Segundo Informe Parcial Cangallo Llusita

ESTUDIO DE COSTOS DEL VAD SECTOR TIPICO 5

SE CANGALLO-LLUSITA

ELECTROCENTRO S.A.

2° INFORME PARCIAL

15 de Enero de 2013

Estudio de Costos del VAD Sector Típico SER: Sistema Eléctrico SANDIA II Etapa – ElectroPuno S. A. Informe Final

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1 RESUMEN EJECUTIVO 4

1.1 OBJETIVO 4 1.2 ANTECEDENTES 4 1.3 ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO 4

1.3.1 Breve Descripción y Resultados 4 1.4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 9

1.4.1 Sistema Modelo 9

2 ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO 9

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SECTOR TÍPICO 9 2.1.1 Introducción 9 2.1.2 Información Técnica y Comercial del SEM 10 2.1.3 Información de las Instalaciones de Distribución 11 2.1.4 Calculo de la potencia Máxima del SEM 12 2.1.5 Crecimiento del Sistema Modelo 14

2.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA Y DISEÑO DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS 14 2.2.1 Diseño preliminar del tipo de red 14 2.2.2 Definición de la tecnología adaptada 21

2.3 COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN 39 2.3.1 Criterios generales 39 2.3.2 Organización de los datos 39 2.3.3 Costos directos 40 2.3.4 Costos indirectos 41 2.3.5 Esquemas de costos 42

2.4 OPTIMIZACIÓN DEL SEM 43 2.4.1 Optimización Red de MT 43 2.4.2 Optimización Transformación MT/BT y Tramos BT 59 2.4.3 Instalaciones de Alumbrado Público 70 2.4.3.1 Consideraciones generales 70 2.4.3.2 Materiales y tipos constructivos 71 2.4.3.3 Costos de inversión 73 2.4.3.4 Cálculos luminotécnicos 73

2.5 OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS 74 2.6 BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA 74

2.6.1 Movimiento de Energía 76 2.6.2 Factores de Pérdidas de Energía 77 2.6.3 Factores de Pérdidas de Potencia Real 78 2.6.4 Movimiento de Potencia 78

2.7 DETERMINACIÓN DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA 82 2.8 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO ELÉCTRICO 84 2.9 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA 85

2.9.1 Costos de Servicios de Terceros 85 2.9.2 Costos de Materiales 87 2.9.3 Costos Directos de Personal y Supervisión Directa 88 2.9.4 Costos de Supervisión Directa 89 2.9.5 Costos de Personal 89

2.10 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL 89 2.10.1 Costos de Servicios de Terceros 90 2.10.2 Costos de Materiales 90

2.11 COSTOS DIRECTOS DE PERSONAL Y SUPERVISIÓN DIRECTA 91 2.11.1 Costos de Supervisión Directa 91 2.11.2 Costos de Personal 91

2.12 COSTOS INDIRECTOS 91


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2.12.1 Costos Indirectos de la Empresa Modelo 92 2.12.2 Costos de Personal 92 2.12.3 Costos de Servicio de Terceros y Materiales 92 2.12.4 Costos Indirectos Asignados de la Empresa Total 92 2.12.5 Aportes al Organismo Regulador 93 2.12.6 Costo de Capital de Trabajo 93

2.13 RESUMEN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 93 2.13.1 Tabla de Asignación de Costos de OyM 93

2.14 FORMATOS D 94


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1 Resumen Ejecutivo

1.1 Objetivo

El objetivo del Segundo Informe Parcial es presentar el estudio de costos del Valor Agregado de Distribución (VAD) 20013 – 2017, correspondiente al sector típico 5:

Asignación de recursos, ingresos y costos al sistema elegido para estudio del sistema eléctrico modelo; y

Resultados de la estructuración de la empresa modelo (caracterización del mercado, definición del tipo de red, definición de las tecnologías adaptadas, costos unitarios estándar de inversión y de operación y mantenimiento, pérdidas estándar, optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico, optimización de los costos de gestión comercial, optimización de costos indirectos).

El sistema eléctrico escogido como sistema eléctrico modelo (SEM) es el sistema Cangallo - Llusita, perteneciente a la empresa Electro Centro S.A.

Para el desarrollo del presente informe se han seguido las indicaciones de los términos de referencia que para este estudio fueran aprobados por el Osinergmin y sus resultados se presentan en los Formatos correspondientes.

1.2 Antecedentes

En el informe anterior, se presentaron los resultados de la recopilación de la información técnica, comercial y económica del funcionamiento de la Empresa Real y del sistema eléctrico seleccionado como modelo para el Sector Típico 5 (Formatos A).

Esta recopilación permitió conocer los aspectos técnicos, contable-financieros, comerciales y de organización de la empresa total y del SEM.

Además, se presentó la validación y revisión de los antecedentes de la Empresa Real y del sistema eléctrico modelo (Formatos B), incluyendo:

Antecedentes contables.

Antecedentes de la Organización.

Antecedentes de las instalaciones eléctricas.

Antecedentes Comerciales.

Costos de explotación

Criterios de asignación de costos.

Por último, se presentó el ajuste inicial de costos (formatos C).

Este ajuste a los costos de la organización se realizó teniendo en cuenta la operatoria y prácticas habituales (rendimientos, niveles de remuneraciones, etc.) de empresas eficientes del Sector.

1.3 Estructuración de la Empresa Modelo

1.3.1 Breve Descripción y Resultados

1.3.1.1.1 Sistema Modelo

Previo a la optimización de la Empresa Modelo se procedió a optimizar el


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sistema eléctrico adaptado.

Debido al alto grado de dispersión de los clientes y a la irregularidad de la cartografía de los pueblos que comprende el SEM seleccionado, no es posible aplicar un modelo matemático que defina, en función de la densidad de carga de cada zona típica, un resultado óptimo de redes de MT, TMB y BT. El resultado del análisis se muestra más adelante.

Por lo anterior, se optimizó el nivel de tensión de MT, la cantidad de fases tanto de BT como para la MT, las capacidades de las SEDs y los calibres de conductores de BT y MT.

Los principales resultados de la optimización fueron:

1. Metrado Total

Actual Modelo M/A Actual Modelo M/A

Red Media Tensión (incluido Equipos de PyS) km 537 537 100% 3 279 2 472 75%

Subestaciones MT/BT Unidades 176 176 100% 861 528 61%

Red Baja Tensión (incluido AP) km 231 231 100% 2 942 2 797 95%

7 082 5 797 82%Total

Comparación Optimo/Real Metrado Total

Concepto UnidadMetrado Valor VNR (Miles US$)

2. Metrado de Tramos de MT

km Miles de USD km Miles de USD % km % Miles de USD

Total 537.1 3 177.8 537.1 2 371.2 100% 75%

Aérea 537.1 3 177.8 537.1 2 371.2 100% 75%

Trifásico 345.8 2 547.8 162.6 1 217.6

3x12 mm2 12.0 0.3 0.8 - -

3x16 mm2 16.0 3.0 11.5 - -

3x25 mm2 25.0 62.5 369.4 90.7 536.5

3x35 mm2 35.0 32.3 217.6 6.9 46.6

3x50 mm2 50.0 154.8 1 159.3 - -

3x70 mm2 70.0 92.9 789.3 - -

3x95 mm2 95.0 - - 65.0 634.6

Bifásico 22.0 100.8 - -

2x16 mm2 16.0 - - - -

2x25 mm2 25.0 20.9 94.5 - -

2x35 mm2 35.0 - - - -

2x50 mm2 50.0 1.1 6.3 - -

2x 70 mm2 70.0 - - - -

Monofásico 169.3 529.2 374.5 1 153.5

1x16 mm2 16.0 8.3 25.5 285.6 874.5

1x25 mm2 25.0 149.3 464.3 79.0 245.8

1x35 mm2 35.0 11.7 39.4 9.9 33.3

1x50 mm2 50.0 - - - -

1x70 mm2 70.0 - - - -

Comparación Optimo/Real Metrado Tramos MT

Red de MT SecciónActual Modelo Modelo/Actual


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3. Metrado de TMB

Cantidad Miles de USD Cantidad Miles de USD % Cantidad % Miles de USD

Total 176 861.5 176 527.5 100% 61%

Aéreo 176 861.5 176 527.5 100% 61%

Monoposte 129 519.5 174 507.7 135% 98%

Monofásica y Bifásica 129 519.5 174 507.7 135% 98%

1.5 - - 33 62.7

3 - - 17 37.0

5 4 9.8 34 83.2

8 - - - -

10 19 50.5 38 100.9

13 - - - -

15 1 3.0 16 48.2

16 9 28.1 - -

25 71 287.5 14 56.7

37.5 7 33.1 12 56.7

40 2 9.7 - -

50 14 85.1 5 30.4

75 2 12.8 5 31.9

Trifásico - - - -

- -

- -

Biposte 47 342.0 2 19.8

Trifásico 47 342.0 2 19.8

50 23 139.8 - -

75 10 63.8 - -

100 14 138.4 2 19.8

1000 - - - -

Comparación Optimo/Real Metrado TMB

Actual Modelo Modelo/ActualTMB Potencia


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4. Metrado de Tramos de BT

km Miles de USD km Miles de USD % km % Miles de USD

Total 231 2 547 231 2 472 100% 97%

Aérea 231 2 547 231 2 472 100% 97%

Troncales 231 2 547 231 2 472 100% 97%

4 38 0 0

1x10 mm2 10 - - - -

1x16 mm2 16 3 30 0 0

1x25 mm2 25 1 8 - -

1x35 mm2 35 - - - -

1x50 mm2 50 - - - -

1x70 mm2 70 - - - -

1x95 mm2 95 - - - -

150 1 608 231 2 472

2x10 mm2 10 2 23 - -

2x16 mm2 16 122 1 293 220 2 334

2x25 mm2 25 19 212 4 47

2x35 mm2 35 7 81 5 59

2x50 mm2 50 - - 0 5

2x70 mm2 70 - - 1 18

2x95 mm2 95 - - 1 9

77 900 - -

3x10 mm2 10 0 2 - -

3x16 mm2 16 47 524 - -

3x25 mm2 25 19 222 - -

3x35 mm2 35 10 120 - -

3x50 mm2 50 2 33 - -

3x70 mm2 70 - - - -

3x95 mm2 95 - - - -

0.0 -

Comparación Optimo/Real Metrado BT

SecciónActual Modelo Modelo/Actual

Red de BT

Economía Por Comp. Post. con

Monofásico autoportante

Bifásico autoportante

Trifásico autoportante


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5. Metrado de AP

km/Cant

Miles de

USD km/Cant

Miles de

USD

%

km/Cant

% Miles de

USD

Total 395 325 82%

Total Aérea 395 325 82%

Aéreo km 199 237 142 173 71% 73%

1x10 mm2 14 11

1x16 mm2 180 219 142 173

1x25 mm2 5 6

1x35 mm2 1 1

Aéreo Luminarias + Pastoral 1 352 131 1 638 141 121% 107%

50 4 0 1 638 141

70 511 65

80 731 57

125 103 8

150 2 0

250 1 0

Equipos de Control AP 416 27 176 12 42% 43%

FOTOCELULA 112 5 - -

FOTOCELULA Y CONTACTOR 178 12 176 12

INTERRUPTOR HORARIO Y CONTACTOR 126 10 - -

Modelo/Actual

Alumbrado Público

Actual Modelo

Comparación Optimo/Real Metrado AP

6. Metrado de Equipos de Protección y Maniobra

CantMiles de

USDCant

Miles de

USD% Cant % Miles de USD

Total 95.0 100.9 95.0 100.9 100% 100%

SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 15/26 kV, 100 A 22 5.9 22 5.9

RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 2.4 - 14.4 kV, In = 100 A, Icc = 2000 A 2 12.6 2 12.6


RECLOSER HIDRAULICO CORTE EN ACEITE, UNIPOLAR, 24.9 kV, In = 100 A, Icc = 2000 A 7 48.1 7 48.1

SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 7.8/13.5 kV, 200 A 1 0.2 1 0.2

SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), UNIPOLAR x 1, 7.8/13.5 kV, 100 A 21 4.9 21 4.9

SECCIONADOR UNIPOLAR x 3, In = 350 A 19 19.4 19 19.4


Equipos de Prot y Seccionamiento

Actual Modelo Modelo/Actual

Comparación Optimo/Real Metrado Equipos Protección y Seccionamiento

La optimización de la calidad de servicio del sistema modelo, está aún en desarrollo. La tabla anterior muestra el VNR óptmo de equipos de protección y seccionamiento igual al real. Sin embargo para el próximo informe se colocará el VNR óptimo que surja del proceso de optimización de la calidad de servicio técnico. Nótese que el VNR de los equipos de protección y seccionamiento sobre el VNR total real del sistema modelo es apenas del 1.4%.

7. Pérdidas Estándar

En las siguientes tablas, se presentan las pérdidas de energía y de potencia óptima, calculadas a partir de la optimización de las redes de BT, la transformación MT/BT y la MT.


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std actual

MWh % %

706.2 5.7% 2.3%

235.5 4.9% 8.9%

total 121.1 2.53%

FE 99.1 2.1%

CU 22.0 0.5%

30.7 0.6%

1.0 0.0%

82.8 1.7%

TMB

Acometidas

Medidores

MT

Red

BT

Total

Pérdidas Técnicas Energía Standard actual y modelo

ConceptoModelo

std actual

kW % %

218.3 7.5% 3.1%

68.5 6.3% 9.1%

total 31.7 2.9%

FE 11.3 1.0%

CU 20.4 1.9%

26.2 2.4%

1.1 0.1%

9.5 0.9%

Acometidas

Pérdidas Técnicas Potencia Standard actual y modelo

Medidores

MT

BT

TMB

ConceptoModelo

Red

Los resultados expuestos en las tablas anteriores, son los promedios de las pérdidas óptimas para los años 2013 - 2017.

1.4 Conclusiones y Recomendaciones

1.4.1 Sistema Modelo

Debido a la gran potencia Y energía demandada por el cliente de MT Catalina Huanca y a la gran distancia que ésta tiene con respecto a la SSEE Llusita, los resultados de pérdidas podrían estar distorsionados con respecto a las obtenidas en la revisión anterior.

El VNR que se presenta ha sido determinado en base a los costos obrantes en el SICODI-ELC 2012.

2 Estructuración de la Empresa Modelo

2.1 Caracterización del Sector Típico

2.1.1 Introducción

El estudio de VAD se basó en el Sistema Eléctrico Modelo (SEM) utilizando como referencia el sistema Cangallo - Llusita.

Por esa razón la caracterización del mercado realizada por este consultor tuvo como objetivo servir de base para definir los tipos de red adaptados económicamente a la demanda y a las condiciones físicas del sistema. Dado que este sistema no presenta zonas con corrosión salina, dicha variable no fue considerada para el estudio de zonificación.

Debido a las características cartográficas del SEM, no se aplica el concepto de zonificación.


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Por lo anterior, la caracterización del mercado eléctrico consistió en realizar un estudio de mercado con el simple objetivo de determinar el volumen de energía y la máxima demanda del sistema eléctrico modelo.

Éste es un paso previo al diseño de las instalaciones de distribución del sistema modelo, ya que con la demanda determinada se calculan los parámetros eléctricos para el dimensionamiento óptimo de las instalaciones.

Se puede apreciar a continuación, El SEM Geo referenciado. Dentro del mismo, se ha tenido en consideración las extensiones SER puesto que las mismas poseen cargas que deben ser circuladas por el SEM en estudio. Además se verificó que en cada nodo de las extensiones del SER, se cumpla con los niveles de tensión admisibles. Sin embargo dichas extensiones sirven simplemente para dimensionar correctamente el SEM en estudio pero no forman parte del VNR del SEM.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

km

km

Huisita Cangallo SEDs MallaCangHui A4015 A4023 A4014 A4019 A4021 A4020

2.1.2 Información Técnica y Comercial del SEM

Número de Clientes y Ventas de Energía


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Opción Tarifaria Número de ClientesVentas de Energía

2011 (MWh)

MT1

MT2 3 980

MT3 2 004

MT4 114

Total MT 20 6 097

BT2

BT3

BT4

BT5C 641

BT5A

BT5B 10849 3 726

BT6

BT7

Total BT 10 849 4 367

Número de Clientes y Ventas de Energía - Dic - 2011

Como se observa, son muy pocos los clientes de MT. La gran mayoría son de BT.

Demanda Máxima (kW) a nivel de MT y BT

NivelDemanda Máxima

Real (kW)

Demanda Máxima

Óptima (kW)

MT 2 380 2 475

BT 1 009 988

Demanda máxima (kW) a nivel de MT y BT - Dic 2011

Número y Potencia Instalada de los Centros de transformación MT/BT

Real Óptimo

Número 176 176

Potencia Instalada (MVA) 6636.5 2516

Número y Potencia Instalada de los Centros de transformación MT/BT - Dic 2011

De las 185 SED propiedad de la distribuidora y pertenecientes al SEM en estudio a diciembre del 2011, se encontraron 9 SED que tenían asociado un cliente de MT. Esas 9 SED se quitaron del análisis.

2.1.3 Información de las Instalaciones de Distribución

2.1.3.1.1 Media Tensión

Real Óptimo

Tensión (kV) 22.9 22.9

Red Aérea (km) 537 537

Red Subterránea (km) - -

Total Red de MT (km) 537 537

Equipos de P&S (Un) 95 95

Media Tensión - Dic 2011

Se asumió la traza óptima igual a la traza real. Los equipos de protección y seccionamiento aún no se optimizaron. Se determinó óptimo el nivel de tensión de 22.9 kV, que a su vez es el nivel de tensión real.


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2.1.3.1.2 Subestaciones de Distribución MT/BT y Seccionamiento

Tipo NúmeroPotencia Instalada

(MVA)Número

Potencia

Instalada (MVA)

Monoposte 129 3 337 174 2 316

Biposte 47 3 300 2 200

Convencional - - - -

Compacta Pedestal - - - -

Compacta Bóveda - - - -

Seccionamiento - - - -

Total 176 6 637 176 2 516

Real

Subestaciones de Distribución y Seccionamiento - Dic 2011

Óptimo

2.1.3.1.3 Baja Tensión

Real Óptimo

Tensión (V) 220 220



Total Red BT SP (km) 231 231



Total Red BT AP (km) 199 142

Número de Luminarias 1 352 1 638

Número de Luminarias Conectadas en red

Subterránea - -

Servicio Particular (SP)

Alumbrado Público (AP)

Baja Tensión - Dic 2011

2.1.3.1.4 Información de las Pérdidas de Energía y Potencia

Nivel de Tensión Tipo % Energía (*) % Potencia (*) % Energía (*) % Potencia (*)

Técnica 6.505% 9.805% 5.740% 7.484%

No Técnica 0.000% 0.000% 0.000% 0.000%

SED Técnica 3.456% 1.410% 2.527% 2.942%

Técnica 0.663% 1.359% 0.640% 2.426%

No Técnica 0.173% 0.173% 2.000% 4.078%

Acometida Técnica 0.015% 0.106% 0.021% 0.106%

Medidor Técnica 1.355% 0.876% 1.728% 0.876%

(*) Porcentaje referido al ingreso a cada nivel de tensión.

