,5 m 333 6 3 5.994 1 1.998 1.199 9.191


1 A2.2.5 Viga Marco de línea de 220 kV para pilar de 24,5 m 1 505 6 3 27.090 1 9.030 5.418 41.538

1 A2.2.6 Extension pilar Marco Linea 220 kV para pilar de 24,5 m 160 6 3 2.880 1 960 576 4.416

1 A2.2.7 Deconectador de 220 kV 705 6 3 12.690 1 4.230 2.538 19.458

1 A2.2.8 Pararrayos de 220 kV 455 18 3 24.570 1 8.190 4.914 37.674

1 A2.2.9 TTPP de 220 kV 455 18 3 24.570 1 8.190 4.914 37.674

1 A2.2.10 Soporte aisladores de pedestal 220 kV 240 18 3 12.960 1 4.320 2.592 19.872

1 A2.2.11 Pilar Marco de barra de 220 kV 1 490 12 3 53.640 1 17.880 10.728 82.248

1 A2.2.12 Viga Marco de barra de 220 kV 960 6 3 17.280 1 5.760 3.456 26.496

1 A2.3 Materiales y Equipos Menores 247.836 114.967 54.420 417.224

1 A2.3.1 Largo m 91 0 0 -

1 A2.3.2 Ancho m 68 0 0 -

1 A2.3.3 Cierro Metálico tipo ACMAFOR m 318 13 4.134 2 509 696 5.339

1 A2.3.4 Poste cierro metalico c/u 64 20 1.272 20 1.272 382 2.926

1 A2.3.5 Largo m 132 0 0 -

1 A2.3.6 Ancho m 92 0 0 -

1 A2.3.7 Cierro Bulldog m 448 25 11.200 2 806 1.801 13.807

1 A2.3.8 Fibra óptica monomodo 36 hilos m 300 13 3.900 2 480 657 5.037

1 A2.3.9 Cables de control y de fuerza m 6.000 13 78.000 2 9.600 13.140 100.740

1 A2.3.10 Conductor Flint para Barra y Conexionado m 1.044 4 3.654 8 8.352 1.801 13.807

1 A2.3.11 Conjuntos de aisladores 220 kV Suspención c/u 24 559 13.413 550 13.200 3.992 30.605

1 A2.3.12 Conjuntos de aisladores 220 kV Anclaje c/u 78 842 65.713 550 42.900 16.292 124.905

1 A2.3.13 Conectores c/u 231 50 11.550 8 1.848 2.010 15.408

1 A2.3.14 Material para iluminación gl 2 10.000 20.000 6.000 12.000 4.800 36.800

1 A2.3.15 Materiales de canalización gl 1 15.000 15.000 12.000 12.000 4.050 31.050

1 A2.3.16 Materiales globales gl 1 20.000 20.000 12.000 12.000 4.800 36.800




SUBESTACIONES GIS



(USD)

CN

E ––R




IS D

T2215

-DT

G-001 R


bre de 2013

60-60

Proyecto :

EURO 710,0 CLP

DÓLAR 500,0 CLP


S/E Seccionadora - Solución N°2 equipos GIS (Hibrido) Imprevistos 15%

Imprevistos


Unit.

Costo Sum.