MT

Real Óptima

Información de las Pérdidas de Energía y Potencia

BT

Tanto las pérdidas reales como las óptimos, son resultado de flujos de potencia. La pérdida no técnica real, fue tomada como variable de ajuste para lograr coincidir la energía medida en cabeza de alimentadores con la energía facturada más la perdida en cada nivel de tensión.

La optimización de la calidad de producto, está aún en desarrollo. Las caídas de tensión en la BT expuestas en el gráfico anterior, son el promedio de las máximas caídas de tensión de la totalidad de redes de BT.

2.1.4 Calculo de la potencia Máxima del SEM

A partir del perfil de carga de los alimentadores A4023, A4020 y A 4019, se obtuvo una aproximación del perfil de carga de la tarifa BT5 correspondientes a los clientes del SEM analizado, dado que dichos alimentadores contienen solamente estos clientes. El factor de carga del perfil resultante (0.27), es muy similar al obtenido para la misma tarifa en el año 2009 hecho para Electro Puno


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S.A.

En dicho estudio, los diagramas de carga de cada cliente fueron agrupados en una matriz de 96 intervalos (medición de un día cada 15 minutos).

Se presenta a continuación, el perfil de carga del total de usuarios medidos para la tarifa BT5B-Rango R1.

Hora Potencia E. Media Hora Potencia E. Media

0:00:00 0.6 0.2 12:00:00 21.1 5.3

0:15:00 0.2 0.1 12:15:00 21.3 5.3

0:30:00 0.4 0.1 12:30:00 20.9 5.2

0:45:00 0.2 0.0 12:45:00 21.0 5.3

1:00:00 0.1 0.0 13:00:00 20.3 5.1

1:15:00 - - 13:15:00 20.3 5.1

1:30:00 - - 13:30:00 20.7 5.2

1:45:00 - - 13:45:00 20.5 5.1

2:00:00 - - 14:00:00 20.1 5.0

2:15:00 - - 14:15:00 20.5 5.1

2:30:00 - - 14:30:00 20.4 5.1

2:45:00 - - 14:45:00 22.5 5.6

3:00:00 - - 15:00:00 23.7 5.9

3:15:00 - - 15:15:00 22.6 5.6

3:30:00 - - 15:30:00 26.8 6.7

3:45:00 - - 15:45:00 29.6 7.4

4:00:00 1.0 0.3 16:00:00 36.2 9.1

4:15:00 2.4 0.6 16:15:00 33.5 8.4

4:30:00 2.3 0.6 16:30:00 31.5 7.9

4:45:00 3.5 0.9 16:45:00 46.8 11.7

5:00:00 6.2 1.6 17:00:00 53.9 13.5

5:15:00 6.2 1.5 17:15:00 52.5 13.1

5:30:00 6.9 1.7 17:30:00 60.5 15.1

5:45:00 7.0 1.7 17:45:00 72.5 18.1

6:00:00 7.1 1.8 18:00:00 86.7 21.7

6:15:00 7.0 1.8 18:15:00 86.1 21.5

6:30:00 7.2 1.8 18:30:00 87.7 21.9

6:45:00 7.3 1.8 18:45:00 95.4 23.9

7:00:00 7.4 1.8 19:00:00 99.6 24.9

7:15:00 7.2 1.8 19:15:00 98.5 24.6

7:30:00 7.4 1.9 19:30:00 97.6 24.4

7:45:00 8.0 2.0 19:45:00 98.4 24.6

8:00:00 9.6 2.4 20:00:00 97.5 24.4

8:15:00 9.4 2.4 20:15:00 96.6 24.1 Potencia Promedio (%) 27

8:30:00 9.5 2.4 20:30:00 97.1 24.3 Potencia Máxima (%) 100

8:45:00 9.6 2.4 20:45:00 92.1 23.0 Factor de Carga 0.2753

9:00:00 8.4 2.1 21:00:00 83.5 20.9

9:15:00 8.4 2.1 21:15:00 82.5 20.6

9:30:00 9.7 2.4 21:30:00 81.0 20.2

9:45:00 10.4 2.6 21:45:00 50.5 12.6

10:00:00 12.4 3.1 22:00:00 46.4 11.6

10:15:00 11.5 2.9 22:15:00 37.1 9.3

10:30:00 15.2 3.8 22:30:00 29.6 7.4

10:45:00 16.5 4.1 22:45:00 19.0 4.7

11:00:00 17.4 4.4 23:00:00 12.3 3.1

11:15:00 17.2 4.3 23:15:00 10.2 2.5

11:30:00 20.8 5.2 23:30:00 4.3 1.1

11:45:00 22.0 5.5 23:45:00 0.2 0.1

Perfil de Carga Medio clientes BT5B

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0:0

0:0

0

1:0

0:0

0

2:0

0:0

0

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0:0

0

4:0

0:0

0

5:0

0:0

0

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0:0

0

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0

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0:0

0

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0:0

0

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:00

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:00

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:00

22

:00

:00

23

:00

:00

Potencia

La tarifa BT5B rango de consumo 1, arrojó un valor de Número de Horas de Uso de 201.

Se presenta a continuación un resumen de las cargas del SEM.

Cantidad de

SEDs

Cantidad de

Clientes BT5B

Energía

Medida Año

2011 (kWh)

Factor

Carga

Potencia Máx Clientes

2011 Coincidente con la

Máx del SEM (kW)

Potencia Máxima

Clientes 2011

(kW)

Potencia Media

por Cliente (kW)

176 10 849 4 366 920 0.275 827.6 1 591.6 0.147

Resumen Caracterización Mercado del SEM

Dada la gran demanda del cliente Catalina Huanca, la máxima del sistema la determinó dicho cliente. Se observa que las máximas de los clientes de BT no han sido coincidentes con la de este cliente.


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2.1.5 Crecimiento del Sistema Modelo

Para determinar el crecimiento de la zona en estudio se utilizaron las demandas de energía de los últimos 5 años.

La tasa promedio anual que se utilizó para el estudio fue de 4.7%, la cual representa el promedio de la tasa de crecimiento histórica del distrito que contiene el SEM en estudio.

2.2 Definición de la Tecnología Adaptada y Diseño de las Instalaciones Eléctricas

2.2.1 Diseño preliminar del tipo de red

Como paso previo al estudio de las tecnologías a considerar y a la optimización de la red adaptada fue necesario definir los tipos de red más convenientes para el sector.

2.2.1.1 Factores condicionantes

Para definir los tipos de red más convenientes se realizó un análisis preliminar considerando los diferentes factores condicionantes de las posibles soluciones técnicas, en el que se tomó en cuenta todo lo indicado en los TdR y en particular:

Los antecedentes regulatorios y legales existentes aplicables a la determinación del tipo de red:

o Ley de Concesiones Eléctricas (Decreto Ley N° 25844) y su Reglamento.

o Resolución Nº 329-2004-OS/CD: “Guía de Elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo (VNR) de las Instalaciones de Distribución Eléctrica”, Anexo Nº 6: “Criterios Técnicos de Adaptación de las Instalaciones de Distribución Eléctrica por Sector Típico”.

o Resolución Nº 001-2003-OS/CD (modificada por las resoluciones N° 185-2004-OS/CD y 002-2005-OS/CD): “Procedimiento para la Fijación de Precios Regulados”.

o Resolución Nº 001-2002-OS/CD: “Proceso de Cálculo de Tarifas de Distribución Eléctrica”.

o Código Nacional de Electricidad. o Norma Técnica de Calidad del Servicio Eléctrico Rural (NTCSER). o Normas DGE del Ministerio de Energía y Minas para instalaciones

rurales. o Normas de Seguridad en vigencia.

Características viales, edilicias y de urbanización predominantes en zonas pobladas.

Los tipos de instalaciones actualmente utilizadas por la empresa.

Las restricciones topográficas y cartográficas.

La distribución y densidad carga de los usuarios.

La necesidad de dimensionar instalaciones de distribución económicamente adaptadas a la demanda.


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Las holguras a prever, a definir de acuerdo a los factores de uso medio registrados y al crecimiento de la demanda vegetativa prevista para el periodo regulatorio, para que la capacidad de las instalaciones no requiera ninguna expansión durante este período.

Los tamaños de los equipos e instalaciones, que varían en forma discreta y no continua.

La necesidad de atender con la misma infraestructura eléctrica a los clientes del servicio público de electricidad y a los clientes del mercado no regulado (libres), es decir considerar un VAD único para ambos mercados.

La necesidad de asegurar calidades de servicio y de suministro de acuerdo a lo exigido por el servicio regulado, aún cuando los usuarios no regulados puedan convenir condiciones mejores.

El período tarifario (cuatro años) comienza en 2013 y finaliza en 2017, por lo que el año de base del estudio es 2012.

2.2.1.2 Redes de BT

2.2.1.2.1 Esquemas de conexión y niveles de tensión

Debido a que la empresa debe poder prestar servicio trifásico donde se lo soliciten y a que la tensión normalizada para distribución monofásica domiciliaria en Perú es de 220 V se analizaron las siguientes alternativas:

Distribución trifásica

Redes 3 x 380/220 V, en un todo de acuerdo a lo recomendado por el Código Nacional de Electricidad, punto 017.A: distribución con neutro corrido, transformadores con secundario en estrella y centro estrella conectado rígidamente a tierra.

Redes 3 x 220 V: distribución sin neutro, transformadores con secundario en triángulo aislado de tierra.

Distribución monofásica

Redes 220 V.

Redes 440/220 V con neutro corrido.

2.2.1.2.2 Análisis comparativo

Los sistemas de distribución trifásicos en BT basados en transformadores con secundario aislado de tierra, si bien tienen algunas ventajas presentan también una serie de desventajas que han originado una tendencia generalizada en el mundo hacia al uso de transformadores con secundarios en estrella y neutro rígidamente conectado a tierra.

2.2.1.2.2.1 Ventajas de los sistemas con neutro rígidamente aterrado

Corrientes de falla

En el gráfico siguiente se ven los dos tipos de conexión en baja tensión: la conexión en triángulo (Δ) aislado de tierra y la conexión estrella (Y) con neutro rígidamente puesto a tierra. Cada uno de los bobinados secundarios proporciona una tensión de 220 V y


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tiene una impedancia interna Zt, que es la impedancia del secundario más la reflejada del primario.

Conexión Delta Conexión Y

En el cuadro siguiente se muestran las corrientes de falla, Icc, en sistemas con transformadores con secundario en delta aislado de tierra y en sistemas con transformadores en estrella con neutro conectado rígidamente a tierra. Cabe aclarar que el cuadro muestra sólo la componente alterna permanente del cortocircuito, es decir que no incluye las componentes transitorias.

Sistema Δ aislado Sistema Y con neutro a tierra

Falla a tierra doble 220 V/ (2/3 x

Zt+2Zl+Zf1+Zf2) Falla

monofásica 220 V / (Zt + Zl + Zf)

Falla entre fases 220 V/ (2/3 x Zt

+2Zl+Zf) Falla entre

fases 380 V /2 x (Zt + Zl + Zf)

En donde:

Zt: Impedancia de fase del transformador vista desde la falla.

Zl: impedancia de la línea hasta el transformador vista desde la falla.

Zf: Impedancia de la falla (nula en el caso del cortocircuito más crítico).

Las mayores corrientes de cortocircuito se producirán en las cercanías del transformador, donde la impedancia de línea es muy pequeña comparada con la impedancia del transformador.

Si se supone (caso más desfavorable) que Zl= Zf = 0 (impedancias de línea y de falla iguales a cero) se deduce que las corrientes de falla son siempre superiores en el sistema en delta aislado, ya que la impedancia del transformador vista desde el cortocircuito es sólo 2/3 Zt para la conexión Δ y Zt para el caso de conexión Y, siendo iguales los voltajes aplicados (220 V).

Las corrientes de cortocircuito totales, incluyendo las componentes transitorias, son también menores, ya que las componentes transitorias son proporcionales a la permanente.

Esto significa que los esfuerzos, tanto térmicos como electrodinámicos, ejercidos sobre cables, barras, equipos, etc., serán menores en la conexión Y.

Facilidad de detección de fallas a tierra

En sistemas con neutro aterrado las corrientes de falla a tierra son considerables, por lo que estas fallas pueden ser detectadas con sencillas


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protecciones de sobrecorriente. Los circuitos fallados pueden así ser desconectados de forma inmediata, evitando daños mayores, y selectivamente, lo que permite acotar el alcance de las fallas.

Para fallas monofásicas los sistemas aislados de tierra, en cambio, prácticamente no drenan corriente, ya que sólo circula por la falla la debida a la capacidad entre las fases sanas y tierra. La salida de servicio recién se produce cuando aparece una segunda falla a tierra, y lo que se debe sacar de servicio entonces es el sistema entero, que poder ser repuesto requiere la previa localización de ambas fallas, tarea trabajosa y lenta, porque para ambas fallas se deben ir realizando desconexiones parciales de red hasta encontrarlas.

Si la calidad del servicio es importante debe implementarse un sistema de protección elaborado, que advierta de la primera falla, y disponer de una cuadrilla de mantenimiento que pueda ubicarla y repararla antes de la ocurrencia de una segunda.

Las protecciones necesarias para detectar fallas de este tipo son las de sobretensión homopolar, que requieren la instalación, en los secundarios de los transformadores de potencia, de transformadores de tensión con sus primarios conectados en estrella con neutro aterrado y sus secundarios en triángulo abierto, los que encarecen el sistema.

Solicitaciones sobre la aislación

En un sistema aislado cuando una fase falla contra tierra las fases sanas pasan a operar con una tensión a tierra 73% superior a la normal, lo que provoca una solicitación adicional sobre la aislación de cables, transformadores y motores.

Los cables de potencia que se utilizan son en general aptos para este tipo de servicio, por lo que pueden operar de forma continua sin problemas. La aislación de motores y transformadores, en cambio, puede envejecer prematuramente si se opera en estas condiciones durante periodos largos.

Hay actividades (tales como la de extracción de petróleo con bombas de pozo profundo, donde la prioridad es bombear aún hasta la destrucción del motor) para las que esto es una desventaja menor, pero este no es el caso de los sistemas de distribución.

Aspectos relacionados con la seguridad

Cuando cae una línea de media tensión sobre una de baja, o cuando falla el aislamiento entre las bobinas de media y baja tensión en un transformador de distribución, si bien en los sistemas rígidamente aterrados se producen corrientes de falla grandes, el neutro del sistema de BT permanece muy cerca del potencial de tierra y las sobretensiones a tierra en el lado de BT se reducen considerablemente.

En los sistemas aislados, en cambio, la tensión contra tierra de todo el sistema se levanta, destruyendo las aislaciones, lo que constituye un gran peligro para las instalaciones y para la seguridad de las personas.

Sobrevoltajes transitorios

Algunas sobretensiones transitorias, tales como las de maniobra, son en


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general, mayores en los sistemas con neutro aislado, por carecer éstos de referencia y de camino de descarga a tierra.

Sobrevoltajes por ferrorresonancia

Los sistemas aislados están expuestos a sobrevoltajes resonantes: durante una falla a tierra se pueden dar condiciones de resonancia entre la capacitancia fase-tierra de la red sana y las inductancias del sistema, tales como transformadores de tensión. El voltaje a tierra así aplicado a las fases sanas puede ser considerablemente mayor (del orden de 3 a 4 veces) que el voltaje fase-fase, lo que puede inducir fallas mayores.

Tensión de operación normal

Las tensiones de línea en el sistema Y son un 73% más altas que en el sistema

, por lo que una distribución con neutro posibilita ofrecer un servicio trifásico en 380 V para cargas industriales y uno monofásico en 220 V para cargas domiciliarias.

Esta mayor tensión no representa un sobrecosto de la red, ya que en general los aisladores y los cables usados se fabrican para tensiones nominales de 500 y de 1100 V, respectivamente, siendo en consecuencia idénticos tanto para sistemas 3 x 380/220 V como para 3 x 220 V.

Corriente de operación normal

Para una misma potencia aparente entregada el sistema requiere una corriente de línea 73% mayor que la que requiere el sistema en estrella, lo que implica, a igual potencia, aumentar la sección de los conductores o admitir mayores pérdidas y caídas de tensión.

2.2.1.2.2.2 Ventajas de los sistemas con neutro aislado

Continuidad de servicio

La mayor ventaja de los sistemas aislados es que admiten la continuidad del servicio aún con una falla a tierra, ya que ésta, como se dijo, es de reducida magnitud.

Es así factible mantener el servicio hasta la reparación de la falla o hasta la ocurrencia de otra, momento en que las protecciones deben desconectar todo el sistema.

En sistemas con neutro rígido a tierra, en cambio, dado que cuando se produce una falla a tierra circula una corriente considerable, las protecciones deben detectar y sacar de servicio en forma inmediata la parte afectada.

Necesidad de puestas a tierra múltiples

Para evitar que eventuales corrientes de operación desbalanceadas eleven el potencial del neutro el sistema estrella con neutro aterrado requiere su puesta a tierra cada cierta distancia (puesta a tierra múltiple). El CNE estipula conectar el neutro a tierra como mínimo cada 400 m.

Perturbaciones sobre los sistemas de comunicaciones

Dada la mayor magnitud de las corrientes de falla, los sistemas con neutro rígidamente puesto a tierra generan mayores perturbaciones sobre las líneas


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de comunicaciones próximas a la red (en especial si están montadas sobre los mismos apoyos).

2.2.1.2.3 Sistema adoptado

Como se mencionó, las consideraciones señaladas precedentemente han producido una tendencia mundial hacia sistemas con secundario de BT en estrella con neutro rígidamente conectado a tierra.

La principal desventaja de esta configuración es la elevada corriente de cortocircuito a tierra cuando la falla se produce cerca del transformador. Sin embargo para las características usuales de los transformadores utilizados en las redes de distribución las corrientes de cortocircuito resultantes están dentro del rango admisible por interruptores y fusibles normalmente disponibles en el mercado.

En consecuencia la tecnología adaptada seleccionada para distribución trifásica en baja tensión donde se lo requiera es la de secundario en estrella con neutro rígidamente puesto a tierra y neutro corrido, con tensiones de línea de 380 V y de fase de 220 V.

En zonas donde no se requiera servicio trifásico la distribución podrá ser tanto monofásica 220 V como 440/220 V con neutro cableado y rígidamente puesto a tierra, adoptándose el sistema que los resultados de la optimización técnico-económica del SEM muestren más conveniente.

2.2.1.3 Redes de MT

2.2.1.3.1 Esquemas de conexión

La subestación AT/MT que alimenta el SEM (Cangallo) tiene el neutro del secundario de su transformador 69/22,9 kV conectado a tierra.

Consideramos, por las mismas razones explicadas en el análisis de las redes de baja tensión (facilidad de detección y desconexión selectiva de fallas, menores exigencias sobre la aislación de las fases sanas en ocasión de fallas a tierra, etc.), que este sistema no sólo es adecuado sino que resulta la alternativa más conveniente para las redes de distribución primaria, siendo por lo tanto la que se ha adoptado.

Con este sistema se posibilita además el tendido de redes de distribución monofásicas con retorno por neutro o por tierra, lo que permite reducir el costo tanto de las líneas como de las SED’s monofásicas, por la utilización de transformadores con conexión primaria fase-neutro.

2.2.1.3.2 Niveles de tensión

Teniendo en cuenta la extensión de la red de MT, el nivel de tensión de 22,9 kV existente, recomendado por el Código Nacional de Electricidad para sistemas con retorno por tierra en zonas rurales, se considera óptimo, ya que en el estudio de optimización se verificó que debido a la extensión del SEM tensiones menores no permitirían garantizar la calidad de producto requerida por la NCTSER, mientras que con el nivel adoptado las caídas de tensión se mantienen dentro de los niveles permitidos.


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2.2.1.3.3 Tipos de líneas

Se utilizarán líneas aéreas mono o trifásicas, según resulte conveniente, con retorno por tierra la primeras dado su menor costo.

Dada la máxima potencia prevista para las SED’s monofásicas (37,5 kVA), la corriente de retorno por tierra de éstas (<= 2,8 A) es reducida, y el desbalance máximo conjunto del sistema (16 A) prácticamente coincide con el límite de 15 A que para los sistemas MRT, por razones de seguridad, ha sido adoptado en Perú para limitar las tensiones de paso y de contacto en las proximidades de los transformadores de alimentación AT/MT.

2.2.1.4 Subestaciones MT/BT

Se han previsto subestaciones sobre estructuras tipo monoposte para potencias de hasta 75 kVA y sobre estructuras biposte las mayores, de madera en ambos casos.

Por su mayor costo no se han considerado para las SED’s trifásicas bancos de transformadores monofásicos.

Los transformadores monofásicos han sido previstos para conexión primaria fase-neutro, por el menor costo no sólo del transformador en sí sino también de las líneas monofásicas con retorno por tierra frente a las con retorno por neutro corrido.

2.2.1.5 Equipos de protección

Para el análisis de fallas se tuvieron en cuenta las protecciones existentes en el arranque de los alimentadores de MT en las subestaciones AT/MT (cuyo costo no fue considerado por estar ya incluido en el VNR de dichas estaciones).

Hasta tanto se complete el estudio de optimización de la calidad, en los alimentadores donde fue necesario reducir la cantidad de clientes afectados por una falla se utilizaron, para mantener los niveles de calidad de servicio exigidos, los equipos de protección y seccionamiento existentes.

Se previó la colocación de pararrayos no sólo en las SED’s, para protección de sus transformadores, sino también en los puntos de derivación de ramales importantes desde los alimentadores (en coincidencia con la ubicación de los equipos de seccionamiento y reconexión), a los efectos de reducir las sobretensiones que puedan llegar a los primeros.

2.2.1.6 Equipos de regulación y compensación en MT

No se han previsto, de acuerdo a lo establecido en la Resolución Nº 329-2004-OS/CD, equipos de regulación de tensión en la red, habiéndose dimensionado los conductores de manera que las máximas caídas de tensión previsibles cumplieran con los requisitos de calidad de producto aplicables.

2.2.1.7 Sistema de Alumbrado Público

2.2.1.7.1 Luminarias

Para el sistema de alumbrado público se ha previsto el uso de luminarias diseñadas específicamente para tal fin, instaladas sobre pastorales montados sobre los apoyos de la red de BT.


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2.2.1.7.2 Control de encendido

Se ha optado, de acuerdo a la reglamentación en vigencia, por alimentar el AP mediante un cable piloto, controlando el encendido y apagado de las luminarias mediante contactores, ubicados en las respectivas subestaciones, comandados por sendas fotocélulas.

2.2.2 Definición de la tecnología adaptada

La metodología para la selección y dimensionamiento de los distintos componentes y subcomponentes del sistema de distribución fue la siguiente:

Se identificaron para cada aplicación las distintas alternativas técnicamente adecuadas disponibles en el mercado internacional y factibles de ser utilizadas en las condiciones locales (incluyendo aquellas ya en uso por la empresa), verificando su cumplimiento con los criterios aplicables de seguridad para instalaciones y personas y de calidad de servicio.

Se calculó para cada una su costo operativo total, suma de:

o Costo anual equivalente (CAE) de su VNR (monto anual constante que descontado a lo largo de la vida útil a la tasa de rentabilidad regulada tiene un valor actual, VA, igual al VNR).

o Costo anual de las pérdidas de energía correspondientes a su uso.

y se adoptó la de costo menor.

Para el cálculo del Costo Anual Equivalente (CAE) se utilizaron los siguientes parámetros (LCE, Art. N° 79, y TdR):

Tasa de descuento: 12% anual

Vida útil: 30 años

Para el cálculo del costo de las pérdidas se utilizaron los siguientes datos:

Precio monómico de la energía: 72,69 USD/MWh.

Este precio es el promedio calculado en base a lo erogado por la energía comprada en los últimos 12 meses (Dic ’11 – Nov ’12) en barras de 69 kV de entrega al SEM (Cobriza II), incrementado en un 7% (valor medio estimado de las pérdidas de energía en la línea de 69 kV que alimenta la SE Cangallo desde las barras de entrega).

Factor de carga: 64,0%.

Este factor fue calculado a partir de las curvas de carga registradas en SE Cangallo entre el 1/12/11 y el 30/11/12.

Tasa de crecimiento anual de la demanda prevista para el período tarifario en estudio: 4,7%.

Esta tasa fue calculada a partir de las energías facturadas en BT en Nov ’07 y en Nov ’12).

No se tuvieron en cuenta en este análisis, por su escasa incidencia en los resultados, eventuales diferencias en el costo de explotación de las distintas alternativas.


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En particular, para las redes de MT y BT no se consideró diferencia alguna entre líneas sobre postes de madera y líneas sobre postes de concreto, ya que al no haber previsto fundaciones para estos últimos (se los consideró, al igual que a los de madera, simplemente empotrados en el terreno), los eventuales requerimientos de reaplomado que fueren necesarios son idénticos.

2.2.2.1 Redes subterráneas

En el SEM real la red de MT es aérea en su totalidad, y la red de BT SP (compartida con AP) sólo tiene subterráneos tres vanos, que en total suman 71,00 m sobre un total de red SP de 403075,67 m (menos del 0,02%).

En consecuencia no se han considerado redes subterráneas para el sector.

2.2.2.2 Redes aéreas de MT

2.2.2.2.1 Dimensionamiento preliminar

2.2.2.2.1.1 Vanos medios

Dada la topografía del sector resulta imposible determinar un vano económico, ya que cada apoyo debe ser ubicado individualmente según lo indique la planialtimetría de su traza.

En consecuencia se ha adoptado como vano medio en zonas rurales el real, de 159,03 m.

En los sectores urbanizados en que las líneas de MT y de BT tienen la misma traza, en cambio, a los efectos poder utilizar los postes de MT como apoyo de las líneas de BT se definió para MT un vano medio de 70,24 metros (doble del vano medio de BT que se determina más adelante). Es decir que en las redes de BT de traza coincidente con la de MT se ha previsto la utilización de un poste de MT apoyo de por medio (un vano de MT mayor, dada la irregularidad del trazado vial, implicaría el tendido de líneas de MT sobre espacios privados).

2.2.2.2.1.2 Dimensionamiento geométrico

Los cálculos se desarrollaron para las configuraciones que se consideraron más representativas:

Tres conductores AA 50 mm2 para líneas primarias (troncales)

Un conductor AA 25 mm2 para derivaciones MRT.

Se tuvieron en cuenta las hipótesis de cálculo (temperaturas, velocidades de viento y manguito de hielo) establecidas en el CNE para el Área de Carga 0.

Estado CasoTemp.

[°C]

Viento

[km/h]

Hielo

[mm]

E1 Temperatura máxima 50 0 0

E2 Temperatura mínima 10 0 0

E3 Viento máximo 10 94 0

E4 Viento c/hielo 5 50 0

E5 EDS 25 0 0

Para la condición de viento máximo (E3) corresponde una presión sobre cuerpos de sección cilíndrica (postes y conductores) de 4,81 daN/m2.

Respecto de las tensiones admisibles para el conductor portante se adoptaron


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las establecidas en el CNE y normas de aplicación: 20% de la carga de rotura para condición EDS y 60% para el resto.

Para los vanos medios adoptados las flechas verticales a máxima temperatura resultaron:

70,24 159,03

Líneas troncales 0,57 2,28

Derivaciones MRT 0,57 2,28

Fecha máxima vertical

[m]Tipo de red

Vano medio [m]

Es de remarcar que para vanos como los que se consideran, de longitudes inferiores al crítico (vano para el cual el cambio de estado entre la situación de máximo viento y las de mínima temperatura o EDS no modifica la tensión de los conductores), la condición en la cual no se debe superar la máxima tensión admisible por el material no es la de viento sino la EDS, por lo que aunque la sobrecarga por viento en relación a la masa del conductor aumente con la disminución de su diámetro, las flechas a máxima temperatura no varían con la sección y las conclusiones anteriores son válidas para todas las secciones de conductores del mismo material.

Según lo establecido en el CNE (Tabla 232-1) se consideró, para conductores expuestos de más de 750 V y hasta 23 kV a lo largo de calles y caminos en zonas rurales, una altura libre exigible de 5,00 m.

En zonas urbanas en que las redes de MT y BT comparten traza, la tabla 233-1 del CNE exige respecto de las líneas de BT autoportantes inferiores una separación vertical mínima de 1,20 m, lo que implicaría, para líneas de BT montadas sobre apoyos de 7,00 m empotrados el 10% de su longitud más 60 cm y conductores sujetos a 0,20 m de la cima, es decir a 5,50 m sobre el nivel del suelo, una altura libre mínima de la línea de MT sobre el terreno al centro del vano (ubicación del apoyo de BT intermedio) de 6,70 m.

Pero considerando que los apoyos de la red de BT se utilizarán como soporte de las luminarias del sistema de AP, instaladas a una altura de 6,00 m sobre el nivel del terreno, para mantener la separación vertical mínima de 1,40 m a las mismas establecida por la regla 234.B.2 del CNE es preciso además que los conductores de MT mantengan una altura libre mínima al centro del vano de 7,40 m (superior a la indicada en el párrafo anterior).

Para calcular la altura libre se consideró un empotramiento de los apoyos del 10% más 60 cm, según lo estipulan las Normas DGE de aplicación, y conductores suspendidos a 0,20 m de la cima.

Se analizaron apoyos de madera Clases 5 y 6 de 10, 11 y 12 m de largo.

El siguiente cuadro muestra las alturas libres (altura útil del poste menos flecha máxima vertical del conductor) que en zonas urbana y rural aseguran los apoyos analizados:


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Hposte

[m]

Hutil

[m]

Zona

urbana

Zona

rural

10 8,2 7,63 5,92

11 9,1 8,53 6,82

12 10,0 9,43 7,72

Altura libre [m]

Como se observa, para respetar las alturas libres requeridas es suficiente utilizar, tanto en zonas urbanas como rurales, postes de 10 m.

2.2.2.2.1.3 Dimensionamiento mecánico

Para los vanos medios adoptados los esfuerzos máximos de viento sobre los conductores que se aplican a los apoyos de alineación resultaron:

70,24 159,03

Líneas troncales 81,5 184,4

Derivaciones MRT 20,0 45,2

Esfuerzo de viento

sobre conductores

[daN]Tipo de red

Vano medio [m]

Considerando tanto la resistencia mecánica de los postes como el coeficiente de seguridad establecido por la norma (2,2) y descontando de la carga admisible los esfuerzos de viento sobre los aisladores y sobre el propio apoyo, la carga útil de los postes analizados es:

Cl. 5 Cl. 6 Cl. 5 Cl. 6 Cl. 5 Cl. 6

10 22,6 21,0 30,4 26,7 353,1 276,5

Hposte

[m]Fbase [cm] Cutil [daN]Fvposte [daN]

En el cuadro anterior se verifica que para ninguna configuración de línea resulta necesaria la utilización de postes Clase 5.

2.2.2.2.1.4 Apoyos de alineación adoptados

En consecuencia se adoptan, tanto para líneas troncales como para derivaciones MRT y tanto para zonas urbanas como rurales postes de madera de 10 m Clase 6.

En el archivo adjunto “Vanos de cálculo.xls”, incluido en el Anexo Modelo - Cálculos Varios VNR, se detallan los cálculos realizados.

2.2.2.2.1.5 Apoyos especiales

Se ha tenido en cuenta en los costos una retenida por cada apoyo especial, por lo que se ha considerado adecuada para estos apoyos la utilización de los mismos postes adoptados para alineación.

2.2.2.2.2 Tecnología

Para definir la tecnología más convenientes para las redes aéreas de MT se realizó un análisis de sus principales componentes, a saber:


Página 25

o Apoyos

o Conductores

o Aisladores

o Puestas a tierra

2.2.2.2.2.1 Apoyos

2.2.2.2.2.1.1 Alternativas consideradas

Las distintas alternativas de soportes disponibles en Perú y sus características relevantes son:

Postes de concreto armado centrifugado (CAC): este material presenta uniformidad dimensional, buena resistencia mecánica y elevada durabilidad. La utilización masiva de este material en el mercado reduce sus costos de adquisición y de instalación, así como los de sus herrajes, y por ser fabricado en Perú no es necesaria su importación ni incurrir por tanto en los costos asociados a la misma.

No obstante lo dicho, su utilización en redes como la que se analiza, tendidas en zonas escabrosas que dificultan su transporte, durante el que pueden fisurarse, no resulta conveniente.

Tienen además el inconveniente de que al no contribuir a la aislación de las líneas son menos seguros en zonas de alto nivel ceráunico.

Postes de acero: estos postes tienen prestaciones similares a los de

concreto pero un costo superior, tanto de adquisición como de mantenimiento, por los requerimientos de repintado periódico, presentando además la misma incapacidad de contribuir a la aislación de las líneas que los de CAC, por lo que han sido descartados.

Postes de madera:

Para su utilización en zonas de alto nivel ceráunico, como la del SEM, los postes de madera tienen la gran ventaja de elevar el nivel de aislación de las líneas a valores superiores a los 300 kV sin costo adicional, es decir sin reemplazar los aisladores convencionales que se utilizan para un BIL de 125 kV.

Tratándose además de zona montañosa, ofrecen mayor facilidad (y consecuente menor costo) de traslado a su emplazamiento.

Los postes de madera disponible en Perú son de eucalipto y de pino, ambos tratados con preservantes, aplicados en general con el método de vacío presión.

Los de eucalipto presentan como desventaja, frente a los de concreto, de metal o de pino, una menor vida útil (15 años), por su mayor tasa de rotura. A esto último debería sumarse el costo de la energía no suministrada en los casos en que la rotura del poste implica la caída de la línea.

Los postes de eucalipto, si bien son más baratos que los de pino, a más de su menor vida útil tienen el inconveniente adicional de necesitar mantenimiento periódico (reposición de la banda de protección en la zona


Página 26

de empotramiento), tarea ésta que compromete la estabilidad del apoyo, por lo que fueron descartados.

2.2.2.2.2.1.2 Costos comparativos

La comparación entre las diferentes alternativas se realizó a nivel de armados (unidades constructivas completas) que cumplieran la misma función, es decir que tuvieran las mismas características dimensionales y mecánicas.

A los efectos del cálculo de costos la proporción de los distintos tipos de apoyos considerada (tomada del SEM real) fue:

Tipo de

apoyo%

Alineación 78%

Desvío 19%

Terminal 3%

Los siguientes son los precios de mercado de los postes de CAC y de madera de pino seleccionados para las redes de MT y BT:

Poste CAC Pino

7 m $ 176,68 $ 60,47

10 m $ 188,25 $ 93,47

Los armados evaluados y sus respectivos Valores Nuevos de Reemplazo (VNR) unitarios (incluyendo costos indirectos) resultaron así:

Concreto Pino Concreto Pino

Alineamiento 3 fases CAMT02-C3 CAMT02-A3 $ 420,37 $ 314,76

Cambio de dirección 3 fases CAMT03-C3 CAMT03-A3 $ 427,56 $ 336,81

Fin de línea 3 fases CAMT04-C3 CAMT04-A3 $ 518,87 $ 420,40

VNR [USD]Código SICODIArmado

y los costos anuales equivalentes, para la cantidad de apoyos por kilómetro y las vidas útiles que se indican, resultaron:

Cantidad

Unid./km Concreto Pino

Alineamiento 3 fases 4,9 $ 2 062,91 $ 1 544,64

Cambio de dirección 3 fases 1,2 $ 506,84 $ 399,26

Fin de línea 3 fases 0,2 $ 101,35 $ 82,11

Total 6,3 $ 2 671,10 $ 2 026,02

Vida útil año 30 30

Costo anual equivalente VNR USD/km $ 331,60 $ 251,52

ArmadoVNR [USD/km]

2.2.2.2.2.1.3 Conclusiones

Teniendo en cuenta que el costo anual total de los postes de pino es el menor que el de los de CAC se adoptó esa tecnología.

Cabe notar que la comparación con postes de CAC sería más desfavorable aún para éstos si se agregaran a los costos arriba considerados el mayor costo de transporte, por su mayor peso, y el incremento de aislación necesario para equipararlos a los postes de madera.

En el archivo adjunto “Soportes MT y BT.xls” adjunto, incluido en el Anexo


Página 27

Modelo - Cálculos Varios VNR, se detallan los cálculos realizados.

2.2.2.2.2.2 Conductores


Se ha considerado el uso de conductores desnudos de aleación de aluminio (AA), ampliamente utilizados en MT y AT con resultados óptimos.

2.2.2.2.2.2.2 Secciones óptimas

Para la evaluación económica de las distintas secciones disponibles se tuvieron en cuenta no sólo los costos de los conductores en sí sino también los de sus apoyos.

Los costos por kilómetro de red y las características físicas de los conductores evaluados son:

Código VNR Descripción VNR [USD]

AA01601 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 1x16 mm2 $ 3 062,11










Los costos de las redes indicados ya tienen en cuenta la incidencia del menor vano adoptado en los tramos de uso compartido con la red SP (aproximadamente un 10% de la red de BT, que representa el 4% de la red MRT y un 4% de la red trifásica, comparte apoyos).

Los siguientes gráficos muestran la relación entre el costo total por km de cada sección de conductor y la corriente en el año inicial.

Ese costo total está integrado por el costo de las pérdidas de energía eléctrica calculadas con el factor de carga de la red MT y su costo al ingreso de la red de distribución (Valor Actual para treinta años de vida útil descontado a la tasa del 12% anual establecida en la LCE, Art. 79), más el costo de la inversión inicial.

La corriente inicial crece a la tasa de aumento adoptada para la demanda de potencia máxima durante los cuatro años del período tarifario y luego se mantiene constante durante los siguientes 26 años.