1 A3 Construcción, Montaje y Puesta en Servicio 1.426.289 1.401.758 424.207 3.252.255

1 A3.1 Plataforma m2 12.144 - 484.703 72.705 557.409

1 A3.1.1 Escarpe m3 729 0 12 8.744 1.312 10.055

1 A3.1.2 Excavación m3 3.643 0 98 357.034 53.555 410.589

1 A3.1.3 Relleno Suelo seleccionado compactado m3 3.643 0 25 91.080 13.662 104.742

1 A3.1.4 Gravilla superficial (Esp=0.15m) m3 928 0 30 27.846 4.177 32.023

1 A3.2 Caminos m 410 38.950 11.685 7.595 58.230

1 A3.2.1 Solera Tipo A m 820 10 8.200 3 2.460 1.599 12.259

1 A3.2.2 Carpeta de radado m3 123 250 30.750 75 9.225 5.996 45.971

1 A3.3 Fundaciones - 981.619 - 793.130 266.212 2.040.962

1 A3.3.1 Fundación Pilar Marco de Línea de 220 kV c/u 12 27.186 326.232 4.966 59.590 57.873 443.695

1 Excavación m3 35 14 490 60 2.100 389 2.979

1 Relleno m3 19 14 271 55 1.065 200 1.536

1 H10 m3 2 220 440 3 6 67 513

1 H25 m3 26 550 14.300 30 780 2.262 17.342

1 Enfierradura ton 850 12 10.200 1 850 1.658 12.708

1 Insertos metálicos (pernos de anclaje ∅ 1 " ) kg 165 9 1.485 1 165 248 1.898

1 Moldaje m2 12 0 0 0 -

1 Grout m3 0,015 0 0 0 -

1 A3.3.2 Fundación Pilar Marco de Barra de 220 kV c/u 12 4.656 55.872 722 8.666 9.681 74.219

1 Excavación m3 4,0 14 56 60 240 44 340,40

1 Relleno m3 3 14 42 55 165 31 238,05

1 H10 m3 0,4 220 88 3 1 13 102,58

1 H25 m3 4,2 550 2.310 30 126 365 2.801,40

1 Enfierradura kg 150 12 1.800 1 150 293 2.242,50

1 Insertos metálicos (pernos de anclaje ∅ 11/8 " ) kg 40 9 360 1 40 60 460,00

1 Moldaje m2 0 0 0 0 -

1 A3.3.3 Fundación Desconectador de 220 kV c/u 6 9.101 54.608 13.647 81.884 20.474 156.966

1 Excavación m3 18,30 14 256 60 1.098 203

1 Relleno m3 3,30 14 46 55 182 34

1 H10 m3 1,50 220 330 55 83 62

1 H25 m3 6,30 550 3.465 3 19 523

1 Enfierradura kg 408 12 4.896 30 12.240 2.570


1 Moldaje m2 14,4 0 1 14 2

1 A3.3.4 Fundación Pararrayos de 220 kV c/u 18 4.101 73.812 6.289 113.198 28.051 215.061

1 Excavación m3 1,76 14 25 60 106 20

1 Relleno m3 1,50 14 21 55 83 16

1 H10 m3 0,50 220 110 55 28 21

1 H25 m3 2,70 550 1.485 3 8 224

1 Enfierradura kg 202,00 12 2.424 30 6.060 1.273


1 Moldaje m2 1,1 0 1 1 0

1 A3.3.5 Fundación Equipo PASS c/u 9 20.763 186.865 29.672 267.050 68.087 522.003

1 Excavación m3 31,60 14 442 60 1.896 351

1 Relleno m3 6,60 14 92 55 363 68

1 H10 m3 1,60 220 352 55 88 66

1 H25 m3 16 550 8.800 3 48 1.327

1 Enfierradura kg 908 12 10.896 30 27.240 5.720


1 Moldaje m2 17,3 0 1 17 3

1 A3.3.8 Fundación TTPP de 220 kV c/u 18 3.557 64.020 5.478 98.597 24.393 187.009

1 Excavación m3 1,76 14 25 60 106 20

1 Relleno m3 1,50 14 21 55 83 16

1 H10 m3 0,50 220 110 55 28 21

1 H25 m3 2,30 550 1.265 3 7 191

1 Enfierradura kg 175 12 2.100 30 5.250 1.103


1 Moldaje m2 1,1 0 1 1 0

1 A3.3.9 Aislador de Pedestal 220 kV c/u 18 3.627 65.278 6.335 114.027 26.896 206.200

1 Excavación m3 3,70 14 52 60 222 41

1 Relleno m3 3,30 14 46 55 182 34

1 H10 m3 0,26 220 57 55 14 11

1 H25 m3 1,95 550 1.073 3 6 162

1 Enfierradura ton 196,90 12 2.363 30 5.907 1.240


1 A3.3.10 Canaleta Cables 220 kV (Control, fuerza) de 800x800 mm m 257 603 154.932 195 50.118 30.758 235.808

1 Excavación m3 1,90 14 27 60 114 21

1 Relleno m3 0,80 14 11 55 44 8

1 H10 m3 0,08 220 18 3 0 3

1 H25 m3 0,56 550 307 30 17 49

1 Enfierradura kg 20 12 240 1 20 39

1 A3.4 Infraestructuras m2 c/u 405.720 112.240 77.694 595.654

1 A3.4.1 Sala Eléctrica Prefabricada (14x9 m2) m2 126 405.720 405.720 1.840 1.840 61.134 468.694

1 A3.4.2 Caseta de control (5x4 m2) m2 60 0 1.840 110.400 16.560 126.960




SUBESTACIONES GIS



(USD)

Documents

REVISIÓN DE LA TECNOLOGÍA Y VALORIZACIÓN …dataset.cne.cl/Energia_Abierta/Estudios/CNE/Informe DT2215-DTG002... · revisiÓn de la tecnologÍa y valorizaciÓn de proyecto de instalaciÓn