El Valor Actual del costo total por km para cada una de las diferentes secciones en función de la corriente inicial transportada es el siguiente:


Página 28

$ 0

$ 20 000

$ 40 000

$ 60 000

$ 80 000

$ 100 000

$ 120 000

$ 140 000

$ 160 000

0 50 100 150 200

VA

to

tal

[US

D/k

m]

Corriente [A]

RED AÉREA MT TRIFÁSICA

3x16/2,5 mm2

3x25/4 mm2

3x35/6 mm2

3x50/8 mm2

3x70/12 mm2

Envolvente

$ 0

$ 10 000

$ 20 000

$ 30 000

$ 40 000

$ 50 000

$ 60 000

0 50 100 150 200

VA

to

tal

[US

D/k

m]

Corriente [A]

RED AÉREA MT MRT

1x16/2,5mm2

1x25/4 mm2

1x35/6 mm2

1x50/8 mm2

1x70/12 mm2

Envolvente

Las corrientes para las cuales resulta económicamente óptima cada una de las secciones analizadas (dadas por la envolvente de las curvas individuales) son:


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Secciones óptimas

RedSección

(Al/Al)

I max

[A]

3x25 mm2 13

3x35 mm2 20

3x50 mm2 No utilizado

3x70 mm2 No utilizado

3x95 mm2 194

1x16 mm2 4

1x25 mm2 12

1x35 mm2 21

1x50 mm2 36

1x70 mm2 156

MRT

Trifásica

2.2.2.2.2.3 Aisladores

Para evaluar el tipo de aislación a utilizar en las redes de MT se deben analizar los costos anuales totales (inversión más explotación) de las tecnologías disponibles: porcelana y orgánicos, siendo los factores determinantes sus precios y las condiciones climáticas en que deberán operar, que definen el nivel de acumulación de contaminantes y por lo tanto de pérdidas de energía asociadas a cada tecnología.

Los aisladores orgánicos son más caros pero presentan un comportamiento más favorable en ambientes salinos. Pero esta ventaja no es tal en la región del sector en análisis, lejos del mar, razón por la cual el uso de estos aisladores no produciría una reducción de costos de mantenimiento que compensara su mayor costo de instalación.

Consecuentemente se ha determinado como opción más conveniente el uso de aisladores de porcelana, tipo pin clase 56-2 en los apoyos de alineamiento y de suspensión clase 52-3 en los apoyos especiales.

2.2.2.2.2.4 Puestas a tierra

Para puesta a tierra se han previsto, por su probada resistencia a la corrosión y consiguiente durabilidad y para evitar hurtos, conductores tipo Copperweld 7x9 AWG y planchas de cobre.

No se ha previsto poner a tierra la grapería de los aisladores en los apoyos de líneas de madera, para no reducir el nivel de aislación de la misma. Sólo se lo hará con las estructuras soporte de los elementos de seccionamiento y protección.

2.2.2.3 Redes aéreas de BT

2.2.2.3.1 Dimensionamiento preliminar

2.2.2.3.1.1 Vano medio

Por las mismas razones topográficas antes expuestas para la red de MT, agravadas en el caso de la red de BT por la irregularidad del trazado vial de las zonas habitadas, se ha tomado para éstas como vano medio el real, de 35,12 m.


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2.2.2.3.1.2 Dimensionamiento geométrico

Los cálculos se desarrollaron para el tipo de línea que se consideró más representativo (conductor autoportante de aluminio 2x16+25 mm2).

Se tuvieron en cuenta las mismas hipótesis de cálculo (temperaturas, velocidades de viento y manguito de hielo) para el Área de Carga 0 ya citadas para la red de MT.

El peso de las acometidas tomadas de la línea representa una considerable sobrecarga a sumar al peso propio del cable. En efecto, en el SEM hay un promedio de una acometida de cable concéntrico de cobre 2x4 mm2, de un largo medio (dato éste tomado del sistema real) de 13,73 m, o sea de un peso de 1,6 kg cada una, cada 34,3 m (10849 usuarios repartidos en 231 kilómetros de red).

Esto ha sido considerado para el cálculo mecánico de los conductores como una carga de 0,046 kg/m uniformemente repartida a lo largo del vano.

Respecto de las tensiones admisibles para el conductor portante se adoptaron las establecidas en el CNE y normas de aplicación: 20% de la carga de rotura para condición EDS y 60% para el resto.

Para el vano medio adoptado la flecha vertical a máxima temperatura resultó de 0,45 m:

Según lo establecido en el CNE (Tabla 232-1) se consideró, para conductores expuestos de hasta 750 V respecto de calles y caminos en zonas rurales, una altura libre exigible de 4,50 m.

Para su verificación se consideró un empotramiento de los apoyos del 10% más 60 cm, según lo estipulan las Normas DGE de aplicación, y conductores suspendidos a 0,20 m de la cima.

Se analizaron apoyos de madera Clases 6 y 7 de 7, 8 y 9 m de largo.

El siguiente cuadro muestra la altura libre que aseguran los distintos apoyos analizados:

Hposte

[m]

Hutil

[m]

Hlib

[m]

7 5,5 5,05

8 6,4 5,95

9 7,3 6,85

Altura libre [m]

Como se observa, para respetar la altura libre de norma es suficiente utilizar postes de 7 m.

2.2.2.3.1.3 Dimensionamiento mecánico

Para el vano medio adoptado el esfuerzo máximo de viento sobre los conductores que se aplican a los apoyos de alineación resultó de 24,2 daN.

Considerando tanto la resistencia mecánica de los postes como el coeficiente de seguridad establecido por la norma (2,2) y descontando de la carga


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admisible los esfuerzos de viento sobre el propio apoyo, la carga útil de los postes analizados resultó:

Cl. 6 Cl. 7 Cl. 6 Cl. 7 Cl. 6 Cl. 7

7 18,5 13,8 16,4 14,0 286,9 236,0

Hposte

[m]Fbase [cm] Cutil [daN]Fvposte [daN]

Del cuadro anterior puede verificarse que no resulta necesaria la utilización de postes Clase 6.

2.2.2.3.1.4 Apoyos de alineación adoptados

En consecuencia se adoptan postes de madera de 7 m Clase 7.

En el archivo adjunto “Vanos de cálculo.xls”, incluido en el Anexo Modelo - Cálculos Varios VNR, se detallan los cálculos realizados.

2.2.2.3.1.5 Apoyos especiales

Se ha tenido en cuenta en los costos una retenida por cada apoyo especial, por lo que se ha considerado adecuada para estos apoyos la utilización de los mismos postes adoptados para alineación.

2.2.2.3.2 Tecnología

Para definir las tecnologías más convenientes para las redes aéreas de BT se realizó un análisis similar al descripto para el caso de MT, analizando sus principales componentes, a saber:

Apoyos

Conductores

2.2.2.3.2.1 Apoyos


Tal como se hizo para la red de MT, a los efectos de determinar la alternativa tecnológica más conveniente se tuvo en cuenta la vida útil del material analizado.

La comparación entre alternativas también se realizó a nivel de armados completos.

Se analizaron las mismas alternativas que las comparadas para redes de MT, a saber:

Postes de concreto

Postes de madera (pino)

A los efectos de los cálculos de costos la proporción estimada de apoyos de distintos tipos (tomada del SEM real) fue la siguiente:


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Tipo de

apoyo%

Alineación 51%

Desvío 29%

Terminal 20%

2.2.2.3.2.1.2 Costos comparativos

Los Valores Nuevos de Reemplazo (VNR) unitarios de los armados evaluados, calculados con los precios de postes de madera citados en el análisis de apoyos de MT, son:

Concreto Pino Concreto Pino

Alineamiento 3 fases CABT02-C4 CABT02-A4 $ 285,60 $ 153,25

Cambio de dirección 3 fases CABT03-C4 CABT03-A4 $ 292,82 $ 160,47

Fin de línea 3 fases CABT04-C4 CABT04-A4 $ 286,89 $ 154,53

Código SICODI VNR [USD]Armado

Se hicieron para estas alternativas las mismas consideraciones de vida útil que para los apoyos de MT, y los costos anuales equivalentes, para la cantidad de apoyos por kilómetro y las vidas útiles que para cada tecnología acorde al mantenimiento previsto se indica, resultaron:

Cantidad

Unid./km Concreto Pino

Alineamiento 3 fases 14,6 $ 4 180,38 $ 2 243,05

Cambio de dirección 3 fases 8,2 $ 2 388,56 $ 1 308,91

Fin de línea 3 fases 5,7 $ 1 629,48 $ 877,70

Total 28,5 $ 8 198,43 $ 4 429,66

Vida útil año 30 30

Costo anual equivalente VNR USD/km $ 1 017,78 $ 549,91

ArmadoVNR [USD/km]

2.2.2.3.2.1.3 Conclusiones

Teniendo en cuenta que el costo anual total de los postes de pino es el menor el de los de CAC se adoptó esa tecnología.

En el archivo adjunto “Soportes MT y BT.xls” adjunto, incluido en el Anexo Modelo - Cálculos Varios VNR, se detallan los cálculos realizados.

2.2.2.3.2.2 Conductores


De acuerdo a lo previsto en la Norma DGE Bases para el Diseño de Líneas y Redes Secundarias con Conductores Autoportantes para Electrificación Rural, sólo se ha considerado el uso de conductores autosoportados de aluminio con aislación de polietileno reticulado y portante de aleación de aluminio desnudo, convenientes por la mayor continuidad de servicio y seguridad contra robo de energía que ofrecen.

2.2.2.3.2.2.2 Secciones óptimas

Para la evaluación económica de las distintas secciones disponibles se tuvieron en cuenta no sólo los costos de los conductores en sí sino también los de sus apoyos.


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Los costos por kilómetro de red y las características físicas de los conductores evaluados son:

Conductores Autoportantes

Código

VNR Descripción

VNR

[USD/km]

AS01611 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 1x16 mm2 + portante $ 10 454,67


















Los siguientes gráficos muestran la relación entre el costo total por km de cada sección de conductor y la corriente en el momento inicial.

El costo total está integrado por el costo de las pérdidas de energía eléctrica a su costo al ingreso de la red de distribución calculadas con el factor de carga de la red BT (Valor Actual para treinta años de vida útil descontado a la tasa del 12% anual establecida en la LCE, Art. 79), más el costo de la inversión inicial.

La corriente inicial crece a la tasa de aumento adoptada para la demanda de potencia máxima durante los cuatro años del período tarifario y luego se mantiene constante durante los siguientes 26 años.

El Valor Actual del costo total por km para cada una de las diferentes secciones en función de la corriente inicial transportada es el siguiente:


Página 34

$ 5 000

$ 25 000

$ 45 000

$ 65 000

$ 85 000

$ 105 000

0 50 100 150 200

VA

to

tal

[US

D/k

m]

Corriente [A]

RED AÉREA AUTOPORTANTE TRIFÁSICA 380/220 V

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

Envolvente

$ 5 000

$ 15 000

$ 25 000

$ 35 000

$ 45 000

$ 55 000

$ 65 000

$ 75 000

0 50 100 150 200

VA

to

tal

[US

D/k

m]

Corriente [A]

RED AÉREA AUTOPORTANTE MONOFÁSICA 440/220 V

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

Envolvente


Página 35

$ 5 000

$ 15 000

$ 25 000

$ 35 000

$ 45 000

$ 55 000

$ 65 000

$ 75 000

$ 85 000

$ 95 000

$ 105 000

0 50 100 150 200

VA

to

tal

[US

D/k

m]

Corriente [A]

RED AÉREA AUTOPORTANTE MONOFÁSICA 220 V

3x16 mm2

3x25 mm2

3x35 mm2

3x50 mm2

3x70 mm2

3x95 mm2

Envolvente

El siguiente gráfico muestra los costos comparativos de las redes óptimas de cada sistema analizado: 380/220 V (3F), 440/220 V(1F) y 1F 220 V (1F):

$ 5 000

$ 25 000

$ 45 000

$ 65 000

$ 85 000

$ 105 000

0 20 40 60 80 100 120 140

VA

to

tal

[US

D/k

m]

Potencia aparente [kVA]

REDES AÉREAS AUTOPORTANTES

Trifásicas380/220 V

Monofásicas440/220 V

Monofásicas 220V

Límite 220 V -440/220 V

Puede observarse que a partir de alrededor de 30 kVA el tendido trifásico es el más conveniente, y que las redes monofásicas de 220 V son convenientes sólo hasta potencias de poco más de 1 kVA.


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Las corrientes y potencias aparentes hasta las cuales resultan económicamente óptimas cada una de las secciones analizadas (dadas por la envolvente de las curvas individuales) son:

Secciones óptimas

RedSección

(Al Al)

Imax

[A]

Pmax

[kVA]

3x16 mm2 8 5,3

3x25 mm2 15 9,9

3x35 mm2 32 21,1

3x50 mm2 No utilizado No utilizado

3x70 mm2 49 32,3

3x95 mm2 158 104,0

2x16 mm2 12 5,3

2x25 mm2 17 7,5

2x35 mm2 30 13,2

2x50 mm2 33 14,5

2x70 mm2 47 20,7

2x95 mm2 158 69,5


1x25 mm2 19 4,2

1x35 mm2 23 5,1


1x70 mm2 25 5,5

1x95 mm2 158 34,8

Trifásica

Monofásica

440/220 V

Monofásica

220 V

2.2.2.3.2.3 Puesta a tierra del neutro

Los portantes de los cables autosoportados, que cumplen la función de neutro de la red de BT, estarán puestos a tierra cada 400 m, en consonancia con lo dispuesto por el CNE.

Se usará para ello cable tipo Copperweld similar al usado en la red de MT.

2.2.2.4 Subestaciones MT/BT

Para la selección de las subestaciones MT/BT se tuvieron en cuenta tanto las premisas establecidas en la Resolución Nº 329-2004-OS/CD como la experiencia propia y de otras empresas distribuidoras.

2.2.2.4.1.1 Módulos

Los tipos y módulos de subestaciones que se analizaron fueron los siguientes, respetando las potencias normalizadas en el CNE Distribución, Tabla 3-X, con el agregado de unidades de potencia menor acorde a las cargas existentes en el sistema modelo:

Monofásicas monoposte hasta 37,5 kVA, en potencias normalizadas de 1.5, 3, 5, 10, 15, 25 y 37.5 kVA sobre apoyos de madera.

Trifásicas monoposte hasta 75 kVA, en potencias normalizadas de 37.5, 50 y 75 kVA sobre apoyos de madera.

Trifásicas biposte de 100 kVA sobre apoyos de madera.

El siguiente cuadro resume las principales características de las SED’s analizadas:


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Estructura Cantidad

de Fases

Potencia

[kVA]

Tensión

primaria

Tensión

secundaria

Pérdida Fe

[W]

Pérdida Cu

[W]VNR

Monoposte 1 1,5 22900/√3 220 ó 440/220 34 90 $ 1 900,17

Monoposte 1 3 22900/√3 220 ó 440/220 37 101 $ 2 174,75

Monoposte 1 5 22900/√3 220 ó 440/220 41 116 $ 2 447,97

Monoposte 1 10 22900/√3 220 ó 440/220 51 154 $ 2 655,53

Monoposte 1 15 22900/√3 220 ó 440/220 62 192 $ 2 915,89

Monoposte 1 25 22900/√3 220 ó 440/220 82 267 $ 3 853,39

Monoposte 1 37,5 22900/√3 220 ó 440/220 107 361 $ 4 431,76

Monoposte 3 37,5 22900 380/220 168 533 $ 4 954,86

Monoposte 3 50 22900 380/220 201 635 $ 6 188,31

Monoposte 3 75 22900 380/220 266 839 $ 6 383,84

Biposte 3 100 22900 380/220 332 1044 $ 9 882,60

2.2.2.4.1.2 Puesta a tierra

La puesta a tierra de las SED’s monofásicas cumplirá con lo especificado en el Art. 11.4 de la Norma de Electrificación Rural.

A tal fin y considerando características de resistividad del suelo medias (50 Ωm) se previsto su materialización mediante una sola jabalina para SED’s de hasta 3 kVA (Rmax 25 Ω, según norma), dos jabalinas para SED’s de hasta 15 kVA (Rmax 20 Ω), tres jabalinas para SED’s de 25 kVA (Rmax 15 Ω) y de cuatro jabalinas para las SED’s de 37.5 kV.

2.2.2.4.1.3 Protecciones

Cada SED tendrá del lado primario un descargador de sobretensiones (pararrayos) y un seccionador fusible (cut-out) por fase, mientras que el secundario de transformador se protegerá con interruptores termomagnéticos (uno por circuito), unipolares para circuitos de 220 V y bipolares para los de 440/220 V.

2.2.2.5 Alumbrado público

2.2.2.5.1.1 Tecnologías

De todas las fuentes de luz disponibles para alumbrado vial se han descartado las siguientes:

Lámparas incandescentes: por sus bajos rendimiento y vida media

(alrededor de 20 lm/W y 1000 horas, respectivamente) no son fuentes aptas para sistemas de A° P° eficientes.

Lámparas fluorescentes: si bien tienen mejor rendimiento y vida útil que

las incandescentes (50 lm/W y 7500 horas, respectivamente), estos valores tampoco resultan suficientes, no siendo además aptas para este uso por ser muy sensibles al frío y a la humedad en el arranque y, por su forma, difíciles de adaptar a luminarias con el necesario control del flujo luminoso. Similares consideraciones se aplican a las lámparas fluorescentes compactas (CFL, o de bajo consumo)

Lámparas de halogenuros metálicos: estas lámparas (mercurio

halogenado, por ejemplo) son de buen rendimiento y vida útil y tienen además un excelente rendimiento en color, por lo que son insustituibles en estudios de TV, etc. Pero su flujo luminoso se deprecia rápidamente, sus


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equipos auxiliares son costosos y el tiempo de reencendido es largo (del orden de los 4 minutos, a menos que se las utilice con ignitores de alta tensión, para los que no son aptas las luminarias corrientes). Por lo tanto tampoco resultan aptas para AP, donde por razones de seguridad toda interrupción debe limitarse al mínimo posible.

Lámparas mezcladoras: estas lámparas tienen los inconvenientes de las incandescentes y son de peor performance que las de vapor de Hg comunes, por lo que tampoco se las ha considerado.

Lámparas de sodio de baja presión: si bien tienen un rendimiento lumínico muy alto, su luz monocromática las hace inconvenientes para usos generales, como AP. Además su alto contenido de sodio

representa una desventaja ecológica al momento de retirarlas al fin de su vida útil.

Sólo resta entonces considerar, dentro de las lámparas de mejor rendimiento, las siguientes:

Lámparas de tecnologías convencionales (HID, de descarga de alta

presión) o Vapor de mercurio: estas lámparas están en proceso de desaparición,

por su mayor consumo en relación con las de sodio y por su pobre rendimiento en color.

o Vapor de sodio: son, en el estado actual de la técnica, las universalmente adoptadas para sistemas de AP.

Lámparas de tecnologías nuevas o Lámparas de inducción: estas lámparas tienen un alto rendimiento

lumínico y prolongada vida útil. o LED´s: estas lámparas tienen rendimiento superior a las de descarga y

su vida útil es considerablemente mayor.

De estas dos tecnologías la de led es la que se está imponiendo, y si bien todavía hay relativamente pocas instalaciones de AP en servicio, los principales fabricantes del ramo tienen ya en producción comercial diversas líneas de luminarias viales para estas lámparas. Sus costos distan aún de ser competitivos, pero seguramente un análisis profundo, que considere su ahorro de energía, podrá en un futuro aconsejar su utilización.

Pero considerando que según la normativa regulatoria en vigencia el número de puntos de iluminación PI se debe definir de manera de mantener constante el consumo CMAP (dado por el factor KALP y el número de usuarios UN) y no los niveles lumínicos, toda mejora en la eficiencia de las fuentes de luz no se traduce en un ahorro de energía sino en una mayor cantidad de luminarias a instalar, que además, por su mejor calidad, son de mayor costo unitario. Por lo tanto sólo se consideraron en este estudio las lámparas convencionales de descarga ya citadas.

A efectos de seleccionar la más conveniente de entre éstas se efectuó una comparación económica entre lámparas de vapores de sodio y de mercurio equivalentes, es decir del mismo flujo luminoso y temperatura de color lo más cercana posible, teniendo en cuenta su costo inicial, vida útil y consumo.


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Nominal C/balasto Código Capital Total

W W lm h años - Euro USD USD kWh USD USD

Vapor de Na 50 59,5 3400 18000 4,1 SON 50 I € 20,29 $ 26,38 $ 8,50 261 $ 18,94 $ 27,45

Vapor de Hg 80 89,2 3700 10000 2,3 HPL-C 80 € 7,49 $ 9,74 $ 5,13 391 $ 28,40 $ 33,52

Precio

Costo anual

Consumo

Costo

Tipo

Potencia Flujo

luminosoVida útil

Las hipótesis consideradas para la comparación son:

Costo de la energía: 72,69 USD/MWh

Tiempo de funcionamiento anual: 4380 h

Dado que el costo anual total de la luminaria con lámpara de Hg es, a pesar de su mayor vida útil y menor precio, más de un 20% superior al de la de Na, sólo se tuvo en cuenta esta última para el diseño del sistema de AP. Y además del costo, debe tenerse en cuenta que la tendencia mundial, por sus efectos sobre la salud, es a eliminar el uso del mercurio, a punto tal que las nuevas lámparas de sodio ya vienen “libres de mercurio”.

2.2.2.5.1.2 Sistema de control de encendido

A efectos de poder medir el consumo del sistema de AP, alimentado por conductores piloto adicionales a los de fase de la red de distribución, se adoptó un sistema de comando de encendido y apagado conjunto de las luminarias centralizado en cada SED.

Dicho comando se previó en base a equipos compuestos por contactores y fotocélulas, no relojes, de manera de optimizar el consumo del sistema de alumbrado.

2.3 Costos Estándar de Inversión

2.3.1 Criterios generales

El estudio tomó como base para el cálculo de los costos unitarios de inversión, utilizados tanto para la definición de las tecnologías adaptadas como para el cálculo del VNR, los datos del SICODI-ELC 2012 Sector 5.

Las inversiones y costos están basados en lo informado en SICODI - ELC 2012 y no incluyen el Impuesto General a las Ventas (IGV).

2.3.2 Organización de los datos

En el siguiente esquema se muestra la estructuración de los costos unitarios de inversión:


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De la base del SICODI se tomaron:

Los costos directos: materiales, mano de obra y equipos (SICODI ELC).

La incidencia de los costos de almacenamiento (stock) en los costos de los materiales (SICODI GART).

La incidencia de los gastos indirectos y generales y margen del contratista en los costos de mano de obra y de equipos (SICODI GART).

Los costos indirectos de la Distribuidora asociados a la obra: ingeniería y recepción, gastos generales e intereses intercalarios (SICODI GART).

La conformación de los amados constructivos: cantidades de materiales (ajustados los tipos de postes a los vanos medios adoptados) y de horas de mano de obra (cuadrillas) y de equipos de construcción y transporte (grúas, camiones, camionetas, etc.) según sus rendimientos (SICODI GART).

La conformación (cantidades de armados que los integran) de los costos por km de red, ajustada a los vanos antes determinados (SICODI GART).

2.3.3 Costos directos

2.3.3.1 Materiales

Precios

En el ANEXO J, Costos Estándar de Inversión, Sección J1, Materiales, que se adjunta como archivo magnético “ANEXO J1 - Materiales.pdf”, se muestra el listado completo de precios de materiales utilizados en este estudio.

Gastos de Stock

Estos gastos representan los costos de almacenamiento (depósitos, seguros, personal, etc.) del material previo a su ingreso a obra más el costo financiero del capital inmovilizado en el inventario.

Se adoptó el valor del SICODI-GART Sector 5, o sea un 6,81% sobre el costo directo de los materiales.

2.3.3.2 Recursos

Mano de Obra

Se utilizaron los valores adoptados para el SICODI ELC 2012 Sector Típico 5, a


Página 41

saber:

Mano de Obra

Capataz h-h $ 7,00

Oficial h-h $ 5,46

Operario h-h $ 6,36

Peón h-h $ 4,92

A estos valores se les sumó, para el cálculo del costo de los armados, la incidencia de los costos indirectos, generales y margen del Contratista.

Transporte y Equipos

Se utilizaron los valores adoptados para el SICODI ELC 2012 Sector Típico 5, a saber:

Trasporte y Equipos

Camión 10 Tn. h-m $ 15,19

Camión 4 Tn. h-m $ 12,73

Camioneta h-m $ 10,67

Grúa chica 2.5 Tn. h-m $ 17,48

Grúa grande 9.5 Tn. h-m $ 26,67

A estos valores se les sumó, para el cálculo del costo de los armados, la incidencia de los costos indirectos, generales y margen del Contratista.

Costos Indirectos y Generales y Margen del Contratista

Se adoptó el valor del SICODI-GART Sector 5, o sea un 25% sobre el costo directo de Mano de Obra y de Transporte y Equipos.

El porcentaje señalado se considera razonable por el gran peso que tienen los costos indirectos sobre los costos totales de los Contratistas, debido a la pequeña cantidad de obras contratadas en la zona y a lo reducido de sus montos.

2.3.4 Costos indirectos

Son los costos de la Distribuidora asociados a la ingeniería y recepción del proyecto, la proporción de sus gastos generales asignada a las inversiones en obras de distribución y los intereses intercalarios que representan el costo de financiamiento de las obras hasta su puesta en servicio.

Se adoptaron los valores del SICODI-GART Sector 5, a saber:

2.3.4.1 Ingeniería y Recepción

El 11,17% sobre el costo directo total (Materiales y Gastos de Stock, Mano de Obra y Transporte y Equipos más Costos Indirectos y Margen del Contratista).

2.3.4.2 Gastos Generales

El 6,00% sobre costos directos más costos de ingeniería y recepción.

2.3.4.3 Intereses Intercalares

El 2,50% sobre la suma del costo directo más costos de ingeniería y recepción y gastos generales.


Página 42

2.3.5 Esquemas de costos

2.3.5.1 Conformación de los armados

Se analizó la composición de los armados típicos que integran las unidades constructivas que conforman los siguientes tipos de instalaciones:

o Líneas de Media Tensión.

o Subestaciones de Distribución MT/BT.

o Redes de BT.

o Equipos de protección y seccionamiento en MT.

o Instalaciones de Alumbrado Público.

Los armados que a tal fin se definieron fueron:

o Conductores, apoyos (de alineamiento, de cambio de dirección y de fin de línea), retenidas y puestas a tierra de líneas aéreas de MT y BT.

o Transformadores, equipos, estructuras y puestas a tierra de subestaciones de distribución MT/BT.

Los armados típicos analizados, que responden todos a las normas técnicas vigentes y a los tipos constructivos aprobados y en uso para la construcción de obras de distribución eléctrica en Perú, establecen la cantidad de materiales requeridos para los mismos así como la mano de obra, transporte y equipos necesarios para su montaje.

En el ANEXO J, Costos Estándar de Inversión, Sección J2, Armados, que se adjunta como archivo magnético “ANEXO J2 - Armados.pdf”, se muestra el cómputo de materiales y recursos requeridos para cada uno de los armados relevantes utilizados.

2.3.5.2 Conformación de componentes

La conformación de los costos por km de red y por unidad de subestación definida en el SICODI se ajustó finalmente al resultado de los diseños preliminares de redes y a las tecnologías adaptadas (en particular a los vanos medios adoptados para las redes de BT y MT).

En el ANEXO J, Costos Estándar de Inversión, Sección J3, Armados por Componente, que se adjunta como archivo magnético “ANEXO J3 – Armados por Componente.pdf”, se muestra el cómputo de armados requeridos para cada uno de los componentes relevantes de los costos de inversión utilizados.

2.3.5.3 Costos unitarios

Finalmente, en el ANEXO J, Costos Estándar de Inversión, Sección J4, Costos Unitarios, que se adjunta como archivo magnético “ANEXO J – Costos unitarios.pdf”, se muestra el listado completo de dichos costos.

Los archivos:

Costos estándar - Armados.xls


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Costos estándar - Luminarias AP.xls

Costos estándar - Control AP.xls

Costos estándar - Equipos de seccionamiento.xls

Costos estándar - Redes aéreas BT.xls

Costos estándar - Redes aéreas MT.xls

Costos estándar - SED’s.xls

Costos estándar - Materiales, Recursos y Costos Indirectos.xls

vinculados entre sí e incluidos en el ANEXO J – Costos Estándar de Inversión, contienen toda la información y procesamiento utilizado para llegar a los costos unitarios de inversión utilizados en el estudio.

Los archivos

Prediseño de conductores de BT

Prediseño de conductores de BT

Prediseño de SED’s

vinculados a los anteriores e incluidos en el Anexo Modelo – Cálculos Varios VNR, contienen los cálculos para la optimización técnico económica de las distintas secciones de conductores y de las pérdidas de los transformadores.

2.4 Optimización del SEM

2.4.1 Optimización Red de MT

Se resume en el siguiente cuadro, las características particulares del SEM.

Tensión

Nominal F-F (kV)# SSEE

#

Alimentadores

Long. Real

Total (km)

Long. Real

Monofásica (km)

Long. Real

Bifásica (km)

Long. Real

Trifásica (km)

Potencia Real Max

año 2011 (kW)

Energia Anual Real

año 2011 (MWh)

22.9 2 6 537 169 22 346 2 751 12 029

Características SEM :Cangallo - Llusita

2.4.1.1.1 Metodología de Optimización

Para la determinación de la cantidad de fases óptima de cada alimentador de MT, se generaron diversos escenarios. En cada uno de ellos se realizaron flujos de potencia para distintas composiciones de red monofásica y trifásica. Es decir, se partió desde una red completamente trifásica. Sobre dicha red, se balancearon las cargas en forma óptima y se calculó el costo total compuesto como la suma del costo de las pérdidas más el VNR de la red de MT. Luego se cambiaron las derivaciones de menor carga a monofásicas. Se balancearon las cargas nuevamente y se calculó el costo total. En forma iterativa se fueron cambiando los tramos menos cargados de trifásicos a monofásicos, balanceándose las cargas en cada iteración y calculando los costos totales


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hasta el punto en que la totalidad de la red fuera monofásica.

Se evaluaron todas las combinaciones posibles entre tramos de línea trifásica y tramos de línea monofásicas, junto con las diferentes alternativas de calibres. En cada configuración se colocaron los calibres óptimos (de costo mínimo). En todos los casos, debido a la característica totalmente resistiva de las cargas, se evaluaron conductores con neutro retorno por tierra.

2.4.1.1.2 Generación de Escenarios

Se obtuvo la potencia de cada tramo, a partir de un flujo de potencia sobre la red de MT. Luego se dividió la totalidad de tramos en 12 grupos en función de la potencia de los mismos. A continuación se generaron 12 combinaciones de cantidad de fases (1F, 3F) asignando a cada combinación una cantidad de fases determinada. Se obtuvieron así 12 escenarios.

Para cada uno de los escenarios, se generó un flujo de potencia teniendo en cuenta las cargas monofásicas y por ende los desbalances y caídas de tensión por fase. A su vez para cada uno de los escenarios, se seleccionó el conductor de cada tramo que minimiza el costo total (pérdidas + VNR).

Límites Considerados

Se tuvo especial cuidado de la calidad de producto, teniendo en cuenta los límites admisibles de caídas máximas de tensión. Es de destacar que el límite utilizado de ±7.5%, fue condicionante para la selección de la configuración óptima. Además se asumió que se parte de 1.05 pu de la tensión nominal.

La selección del conductor óptimo está generalmente definido por el costo de las pérdidas más el costo de capital de la línea. Sin embargo, en casos como el SEM seleccionado, es posible que mediante la colocación de un conductor de mayor calibre que aquel seleccionado por la simple suma explicada anteriormente, se minimice el costo total del sistema en conjunto (costo de pérdidas más VNR más multas por calidad de producto) al mantenerse los niveles de tensión dentro de los límites admisibles.

Por lo explicado anteriormente, se generaron sensibilidades adicionales a los 12 escenarios anteriores, para aquellos alimentadores cuyas caídas de tensión excedan la máxima admisible:

Considerar como si la carga del tramo fuera el 100% de la misma (sin cambio).

Considerar como si la carga del tramo fuera el 150% de la misma.

Considerar como si la carga del tramo fuera el 200% de la misma.

Nótese que estos supuestos son simplemente para la selección del conductor, luego el flujo de potencia se realiza con la carga real.

Otro límite que ha sido tenido en cuenta para la selección de la configuración óptima, fue el máximo nivel de corriente de retorno por tierra.

Los límites a la transmisión de potencia de líneas MRT derivan de tres factores principales: problemas de seguridad de las personas y el ganado por tensiones de paso y de contacto excesivas causadas por los retornos por tierra, desequilibrios entre fases en la carga del transformador AT/MT y caídas de


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tensión fuera de límites por la mayor reactancia de las líneas:

Respecto de los problemas de seguridad, se ha adoptado para las corrientes de retorno el límite de 16 A, que se encuentra dentro del rango habitual de corrientes máximas de retorno por tierra en diversos países y a su vez es apenas un ampere superior al utilizado en Perú, según nos indicara el Supervisor VAD de la revisión tarifaria pasada del sector típico SER. Para esa corriente y con las resistencias de puesta a tierra de las subestaciones especificada en la Norma DGE "Bases para el diseño de líneas y redes primarias para electrificación rural" se garantiza la inexistencia de tensiones peligrosas.

Respecto de las caídas de tensión, en este sistema constituyen un problema menor, por estar las cargas de cada alimentador, repartidas en las tres fases y ser además prácticamente resistivas, con lo que la reactancia de la línea pierde importancia.

Se aclara que fueron consideraros los niveles máximos de transmisión de potencia de las líneas MRT. Se presenta para cada escenario considerado, la corriente de retorno por tierra máxima del mismo y el límite máximo (16 amperes). En caso de que el escenario supere dicho máximo, se descarta esa configuración.

Se generaron de esta forma, 12 escenarios para cada uno de los 6 alimentadores del SEM.

2.4.1.1.3 Costos Unitarios y Costo de Pérdidas

Se presenta a continuación, las diferentes alternativas de líneas que han sido tenidas en cuenta.

Líneas monofásicas (MRT):

Rango Int Inf [A] Int Sup [A] Conductor Óptimo R (Ohm) VNR (US$) X (Ohm) mm2

R1 0 4 1x16 mm2 2.57 3 062 0.47 16

R2 4 12 1x25 mm2 1.64 3 111 0.45 25

R3 12 21 1x35 mm2 1.16 3 367 0.44 35

R4 21 36 1x50 mm2 0.81 3 903 0.43 50

R5 36 156 1x70 mm2 0.61 4 768 0.41 70

Líneas trifásicas:

Rango Int Inf [A] Int Sup [A] Conductor Óptimo R (Ohm) VNR (US$) X (Ohm) mm2

No utilizado No utilizado 3x12 mm2 3.40 2 838.64 0.50 12


R1 0 13 3x25 mm2 1.64 5 913.84 0.47 25

R2 13 20 3x35 mm2 1.16 6 730.47 0.45 35



R3 20 194 3x95 mm2 0.43 9 764.28 0.49 95

No utilizado No utilizado

Para determinar el costo total de pérdidas, se calculó el valor presente de las mismas asumiendo que la demanda crecerá a una tasa de 4.7% durante el periodo tarifario 2013-2017 y luego demanda constante para los restantes 25


Página 46

años. La tasa de descuento utilizada fue de 12%, determinada así en la normativa peruana.

2.4.1.1.4 Análisis de la configuración Óptima de MT

Se analizaron los resultados de los 12 escenarios de configuración de red de MT para cada alimentador.

Se observa que, desde el punto de vista estricto del costo de las pérdidas más el VNR de la red de MT, lo más conveniente es que la red sea monofásica para cuando en los tramos fluye una intensidad inferior a los 13 amperes.

Sin embargo y debido a las grandes caídas de tensión de la misma y las excesivas corrientes de retorno por tierra, el análisis del calibre y la cantidad de fases no debe ser solamente eligiendo aquel que minimiza el costo de las pérdidas más el VNR, sino que también debe ser de una sección suficiente como para que los niveles de tensión se mantengan dentro de la norma de calidad de producto y una cantidad de fases que permita obtener las corrientes de retorno por tierra dentro de los límites aceptables.

A continuación, se presentan los resultados para los diferentes 6 alimentadores que componen el SEM.

Alimentador A4023

Se presentan a continuación los resultados de la optimización de este alimentador.

Cantidad de fases:

384 0.94

432.76059 0.94

Configuración Óptima Configuración Real

40

50

60

70

80

30 40 50 60 70 80

km

km

Cangallo SEDsA4023 - Trifásico A4023 - MonofásicoA4023 - Bifásico


Página 47

Tensión FN 13.2 kV

Longitud Total 71.48 km

Long MonF 54.11 km

Long TriF 17.38 km

Long BiF - km

Potencia Demanda 406.42 kW

Pérdida Potencia 9.72 kW

Energia Demanda 458.02 MWh

Pérdida Energía 10.96 MWh

FC Alimentador 0.13 #

VNR Total 270 (Miles US$)

CT Pérd. Prox. 30 A 8.8 (Miles US$)

Costo Total 279 (Miles US$)

Int. Tierra Max 14 A

Caida Tensión Maxima 0.0%

Como se observa, se ha respetado el trazado real del alimentador. Sin embargo, se ha colocado mayor cantidad de tramos monofásicos con respecto a lo real. La potencia máxima de este alimentador es muy baja y el nivel de tensión muy alto, por lo cual la intensidad es suficientemente baja, permitiendo la utilización de líneas monofásicas.

En el siguiente cuadro, se presentan los 5 mejores escenarios que cumplen con las caídas de tensión máximas admisibles y las intensidades retorno por tierra inferiores al umbral máximo.

5 Mejores Escenarios

0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50

100

150

200

250

300

350

400

9 7 6 5 4

Am

pe

res

Co

sto

To

tal (

Mil

es

USD

)

VNR Total (Miles US$) Costo Tot. Pérd. Ene. Prox. 30 A (M US$)

Costo Total (Miles US$) Intensidad x Tierra Max (A)

Límite Max Retorno por Tierra (A)

0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

-

10

20

30

40

50

60

70

80

9 7 6 5 4

% C

aíd

a d

e T

en

sió

n

Pro

po

rció

n M

ono

/Bi/

Tri

1F 2F 3F Max Caida Tensión (%) Max Caida Tensión Adm (%)

Debido a que el nivel de tensión es de 22.9 kV, que se parte desde la SSEE de 1.05 p.u. de dicha tensión y a la bajísima carga del alimentador, la caida de tensión máxima con respecto a la nominal es nula.

El escenario que resultó óptimo es el número 9.

Alimentador A4020


Cantidad de fases:


Página 48

491 0.95

1372.858 0.95


40

50

60

30 40 50 60 70

km

km

Cangallo SEDs

A4020 - Trifásico A4020 - Monofásico

A4020 - Bifásico

Tensión FN 13.2 kV


Long MonF 125.75 km

Long TriF 19.44 km

Long BiF - km



Energia Demanda 1 451.15 MWh








A igual que para el alimentador A4023, se aumenta la proporción de tramos monofásicos con respecto a lo real dada la baja carga de este alimentador.



0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

7 6 5 4 3

Am

pe

res

Co

sto

To

tal (

Mil

es

USD

)




0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

-

20

40

60

80

100

120

140

160

7 6 5 4 3

Caí

da

Máx

de

Te

nsi

ón

Pro

po

rció

n M

ono

/Bi/

Tri



Página 49


Alimentador A4019


Cantidad de fases:

402 0.92

1 304 0.92


10

20

30

40

50

60

60 70 80 90 100 110 120

km

kmCangallo SEDs


Tensión FN 13.2 kV


Long MonF 83.09 km

Long TriF 26.63 km

Long BiF - km











A igual que para el alimentador A4023 y A4020, se aumenta la proporción de tramos monofásicos con respecto a lo real dada la baja carga de este alimentador.



Página 50


0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

7 6 5 4 3

Am

pe

res

Co

sto

To

tal (

Mil

es

USD

)




0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

7 6 5 4 3

Caí

da

Máx

de

Te

nsi

ón

Pro

po

rció

n M

ono

/Bi/

Tri



Alimentador A4021


Cantidad de fases:


0

10

20

30

40

30 40 50 60 70

km

km

Llusita SEDsA4021 - Trifásico A4021 - MonofásicoA4021 - Bifásico


Página 51

Tensión FN 13.2 kV


Long MonF 75.38 km

Long TriF 33.67 km

Long BiF - km









Int. Tierra Max 9 A


Para este alimentador y dada su bajísima carga, conviene que sea integramente monofásico. Sin embargo, al sumar las intensidades retorno por tierra de los demás alimentadores y considerando que colocar en parte de la troncal tramos trifásicos, no incrementa significativamente los costos, se optó por el escenario 5 en vez del 10 (ver siguiente cuadro).



0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

10 8 7 6 5

Am

pe

res

Co

sto

To

tal (

Mil

es

USD

)




0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

-

20

40

60

80

100

120

10 8 7 6 5

Caí

da

Máx

de

Te

nsi

ón

Pro

po

rció

n M

ono

/Bi/

Tri



Alimentador A4014


Cantidad de fases:


Página 52


0

10

20

30

40

60 70 80 90 100

km

km

Llusita SEDsA4014 - Trifásico A4014 - MonofásicoA4014 - Bifásico

Tensión FN 13.2 kV


Long MonF 15.71 km

Long TriF 48.45 km

Long BiF - km

Potencia Demanda 1 472.85 kW








Int. Tierra Max 5 A


En este alimentador y en su extremo, se encuentra el cliente Catalina Huanca. Su carga es muy alta por lo cual la configuración óptima resultó ser trifásica y con un conductor de sección superior al existente.

Para este alimentador, la única configuración válida fue tramos trifásicos salvo una muy pequeña cantidad de derivaciones monofásicas. El análisis de escenarios arrojó costo de multa para otro tipo de configuración.

Alimentador A4015 - Línea Cangallo Llusita

El alimentador A4015, se dividió en dos partes, por un lado el conjunto de tramos que une Cangallo con Llusita a lo cual se le llamó Línea Cangallo Llusita y por otro lado las derivaciones de dicha línea. Se presentan a continuación los resultados de la optimización de la línea Cangallo - Llusita.

Cantidad de fases:


Página 53

2093

3 010


30

40

50

60 70 80

km

km

Cangallo - Llusita SEDsLinea CangLlu - Trifásico LineaCangLlu - MonofásicoLineaCangLlu - Bifásico

Tensión FN 13.2 kV


Long MonF - km

Long TriF 16.63 km

Long BiF - km

Potencia Demanda 2 088.88 kW


Energia Demanda - MWh






Int. Tierra Max 6 A


Para esta línea no se evaluó ningún escenario. Se optó por una configuración trifásica y se escogió el calibre que minimiza las pérdidas más VNR.

Derivaciones del alimentador A4015


Cantidad de fases:


Página 54


30

40

50

60 70 80

km

km

Cangallo - Llusita SEDs


A4015 - Bifásico

Tensión FN 13.2 kV


Long MonF 20.44 km

Long TriF 0.43 km

Long BiF - km









Int. Tierra Max 9 A


Como puede observarse, las derivaciones tanto reales como óptimas son prácticamente todas monofásicas.



0

2

4

6

8

10

12

14

16

0

50

100

150

200

250

5 4 1 3 2

Am

pe

res

Co

sto

To

tal (

Mil

es

USD

)




0%

1%

2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

5 4 1 3 2

Caí

da

Máx

de

Te

nsi

ón

Pro

po

rció

n M

ono

/Bi/

Tri



Página 55


En el siguiente cuadro, se presenta un resumen de los resultados.

Resumen de Resultados

SEMPotencia

Max (kW)

Energia

Anual

(MWh)

Pérdida

Total de

Potencia

(kW)

Pérdida

Total de

Potencia

(%)

Pérdida

Total de

Energía

(MWh)

Pérdida

Total de

Energía (%)

Costo Tot.

Pérd. Ene.

Prox. 30 A (M

US$)

VNR

Total (M

US$)

Max Caida

Tensión

(%)

Max Caida

Tensión

Adm. (%)

Max

Retorno x

Tierra (A)

Cangallo - Llusita 2 902 11 960 149.9 5.2% 484.9 4.1% 389.08 2 371 1.4% 7.5% 14

Resumen Resultados Tramos de MT (año 2011) Cangallo - Llusita

En el siguiente cuadro, se muestran las longitudes del escenario óptimo.

Real/O

ptimo

Long MonF

(km)

Long TriF

(km)

Long BiF

(km)

MonF /

Ltot

Optimo 374.5 162.6 - 69.7%

Real 169.3 345.8 22.0 31.5%

Longitudes Optimas

Se obtuvo como resultado óptimo, que la longitud monofásica sobre el total de la red es del 69.7%, mientras que para la red real este porcentaje es del 31.5%.

La alternativa de mayor proporción de red monofásica, no genera reducción de costos, puesto que provoca fuertes incrementos en las pérdidas de energía o incremento en la intensidad retorno por tierra. Prácticamente, se reemplazan algunos tramos trifásicos de la red real por tramos monofásicos.

2.4.1.1.5 Cálculo de las Pérdidas de Energía y Potencia

El cálculo de las pérdidas de energía, constituye una parte fundamental dentro de la selección del VNR óptimo. La selección del conductor y la cantidad de fases de cada tramo, responde a haber calculado previamente los costos por pérdidas de energía de cada alternativa evaluada.

Las pérdidas de energía y potencia en la red de MT, pueden dividirse en dos grupos: las pérdidas óhmicas en los conductores y las pérdidas por corrientes de fuga en los aisladores, donde éstas últimas son las más pequeñas.

8. Pérdidas en Conductores de MT

Para calcular las pérdidas de energía y tal cual se ha mencionado previamente, fue necesario realizar flujos de potencia sobre la red estudiada. A partir de los resultados de los flujos de potencia, se obtuvo para cada tramo la potencia máxima del año base. Con dicha potencia para cada tramo, fue posible identificar el conductor que hace mínima la suma del VNR de la línea más el valor presente de las pérdidas para los próximos 30 años (asumiendo que la demanda solo crece durante el periodo tarifario).

Posteriormente, se procedió a calcular la pérdida de energía de cada tramo. Para ello se calculó primero la pérdida de potencia mediante la fórmula: Pérdida Potencia (W) = Intensidad(A)² x Resistencia (Ohm/km) x Longitud (km). Dónde la intensidad surge del flujo de potencia, la resistencia se obtiene del conductor previamente elegido y la longitud, del trazado óptimo del


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alimentador. La pérdida de energía surge de la siguiente fórmula: Pérdida Energía (Wh) = Pérdida de Potencia (W) x Factor de Carga de Pérdidas (%) x 8760 (h). Dónde el Factor de Carga de las Pérdidas es equivalente a la Pérdida de Potencia media sobre la Pérdida Máxima de Potencia y se obtiene en forma empírica a partir de la siguiente fórmula: FCP = (K) x Factor Carga² + (1-K) x FC, donde K, según las normas técnicas SER debe ser 0.85.

Se entregará el modelo "Optimización SEM Sector Tipico 5.xlsb", donde se encuentran los cálculos relativos a la MT en las hojas "A4014","A4015","A4019","A4020","A4021","A4023" y "MallaCangLlu", relativos a los 6 alimentadores del SEM y diferenciando para el alimentador A4015 lo que es la línea que une Cangallo con Llusita del resto de tramos de ese alimentador.

9. Factores de Carga y Pérdidas utilizados

En el siguiente cuadro, se presenta el balance de energía y potencia, real y óptimo en MT junto con los factores de carga y factores de pérdidas utilizados.

Energía Potencia Energía Potencia

kWh kW kWh kW % % %

Ingreso MT 12 038 459 2 751 11 664 741 2 719 49.0%

Pérdidas MT 782 419 236 669 586 203 37.6%

Cargas MT 6 097 380 1 406 6 097 380 1 406 49.5%

Cargas SEDs 4 638 660 869 4 377 774 869 57.5% 36.7% 48.4%

Cargas SER 520 000 240 520 000 240 24.7%

Factor

Coin

Balance de Energía y Potencia MT (año 2011)

Factor

Pérdidas

Real Óptimo Factor

Carga

Nótese que la potencia máxima coincidental en el SEM más el SER fue de 2751 kW (año 2011). Sin embargo, la suma de las potencias máximas para cada alimentador supera dicha máxima coincidental. Para realizar los flujos de potencia sobre cada alimentador, se utilizaron sus respectivas potencias máximas. Las mismas fueron extraídas de las lecturas horarias en cabeza de alimentador de cada uno de ellos.

10. Pérdidas en Aisladores de MT

No se disponen de ensayos en los aisladores de MT de 22.9kV para calcular las pérdidas por corrientes de fuga en los mismos. Sin embargo, se extrapolaron las pérdidas de éstos a partir de los ensayos realizados en niveles de tensión superiores.

La pérdida en un aislador, surge de la fórmula:

La resistencia de fuga de la cadena de aisladores está en función de la humedad relativa ambiente (48%: media anual del SEM), de la distancia de fuga (característica del aislador), de la polución del aire y de la tensión. En el gráfico siguiente se muestra en puntos azules, los resultados experimentales de “resistencia de fuga”. Mediante el uso de una función potencial, se calculan


Página 57

las resistencias de fuga para aisladores de 22.9kV.

y = 578.85x0.4961

R² = 0.9979

0

2000

4000

6000

8000

10000

0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

10

0

11

0

12

0

13

0

14

0

15

0

16

0

17

0

18

0

19

0

20

0

21

0

22

0

23

0

24

0

25

0

Re

sist

en

cia

de

Fu

ga (

kOh

m)

Nivel de Tensión (kV)Resistencia de Fuga en función de la Tensión/Aislador

Resistencia de Fuga en función de la Tensión/Aislador Extrapol

En forma análoga se realiza la extrapolación de las corrientes de fuga.

y = 0.0017x0.5039

R² = 0.998

0.00

0.01

0.01

0.02

0.02

0.03

0.03

0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

10

0

11

0

12

0

13

0

14

0

15

0

16

0

17

0

18

0

19

0

20

0

21

0

22

0

23

0

24

0

25

0

Co

rrie

nte

de

Fu

ga (

A/1

00

0)

Nivel de Tensión (kV)Corriente de Fuga en función de la tensión/aislador

Corriente de fuga en función de la tensión/aislador extrapol

Finalmente se pueden calcular las pérdidas en el aislador de 34.5 kV y de 22.9kV a partir de la siguiente fórmula:

A continuación se muestra el gráfico de pérdidas versus nivel de tensión:

y = 0.0017x1.5039

R² = 0.9998

-

1

2

3

4

5

6

7

0 10

20

30

40

50

60

70

80

90

10

0

11

0

12

0

13

0

14

0

15

0

16

0

17

0

18

0

19

0

20

0

21

0

22

0

23

0

24

0

25

0

Pé

rdid

as (

W)

Nivel de Tensión kV

Pérdidas en función de la tensión/aislador

Pérdidas en función de la tensión/aislador extrapol

Los resultados se sintetizan en la siguiente tabla:


Página 58

NT (kV) Pérdida (W) I fuga (A/1000) R (kOhm)

22.9 0.19 0.008 2 781

34.5 0.35 0.010 3 408

69.0 1.00 0.014 4 761

138.0 2.90 0.021 6 567

230.0 6.10 0.027 8 672

Experimentales

Extrapolados

Cálculo de las Pérdidas en Aisladores x Aislador

Se utilizaron los resultados de pérdidas de la tabla anterior para los aisladores de 22.9kV del SEM analizado.

En la siguiente tabla, se muestran los resultados del cálculo.

Cantidad de Fases Longitud (km)Cantidad de

Aisladores

Total Pérdidas

Potencia (kW)

Total Pérdidas

Energía (kWh)

1 374 1 498 0.28 2 475

3 163 1 952 0.37 3 224

Total 537 3 449 0.65 5 698

Cálculo de las Pérdidas Aisladores SEM (año 2013)

Como conclusión, si bien las pérdidas en aisladores son muy pequeñas, dada la gran extensión de red de MT relativa a la demanda atendida del SEM, las mismas son significativas para el mismo:

Item Ingresada MT Perdida %

Energía (kWh) 12 302 017 5 698 0.046%

Potencia (kW) 2 917 0.651 0.022%

Aisladores (año 2013)

Dentro del modelo "Optimización SEM Sector Tipico 5.xlsb", se encuentran los cálculos relativos a la MT en la hoja "Pérdidas en Aisladores", tabla tramos de MT. Se adjunta también, el documento "Pérdidas en Aisladores.pdf", el cual contiene los resultados experimentales de pérdidas en aisladores que se utilizaron en el presente estudio.

2.4.1.1.6 Proyecciones de Energía y Potencia

El siguiente cuadro muestra las proyecciones de energía y potencia del modelo 2013 - 2017 del SEM analizado.

2013 2014 2015 2016 2017 Promedio

12 302 12 906 13 542 14 211 14 915 13 575

4 791 5 014 5 247 5 492 5 748 5 258

2013 2014 2015 2016 2017 Promedio

2.917 3.064 3.219 3.383 3.556 3.228

1.079 1.131 1.186 1.243 1.304 1.189

Energia ingresada a cada nivel (MWh)

Modelo

Potencia simultánea en cada nivel (MW)

MT

BT

MT

BT

Modelo

Tanto la proyección de Energía como la de Potencia, se realizaron utilizando la misma tasa de crecimiento de la demanda de: 4.7%

Los porcentajes de pérdidas de Energía y Potencia obtenidos para cada año del periodo 20013 - 2017 fueron los siguientes:


Página 59

2013 2014 2015 2016 2017 Promedio

4.737% 4.949% 5.171% 5.402% 5.642% 5.202%

4.566% 4.518% 4.477% 4.442% 4.412% 4.479%

2013 2014 2015 2016 2017 Promedio

6.176% 6.445% 6.724% 7.014% 7.315% 6.763%

5.497% 5.615% 5.742% 5.878% 6.024% 5.764%

MT

BT

Modelo

Modelo

MT

BT

Pérdida de Potencia % s/ Potencia simultánea en cada nivel

Pérdida de Energia % s/ energía ingresada a cada nivel

2.4.2 Optimización Transformación MT/BT y Tramos BT

Para realizar la optimización de las redes de BT, se contó con la información proveniente del VNR GIS de Electro Centro, información de la base de facturación del total de clientes del SEM e información de una campaña de caracterización de cargas del año 2009.

La optimización respetó la cantidad de SEDs reales y el trazado real de cada red de BT. Esto se debe a que en el SEM seleccionado, las cargas de BT no se encuentran en dameros sino a costado de caminos cuya traza es irregular y por ende no optimizable. Se optimizaron la cantidad de fases de la red de BT, de la transformación MT/BT y cantidad de fases de MT en forma conjunta, buscando siempre aquella combinación que minimice el costo total de los tres segmentos de red.

La optimización se realizó mediante un flujo de potencia sobre cada una de las redes del SEM. A partir de los resultados del mismo, se obtuvo la potencia para cada tramo. Posteriormente, con dicha potencia se estimó el calibre que minimiza el costo total de pérdidas más VNR del conductor.

Al igual que para la MT, la caída de tensión en algunos casos fue condicionante para la selección de la configuración óptima.

Los tipos de redes que se evaluaron fueron monofásicas, bifásicas 440/220 V y trifásicas 380/220. La ventaja que tienen las redes monofásicas y bifásicas sobre las trifásicas de BT es que permiten que la red de MT sea monofásica. Ventaja que saca de todo análisis a las redes trifásicas ya que las derivaciones de MT son muy extensas y debido a la bajísima carga conviene que las mismas sean monofásicas (no así parte de la troncal, que como ya se analizó en el punto de MT, conviene que sea trifásica por los límites en las corrientes máximas de retorno por tierra).

Para la optimización de las SED se consideraron las siguientes alternativas.

kVACantidad de

FasesTension Secundario F-N Tension Primario F-F Pérdida en Fe [W] Pérdida en Cu [W] VNR

3 1 220 ó 440/220 22900/√3 37 101 2175

5 1 220 ó 440/220 22900/√3 41 116 2448

10 1 220 ó 440/220 22900/√3 51 154 2656

15 1 220 ó 440/220 22900/√3 62 192 3014

25 1 220 ó 440/220 22900/√3 82 267 4049

37.5 1 220 ó 440/220 22900/√3 107 361 4726

37.5 3 380/220 22900.0 168 533 4955

50 3 380/220 22900.0 201 635 6188

75 3 380/220 22900.0 266 839 6384

100 3 380/220 22900.0 332 1044 9883

Subestaciones de Distribución Utilizadas


Página 60

La optimización consistió en primera instancia, en calcular la demanda máxima de cada red para el último año del periodo tarifario. Luego se buscó directamente la SED más chica pero siempre superior a la demanda previamente calculada.

Los calibres se optimizaron minimizando el costo total de pérdidas más el VNR de los tramos de BT, dónde el costo total de pérdidas es calculado a partir del Valor Presente del costo de pérdidas de los próximos 30 años, tal cual es explicado en el punto "Costos Unitarios y Costo de Pérdidas" que se presenta más adelante.

2.4.2.1.1 Costos Unitarios y Costo de Pérdidas

Se presenta a continuación las diferentes alternativas de líneas.

Líneas Autoportantes Monofásicas:

Rango Int Inf [A] Int Sup [A] Conductor

Óptimo R (Ohm) VNR (US$) R N (Ohm) VNR AP (US$) X (Ohm) mm2

No utilizado No utilizado 1x10 mm2 3.27 9 840.10 1.48 0.1 10

R1 - 13 1x16 mm2 2.05 10 042.19 1.48 0.09 16


R2 13 22 1x35 mm2 0.93 10 682.14 1.48 0.08 35


R3 22 25 1x70 mm2 0.48 12 099.94 1.04 0.08 70

R4 25 158 1x95 mm2 0.35 13 042.37 0.72 0.08 95

Líneas Autoportantes Bifásicas:


Óptimo R (Ohm) VNR (US$) R N (Ohm) VNR AP (US$) X (Ohm) mm2

No utilizado No utilizado 2x10 mm2 3.27 10 311 1.48 0.1 10

R1 - 12 2x16 mm2 2.05 10 625 1.48 0.10 16

R2 12 17 2x25 mm2 1.29 11 060 1.48 0.10 25

R3 17 30 2x35 mm2 0.93 11 619 1.48 0.09 35

R4 30 32 2x50 mm2 0.48 14 182 1.48 0.09 50

R5 32 47 2x70 mm2 0.42 15 287 1.04 0.09 70

R6 47 158 2x95 mm2 0.35 16 632 0.72 0.08 95

R7 No utilizado No utilizado 2x10CU mm2 1.83 10 625 1.15 0.10 10

R8 No utilizado No utilizado 2x16CS mm2 1.15 11 060 1.15 0.10 16



Líneas Autoportantes Trifásicas:


Página 61


Óptimo R (Ohm) VNR (US$) R N (Ohm)

VNR AP

(US$) X (Ohm) mm2


R1 - 8 3x16 mm2 2.05 11 207 1.48 0.10 16

R2 8 15 3x25 mm2 1.29 11 775 1.48 0.10 25

R3 15 32 3x35 mm2 0.93 12 555 1.48 0.09 35

R4 32 49 3x50 mm2 0.48 17 075 1.48 0.09 50


R5 49 158 3x95 mm2 0.35 20 221 0.72 0.08 95

No utilizado No utilizado 3x10CU mm2 1.83 11 207 1.15 0.10 10

No utilizado No utilizado 3x16CS mm2 1.15 11 775 1.15 0.10 16



No utilizado No utilizado 3x35CS mm2 0.52 17 075 1.15 0.10 35


No utilizado No utilizado 3x35NY mm2 0.52 17 075 1.15 0.10 35

No utilizado No utilizado 4x35NY mm2 0.52 17 075 1.15 0.10 35

Los cuadros anteriores son producto de una optimización previa. Dónde "I Inf[A]" e "I Sup[A]", constituyen los límites óptimos de intensidad entre los cuales es óptima la utilización de dicho conductor. Dónde dice "No Utilizado", es porque dicho conductor no forma parte de la envolvente óptima de costos, es decir, existen conductores de menor calibre y/o de mayor calibre que para cualquier intensidad tienen costos totales (pérdidas más VNR) menores.

Para determinar el costo total de pérdidas, al igual que para la MT, se calculó el valor presente de las mismas asumiendo que la demanda crecerá a una tasa de 4.7% durante el periodo tarifario 2013-2017 y luego demanda constante para los restantes 25 años. La tasa de descuento utilizada fue de 12%, determinada así en la normativa peruana.

2.4.2.1.2 Resultados Optimización Transformación MT/BT y Tramos BT

Del total de 185 SED, se identificaron 9 que están asociadas a un cliente de MT. Por lo cual se optimizaron 176 SED solamente asumiendo que esas 9 SEDs no forman parte del activo de la distribuidora.

Se presenta a continuación el resumen de los resultados de la optimización de las 176 redes de BT del SEM Cangallo Llusita, separado en grupos de acuerdo a los alimentadores de MT a los cuales pertenecen.

Total

Seds

Cant

Clientes

SED

Cant.

Lamp.

Real

Cant.

Lamp.

Optimas

Cantidad

SEDs

Tipo de

Red

Optima

kVA

SED

Real

kVA

SED

Optimo

Potencia

Real (kW)

Potencia

Optima

(kW)

FU

Real

%

FU

Óptimo

%

Pérdida

Potencia

Total Real

(kW)

Pérdida

Potencia

Total Óptima

(kW)

Energía

Real (kWh)

Energía

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real %

Pérdida

Energia

Óptima %

VNR (US$)

T/TN

Min

(%)

A4023 590 45 89 18 varias 348 166 92.99 94.75 27% 57% 2.70 2.59 237 864 251 471 12 496 9 689 5.3% 3.9% 243 166 84%

A4020 2712 369 407 61 varias 1799 589 394.22 384.10 22% 65% 14.86 12.58 1 050 720 1 024 298 68 921 38 831 6.6% 3.8% 917 967 31%

A4019 1686 317 254 20 varias 985 373 265.05 251.46 27% 67% 7.91 6.31 713 114 665 617 35 485 18 498 5.0% 2.8% 357 120 42%

A4021 1949 402 295 29 varias 1100 457 323.54 299.38 29% 66% 9.85 8.56 878 939 790 555 41 448 24 352 4.7% 3.1% 531 158 64%

A4014 2624 543 399 33 varias 1643 574 410.17 378.31 25% 66% 15.34 10.80 1 118 364 1 003 905 65 338 29 903 5.8% 3.0% 632 676 57%

A4015 1280 318 194 15 varias 763 356.5 251.68 233.62 33% 66% 6.90 6.38 680 034 609 167 29 348 18 493 4.3% 3.0% 317 443 6%

Total 10 841 1 994 1 638 176 6637 2515.5 1 737.6 1 641.6 26% 65% 57.55 47.22 4 679 036 4 345 013 253 037 139 766 5.4% 3.2% 2 999 532 6%

SED

Longitud

Óptima y

Real Total

(m)

AP

Óptimo

(km)

1x1

6 m

m2

1x2

5 m

m2

1x3

5 m

m2

1x5

0 m

m2

1x7

0 m

m2

1x9

5 m

m2

2x1

6 m

m2

2x2

5 m

m2

2x3

5 m

m2

2x5

0 m

m2

2x7

0 m

m2

2x9

5 m

m2 Pérdida

Potencia

Óptima BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real SED

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima

SED (kW)

Pérdida

Energia

Óptima BT

(kWh)

Pérdida

Energia

Real BT

(kWh)

Pérdida

Energia Real

SED (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

SED (kWh)

Pérdida

Potencia

Óptima Fe

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima Cu

(kW)

Pérdida

Energia

Fe (kWh)

Pérdida

Energia

Cu (kWh)

SAIFI

(BT)

SAIDI

(BT)

SAIFI

(Anual)

SAIDI

(Anual)

A4023 18 410 7 263 1 - - - - - 18 117 292 - - - - 0.59 0.97 1.31 1.81 613 948.71 8 202 8 811 0.90 0.92 7 850 960.25 0.32 0.60 falta falta

A4020 70 834 31 742 - - - - - - 67 695 1 213 1 635 10 207 73 4.77 6.07 6.84 6.94 5 467 6 948.42 46 472 32 233 3.22 3.71 28 247 3 986.14 0.32 0.60 falta falta

A4019 27 076 21 576 2 - - - - - 25 212 949 607 88 119 98 2.83 3.37 3.32 3.47 3 282 4 138.36 21 607 15 101 1.48 1.99 12 937 2 163.26 0.30 0.58 falta falta

A4021 41 217 27 892 1 - - - - - 39 306 708 910 87 203 3 3.12 4.07 4.37 4.43 3 614 4 941.97 25 281 19 650 1.94 2.49 16 969 2 681.08 0.35 0.65 falta falta

A4014 49 138 38 345 - - - - - - 47 095 771 845 7 193 227 3.61 6.98 6.46 5.39 4 395 9 072.79 41 117 23 666 2.32 3.07 20 360 3 305.69 0.33 0.63 falta falta

A4015 24 408 16 254 2 - - - - - 22 235 355 1 081 126 444 165 3.05 2.94 3.03 3.31 3 681 4 659.72 17 293 14 722 1.45 1.85 12 741 1 981.01 0.37 0.68 falta falta

Total 231 082 143 074 6 - - - - - ####### 4 288 5 078 318 1 166 565 17.97 24.40 25.32 25.34 21 052 30 710 159 972 114 183 11.31 14.03 99 105 15 077 0.33 0.62


Página 62

En los siguientes puntos, se presenta el detalle de la optimización para cada uno de los alimentadores.

SEDs del Alimentador A4023

Seds

Cant

Clientes

SED

Cant.

Lamp.

Real

Cant.

Lamp.

Optimas

Tipo Red

Real

Tipo de Red

Optima

kVA

SED

Real

kVA SED

Optimo

Potencia

Real (kW)

Potencia

Optima

(kW)

FU

Real

%

FU

Óptimo

%

Pérdida

Potencia Total

Real (kW)

Pérdida

Potencia Total

Óptima (kW)

Energía

Real

(kWh)

Energía

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real %

Pérdida

Energia

Óptima %

VNR

(US$)

T/TN

Min

(%)

E400704 83 8 13 Monofásica Bifásica 25 5 3.6 3.8 14% 76% 0.11 0.12 10 606 12 211 748 481 7.1% 3.9% 27 161 99%








E400713 1 0 - Monofásica Bifásica 10 10 7.0 6.9 70% 69% 0.24 0.27 16 781 16 737 623 654 3.7% 3.9% 12 803 93%



E400716 1 1 - Monofásica Bifásica 10 1.5 1.3 1.3 13% 85% 0.06 0.09 3 684 3 197 455 360 12.4% 11.3% 13 308 100%




E400721 3 0 - Monofásica Monofásica 10 1.5 0.7 0.7 7% 45% 0.05 0.05 1 971 1 846 451 320 22.9% 17.3% 1 910 100%



18 590 45 89 348 166 93.0 94.7 27% 57% 2.70 2.59 237 864 251 471 12 496 9 689 5.3% 3.9% 243 166 84%

SED

Longitud

Óptima y

Real Total

(m)

AP

Óptimo

(km)

1x1

6 m

m2

1x2

5 m

m2

1x3

5 m

m2

1x5

0 m

m2

1x7

0 m

m2

1x9

5 m

m2

2x1

6 m

m2

2x2

5 m

m2

2x3

5 m

m2

2x5

0 m

m2

2x7

0 m

m2

2x9

5 m

m2 Pérdida

Potencia

Óptima BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real SED

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima

SED (kW)

Pérdida

Energia

Óptima BT

(kWh)

Pérdida

Energia

Real BT

(kWh)

Pérdida

Energia

Real SED

(kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

SED (kWh)

2310.064

029

2310.064

0292

2310.06

40293

2310.064

0294

2310.0

64029

5

2310.0

64029

6

2310.0

640297

2310.06

40298

E400704 2 326 1 382 - - - - - - ### - - - - - 0.01 0.01 0.03 0.10 21 20 249 454 0.04 0.06 361 93 0.47 0.84 Falta Falta

E400705 1 1 - - - - - - 1 - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.08 0 2 511 478 0.05 0.02 450 28 0.18 0.40 Falta Falta

E400706 1 402 1 402 - - - - - - ### - - - - - 0.07 0.10 0.03 0.14 75 90 18 634 0.06 0.08 539 95 0.36 0.66 Falta Falta

E400707 864 864 - - - - - - ### 82 - - - - 0.07 0.12 0.03 0.12 82 122 (57) 606 0.06 0.05 539 67 0.29 0.56 Falta Falta

E400708 1 450 1 170 - - - - - - ### - - - - - 0.01 0.02 0.04 0.08 15 17 321 492 0.05 0.03 450 42 0.36 0.67 Falta Falta

E400709 1 383 1 382 - - - - - - ### - - - - - 0.02 0.02 0.02 0.08 23 22 68 494 0.05 0.03 450 44 0.35 0.66 Falta Falta

E400710 1 247 638 - - - - - - ### - - - - - 0.02 0.03 0.07 0.09 23 36 284 493 0.05 0.04 450 43 0.34 0.63 Falta Falta

E400711 1 493 213 - - - - - - ### ### - - - - 0.14 0.29 0.17 0.15 132 268 611 778 0.08 0.07 717 61 0.37 0.68 Falta Falta

E400713 954 - - - - - - - ### 30 - - - - 0.07 0.12 0.12 0.12 65 111 512 515 0.05 0.07 450 65 0.42 0.76 Falta Falta

E400714 1 162 - - - - - - - ### - - - - - 0.01 0.01 0.09 0.09 13 14 715 409 0.04 0.05 361 48 0.28 0.55 Falta Falta

E400715 1 197 - - - - - - - ### - - - - - 0.05 0.07 0.09 0.11 46 69 722 426 0.04 0.07 361 65 0.48 0.85 Falta Falta

E400716 1 074 - - - - - - - ### - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.09 2 3 452 350 0.03 0.06 299 52 0.31 0.60 Falta Falta

E400717 1 121 106 - - - - - - ### - - - - - 0.07 0.11 0.14 0.18 77 117 754 645 0.06 0.11 539 107 0.27 0.54 Falta Falta

E400718 638 - - - - - - - ### - - - - - 0.01 0.01 0.09 0.08 7 10 718 474 0.05 0.03 450 24 0.23 0.48 Falta Falta

E400719 897 106 - - - - - - ### - - - - - 0.00 0.00 0.08 0.09 3 5 701 381 0.04 0.06 325 56 0.29 0.57 Falta Falta

E400721 1 - 1 - - - - - - - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.05 0 0 439 314 0.03 0.02 299 15 0.18 0.40 Falta Falta

E401083 516 - - - - - - - ### - - - - - 0.00 0.01 0.06 0.07 5 7 459 387 0.04 0.03 361 25 0.24 0.50 Falta Falta

E400650 685 - - - - - - - ### - - - - - 0.03 0.04 0.09 0.09 23 35 725 481 0.05 0.03 450 31 0.27 0.53 Falta Falta

Total 18 410 7 263 1 - - - - - ### ### - - - - 0.59 0.97 1.31 1.81 613 949 8 202 8 811 0.90 0.92 7 850 960 0.32 0.60



Página 63

Seds

Cant

Clientes

SED

Cant.

Lamp.

Real

Cant.

Lamp.

Optimas

Tipo Red

Real

Tipo de Red

Optima

kVA

SED

Real

kVA

SED

Optimo

Potencia

Real (kW)

Potencia

Optima

(kW)

FU

Real

%

FU

Óptimo

%

Pérdida

Potencia Total

Real (kW)

Pérdida

Potencia Total

Óptima (kW)

Energía

Real (kWh)

Energía

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real %

Pérdida

Energia

Óptima %

VNR

(US$)

T/TN

Min

(%)

E400359 53 16 8 Monofásica Bifásica 37.5 3 3.27 2.11 9% 70% 0.19 0.09 12 120 7 039 1 513 409 12.5% 5.8% 15 301 100%

E400360 82 26 12 Monofásica Bifásica 50 10 7.50 5.59 15% 56% 0.27 0.12 24 451 16 390 1 907 559 7.8% 3.4% 18 676 98%

E400362 301 56 46 Trifásica Bifásica 100 75 60.41 58.21 60% 78% 1.69 1.96 157 199 150 019 4 584 4 258 2.9% 2.8% 46 019 69%









E400375 21 0 3 Monofásica Bifásica 50 1.5 1.18 1.27 2% 85% 0.20 0.09 4 129 3 892 1 759 379 42.6% 9.7% 7 310 100%

E400433 2 0 - Monofásica Bifásica 37.5 25 14.99 14.89 40% 60% 0.28 0.27 36 914 36 155 1 567 891 4.2% 2.5% 4 064 100%


E400661 4 0 1 Monofásica Bifásica 25 1.5 0.21 0.23 1% 15% 0.08 0.04 1 029 975 717 307 69.7% 31.5% 11 138 100%

E400662 157 6 24 Monofásica Bifásica 25 37.5 23.91 24.56 96% 65% 1.05 0.61 57 851 64 492 1 677 1 458 2.9% 2.3% 25 533 78%














E400678 2 10 - Monofásica Bifásica 25 50 36.09 33.95 144% 68% 2.48 1.65 85 189 80 711 3 047 2 805 3.6% 3.5% 31 365 31%






E400688 1 4 - Monofásica Bifásica 5 1.5 0.65 0.29 13% 19% 0.04 0.04 2 515 916 363 307 14.4% 33.5% 11 923 100%


E400690 26 0 4 Monofásica Bifásica 10 1.5 0.95 1.26 10% 84% 0.06 0.09 2 625 4 072 455 386 17.3% 9.5% 7 738 100%




E400696 213 23 32 Trifásica Bifásica 100 37.5 24.30 24.42 24% 65% 0.61 0.59 64 354 66 020 3 245 1 505 5.0% 2.3% 36 224 88%







E400682 2 3 - Monofásica Bifásica 50 10 6.52 6.17 13% 62% 0.24 0.16 17 451 15 053 1 794 562 10.3% 3.7% 8 859 94%





E401098 1 0 - Monofásica Bifásica 10 1.5 0.26 0.25 3% 17% 0.05 0.04 966 817 450 306 46.6% 37.5% 6 217 100%


E400683 2 10 - Trifásica Bifásica 50 1.5 1.54 0.50 3% 33% 0.20 0.04 6 715 1 420 1 765 313 26.3% 22.0% 20 791 100%



E400684 1 2 - Trifásica Bifásica 50 1.5 1.46 1.17 3% 78% 0.20 0.08 5 141 2 958 1 758 351 34.2% 11.9% 5 632 100%



61 2712 369 407 1799 589 394.2 384.1 22% 65% 14.86 12.58 1 050 720 1 024 298 68 921 38 831 6.6% 3.8% 917 967 31%


Página 64

SED

Longitud

Óptima y

Real Total

(m)

AP

Óptimo

(km)

1x1

6 m

m2

1x2

5 m

m2

1x3

5 m

m2

1x5

0 m

m2

1x7

0 m

m2

1x9

5 m

m2

2x1

6 m

m2

2x2

5 m

m2

2x3

5 m

m2

2x5

0 m

m2

2x7

0 m

m2

2x9

5 m

m2 Pérdida

Potencia

Óptima BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real SED

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima

SED (kW)

Pérdida

Energia

Óptima BT

(kWh)

Pérdida

Energia

Real BT

(kWh)

Pérdida

Energia Real

SED (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

SED (kWh)

Pérdida

Potencia

Óptima Fe

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima Cu

(kW)

Pérdida

Energia

Fe (kWh)

Pérdida

Energia

Cu (kWh)

SAIFI

(BT)

SAIDI

(BT)

SAIFI

(Anual)

SAIDI

(Anual)

E400359 1 235 851 - - - - - - 1 235 - - - - - 0.00 0.01 0.14 0.08 7 37.21 1 172 396 0.04 0.05 325 70.76 0.33 0.63 Falta Falta

E400360 1 508 1 276 - - - - - - 1 508 - - - - - 0.03 0.05 0.16 0.10 46 131.46 1 302 508 0.05 0.05 450 57.82 0.37 0.68 Falta Falta

E400362 3 621 3 621 - - - - - - 2 634 281 612 - 94 - 1.21 1.01 0.46 0.76 1 415 1 318.12 1 512 2 837 0.27 0.49 2 335 502.97 0.48 0.85 Falta Falta

E400363 2 611 2 611 - - - - - - 1 899 237 353 10 112 - 0.93 0.65 0.27 0.47 1 060 726.80 1 359 1 718 0.16 0.31 1 383 334.79 0.40 0.73 Falta Falta

E400365 1 075 1 063 - - - - - - 1 075 - - - - - 0.02 0.02 0.05 0.09 17 19.57 356 494 0.05 0.04 450 44.07 0.31 0.60 Falta Falta

E400366 384 319 - - - - - - 384 - - - - - 0.00 0.00 0.07 0.07 3 3.85 621 391 0.04 0.03 361 30.17 0.23 0.47 Falta Falta

E400367 1 355 1 355 - - - - - - 1 355 - - - - - 0.02 0.02 0.03 0.11 22 26.98 179 527 0.05 0.06 450 77.45 0.35 0.65 Falta Falta

E400368 2 075 2 075 - - - - - - 2 072 3 - - - - 0.12 0.18 0.15 0.16 154 234.25 1 005 802 0.08 0.07 717 85.04 0.44 0.79 Falta Falta

E400369 552 425 - - - - - - 552 - - - - - 0.00 0.01 0.19 0.06 6 29.69 1 619 353 0.04 0.02 325 27.95 0.32 0.61 Falta Falta

E400371 1 312 744 - - - - - - 1 312 - - - - - 0.01 0.02 0.06 0.09 17 32.00 480 424 0.04 0.05 361 62.82 0.34 0.65 Falta Falta

E400374 1 207 638 - - - - - - 1 207 - - - - - 0.01 0.01 0.18 0.10 6 7.88 1 551 426 0.04 0.06 361 64.97 0.33 0.63 Falta Falta

E400375 509 319 - - - - - - 509 - - - - - 0.00 0.00 0.19 0.09 1 1.13 1 641 372 0.03 0.06 299 72.98 0.24 0.50 Falta Falta

E400433 1 - - - - - - - - - - - 1 - 0.00 0.03 0.25 0.17 1 24.97 1 536 802 0.08 0.09 717 85.18 0.18 0.40 Falta Falta

E400659 1 242 1 242 - - - - - - 1 159 84 - - - - 0.11 0.17 (0.04) 0.15 156 173.79 (671) 813 0.08 0.07 717 96.55 0.28 0.56 Falta Falta

E400661 869 106 - - - - - - 869 - - - - - 0.00 0.00 0.08 0.04 0 0.02 699 301 0.03 0.00 299 2.53 0.29 0.56 Falta Falta

E400662 1 944 1 944 - - - - - - 1 708 154 82 - - - 0.35 0.74 0.20 0.26 353 721.43 43 1 099 0.11 0.15 939 159.61 0.42 0.76 Falta Falta

E400663 831 831 - - - - - - 831 - - - - - 0.01 0.01 0.05 0.08 9 9.19 413 410 0.04 0.04 361 49.02 0.25 0.50 Falta Falta

E400664 1 338 425 - - - - - - 1 338 - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.06 2 1.49 555 354 0.04 0.02 325 28.92 0.29 0.57 Falta Falta

E400665 1 008 638 - - - - - - 1 008 - - - - - 0.01 0.02 0.06 0.10 15 20.21 485 428 0.04 0.06 361 67.14 0.31 0.59 Falta Falta

E400667 2 709 - - - - - - - 2 709 - - - - - 0.01 0.03 0.09 0.08 19 43.63 715 394 0.04 0.04 361 33.28 0.52 0.91 Falta Falta

E400668 3 822 - - - - - - - 3 822 - - - - - 0.06 0.07 0.09 0.11 65 93.80 723 420 0.04 0.06 361 58.90 0.37 0.69 Falta Falta

E400669 475 - - - - - - - 475 - - - - - 0.01 0.02 0.07 0.09 14 21.28 465 405 0.04 0.05 361 44.14 0.24 0.49 Falta Falta

E400670 727 - - - - - - - 727 - - - - - 0.02 0.03 0.09 0.10 18 26.61 722 415 0.04 0.06 361 53.95 0.27 0.54 Falta Falta

E400672 778 - - - - - - - 778 - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.07 1 2.10 452 337 0.03 0.04 299 37.69 0.28 0.55 Falta Falta

E400673 377 - - - - - - - 377 - - - - - 0.00 0.01 0.07 0.09 4 6.01 560 375 0.04 0.05 325 49.61 0.23 0.47 Falta Falta

E400674 517 - - - - - - - 517 - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.08 3 5.27 558 345 0.03 0.05 299 45.96 0.31 0.59 Falta Falta

E400675 1 479 - - - - - - - 1 479 - - - - - 0.02 0.02 0.09 0.08 21 19.92 720 396 0.04 0.04 361 34.88 0.55 0.95 Falta Falta

E400676 631 - - - - - - - 631 - - - - - 0.00 0.00 0.04 0.05 0 0.44 363 312 0.03 0.01 299 13.04 0.26 0.52 Falta Falta

E400677 1 657 - - - - - - - 1 657 - - - - - 0.07 0.08 0.11 0.14 75 90.11 741 535 0.05 0.09 450 84.62 0.32 0.61 Falta Falta

E400678 2 288 - - - - - - - 1 491 323 401 - - 73 0.82 1.94 0.54 0.41 803 1 923.57 1 118 1 605 0.16 0.25 1 383 221.19 0.47 0.83 Falta Falta

E400679 673 - - - - - - - 673 - - - - - 0.01 0.01 0.07 0.07 8 12.16 562 388 0.04 0.03 361 26.56 0.26 0.53 Falta Falta

E400680 930 - - - - - - - 930 - - - - - 0.00 0.01 0.07 0.07 5 8.03 559 355 0.04 0.03 325 29.71 0.26 0.52 Falta Falta

E400685 345 - - - - - - - 345 - - - - - 0.00 0.00 0.04 0.05 1 1.50 363 313 0.03 0.02 299 14.12 0.27 0.53 Falta Falta

E400686 1 048 - - - - - - - 1 048 - - - - - 0.00 0.00 0.04 0.07 1 1.14 364 328 0.03 0.03 299 28.79 0.31 0.60 Falta Falta

E400687 736 - - - - - - - 736 - - - - - 0.08 0.08 0.09 0.10 72 70.74 580 498 0.05 0.05 450 48.06 0.27 0.54 Falta Falta

E400688 943 - - - - - - - 943 - - - - - 0.00 0.00 0.04 0.04 0 0.17 362 301 0.03 0.00 299 2.40 0.30 0.58 Falta Falta

E400689 1 043 425 - - - - - - 1 043 - - - - - 0.00 0.01 0.04 0.06 5 5.27 314 357 0.04 0.02 325 31.41 0.31 0.60 Falta Falta

E400690 549 425 - - - - - - 549 - - - - - 0.00 0.00 0.04 0.09 2 1.84 307 378 0.03 0.05 299 78.73 0.25 0.50 Falta Falta

E400691 1 500 - - - - - - - 1 500 - - - - - 0.02 0.02 0.09 0.10 20 26.35 723 413 0.04 0.06 361 52.41 0.37 0.68 Falta Falta

E400693 621 213 - - - - - - 621 - - - - - 0.01 0.01 0.05 0.08 7 10.14 392 372 0.04 0.04 325 46.63 0.34 0.63 Falta Falta

E400695 1 722 851 - - - - - - 1 722 - - - - - 0.01 0.01 0.03 0.08 13 15.63 174 413 0.04 0.04 361 51.69 0.40 0.72 Falta Falta

E400696 2 952 2 952 - - - - - - 2 784 61 107 - - - 0.33 0.21 0.25 0.26 395 260.18 1 746 1 104 0.11 0.15 939 165.56 0.43 0.77 Falta Falta

E400697 1 070 - - - - - - - 1 070 - - - - - 0.00 0.00 0.07 0.06 3 6.91 559 351 0.04 0.03 325 25.03 0.31 0.60 Falta Falta

E401095 1 374 - - - - - - - 1 374 - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.04 1 0.97 444 301 0.03 0.00 299 2.43 0.52 0.92 Falta Falta

E401097 1 121 - - - - - - - 1 121 - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.05 3 4.47 452 341 0.04 0.02 325 15.30 0.32 0.61 Falta Falta

E401201 1 106 532 - - - - - - 1 106 - - - - - 0.00 0.00 0.15 0.06 4 4.43 1 295 356 0.04 0.02 325 30.19 0.32 0.61 Falta Falta

E400671 335 - - - - - - - 335 - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.07 1 0.98 451 330 0.03 0.03 299 31.23 0.22 0.46 Falta Falta

E400694 372 - - - - - - - 372 - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.09 1 0.98 452 351 0.03 0.06 299 51.87 0.23 0.47 Falta Falta

E400682 584 - - - - - - - 584 - - - - - 0.04 0.03 0.21 0.11 41 28.23 1 760 502 0.05 0.06 450 52.01 0.25 0.51 Falta Falta

E400372 978 532 - - - - - - 978 - - - - - 0.00 0.01 0.18 0.09 6 10.59 1 569 417 0.04 0.05 361 55.63 0.30 0.58 Falta Falta

E400370 1 025 1 025 - - - - - - 1 016 - 9 - - - 0.09 0.13 0.18 0.18 99 141.87 1 183 821 0.08 0.10 717 104.31 0.31 0.59 Falta Falta

E400660 693 106 - - - - - - 693 - - - - - 0.00 0.00 0.08 0.04 0 0.22 676 301 0.03 0.00 299 2.34 0.27 0.53 Falta Falta

E400373 798 532 - - - - - - 798 - - - - - 0.00 0.01 0.18 0.08 6 7.79 1 578 382 0.04 0.04 325 56.06 0.28 0.55 Falta Falta

E401098 406 - - - - - - - 406 - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.04 0 0.08 450 301 0.03 0.00 299 1.69 0.23 0.48 Falta Falta

E400364 2 862 2 862 - - - - - - 2 721 70 71 - - - 0.31 0.36 0.15 0.32 437 531.64 436 1 189 0.11 0.21 939 249.87 0.36 0.67 Falta Falta

E400683 1 778 - - - - - - - 1 778 - - - - - 0.00 0.00 0.20 0.04 0 7.63 1 751 307 0.03 0.01 299 7.85 0.40 0.73 Falta Falta

E400692 555 532 - - - - - - 555 - - - - - 0.00 0.00 0.03 0.04 2 2.98 249 324 0.03 0.01 299 24.90 0.25 0.50 Falta Falta

E400681 1 447 - - - - - - - 1 447 - - - - - 0.02 0.03 0.09 0.09 19 29.66 728 489 0.05 0.04 450 39.44 0.30 0.58 Falta Falta

E400684 351 - - - - - - - 351 - - - - - 0.00 0.00 0.20 0.08 2 1.45 1 757 342 0.03 0.05 299 43.50 0.22 0.47 Falta Falta

E400658 608 106 - - - - - - 608 - - - - - 0.00 0.00 0.08 0.03 0 1.58 694 300 0.03 0.00 299 0.69 0.26 0.51 Falta Falta

E400658 167 167 - - - - - - 167 - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.04 1 0.00 549 317 0.03 0.00 299 17.73 0.22 0.46 Falta Falta

Total 70 834 31 742 - - - - - - ##### #### 1 635 10 207 73 4.77 6.07 6.84 6.94 5 467 6 948 46 472 32 233 3.22 3.71 28 247 3 986 0.32 0.60


Seds

Cant

Clientes

SED

Cant.

Lamp.

Real

Cant.

Lamp.

Optimas

Tipo Red

Real

Tipo de Red

Optima

kVA

SED

Real

kVA

SED

Optimo

Potencia

Real (kW)

Potencia

Optima

(kW)

FU

Real

%

FU

Óptimo

%

Pérdida

Potencia Total

Real (kW)

Pérdida

Potencia Total

Óptima (kW)

Energía

Real

(kWh)

Energía

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real %

Pérdida

Energia

Óptima %

VNR

(US$)

T/TN

Min

(%)

E400352 134 25 20 Trifásica Bifásica 100 15 12.39 11.41 12% 76% 0.39 0.26 36 280 32 108 3 023 805 8.3% 2.5% 19 478 83%

E400353 6 0 1 Trifásica Monofásica 75 1.5 0.39 0.23 1% 15% 0.27 0.04 2 642 982 2 335 307 88.4% 31.3% 1 910 100%















E401195 21 0 3 Monofásica Monofásica 25 1.5 0.79 0.97 3% 65% 0.08 0.07 2 417 3 193 718 352 29.7% 11.0% 1 910 100%




20 1686 317 254 985 373 265.1 251.5 27% 67% 7.91 6.31 713 114 665 617 35 485 18 498 5.0% 2.8% 357 120 42%


Página 65

SED

Longitud

Óptima y

Real Total

(m)

AP

Óptimo

(km)

1x1

6 m

m2

1x2

5 m

m2

1x3

5 m

m2

1x5

0 m

m2

1x7

0 m

m2

1x9

5 m

m2

2x1

6 m

m2

2x2

5 m

m2

2x3

5 m

m2

2x5

0 m

m2

2x7

0 m

m2

2x9

5 m

m2 Pérdida

Potencia

Óptima BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real SED

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima

SED (kW)

Pérdida

Energia

Óptima BT

(kWh)

Pérdida

Energia

Real BT

(kWh)

Pérdida

Energia Real

SED (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

SED (kWh)

Pérdida

Potencia

Óptima Fe

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima Cu

(kW)

Pérdida

Energia

Fe (kWh)

Pérdida

Energia

Cu (kWh)

SAIFI

(BT)

SAIDI

(BT)

SAIFI

(Anual)

SAIDI

(Anual)

E400352 1 548 1 548 - - - - - - 1 503 44 - - - - 0.09 0.04 0.26 0.17 134 86.24 2 159 666 0.06 0.11 539 126.91 0.37 0.69 Falta Falta

E400353 1 1 1 - - - - - - - - - - - 0.00 0.00 0.26 0.04 0 0.00 2 306 301 0.03 0.00 299 2.58 0.18 0.40 Falta Falta

E400354 2 101 2 101 - - - - - - 1 385 162 301 36 119 98 1.06 1.77 0.61 0.77 1 174 2 059.58 2 053 3 346 0.33 0.44 2 912 433.25 0.36 0.66 Falta Falta

E400355 2 300 2 300 - - - - - - 1 724 491 85 - - - 0.46 0.32 0.29 0.29 513 364.63 1 983 1 133 0.11 0.19 939 194.44 0.32 0.62 Falta Falta

E400356 1 078 1 078 - - - - - - 840 67 171 - - - 0.28 0.34 0.33 0.32 311 391.00 1 948 1 150 0.11 0.22 939 211.10 0.25 0.50 Falta Falta

E400357 1 380 1 380 - - - - - - 1 094 184 50 53 - - 0.34 0.41 0.28 0.28 374 452.99 1 746 1 111 0.11 0.17 939 171.74 0.27 0.53 Falta Falta

E400358 1 925 1 807 - - - - - - 1 925 - - - - - 0.24 0.12 0.24 0.23 274 151.32 1 745 873 0.08 0.15 717 156.78 0.30 0.58 Falta Falta

E400441 550 550 - - - - - - 550 - - - - - 0.02 0.02 0.07 0.10 19 28.22 513 507 0.05 0.05 450 56.74 0.25 0.50 Falta Falta

E400442 678 678 - - - - - - 678 - - - - - 0.01 0.02 0.06 0.12 17 35.20 373 530 0.05 0.07 450 79.69 0.24 0.48 Falta Falta

E400447 1 966 1 807 - - - - - - 1 966 - - - - - 0.05 0.03 0.03 0.12 81 62.07 101 605 0.06 0.05 539 66.51 0.34 0.65 Falta Falta

E400484 467 467 - - - - - - 467 - - - - - 0.00 0.01 0.04 0.10 7 7.75 329 440 0.04 0.06 361 79.11 0.24 0.49 Falta Falta

E400485 2 243 957 - - - - - - 2 243 - - - - - 0.04 0.03 0.06 0.12 48 45.04 407 525 0.05 0.07 450 75.47 0.37 0.68 Falta Falta

E400487 996 532 - - - - - - 996 - - - - - 0.01 0.01 0.06 0.08 9 11.85 545 380 0.04 0.04 325 54.11 0.26 0.52 Falta Falta

E400488 2 046 213 - - - - - - 2 046 - - - - - 0.00 0.01 0.08 0.07 3 34.67 660 341 0.03 0.03 299 41.82 0.44 0.78 Falta Falta

E400489 2 059 957 - - - - - - 2 059 - - - - - 0.04 0.07 0.06 0.11 64 108.09 398 520 0.05 0.06 450 70.29 0.31 0.59 Falta Falta

E401194 699 532 - - - - - - 699 - - - - - 0.00 0.00 0.03 0.08 5 6.58 254 383 0.04 0.04 325 57.11 0.27 0.53 Falta Falta

E401195 1 1 1 - - - - - - - - - - - 0.00 0.00 0.07 0.07 0 0.06 601 346 0.03 0.03 299 46.84 0.18 0.40 Falta Falta

E400446 1 403 1 276 - - - - - - 1 403 - - - - - 0.04 0.06 0.17 0.12 48 80.23 1 314 605 0.06 0.06 539 66.05 0.36 0.66 Falta Falta

E400445 1 413 1 170 - - - - - - 1 413 - - - - - 0.02 0.04 0.17 0.12 34 66.02 1 360 526 0.05 0.07 450 76.26 0.30 0.58 Falta Falta

E400444 2 221 2 221 - - - - - - 2 221 - - - - - 0.11 0.07 0.13 0.16 167 146.81 814 813 0.08 0.08 717 96.47 0.37 0.68 Falta Falta

Total 27 076 21 576 2 - - - - - ##### 949 607 88 119 98 2.83 3.37 3.32 3.47 3 282 4 138 21 607 15 101 1.48 1.99 12 937 2 163 0.30 0.58


Seds

Cant

Clientes

SED

Cant.

Lamp.

Real

Cant.

Lamp.

Optimas

Tipo Red

Real

Tipo de Red

Optima

kVA

SED

Real

kVA

SED

Optimo

Potencia

Real (kW)

Potencia

Optima

(kW)

FU

Real

%

FU

Óptimo

%

Pérdida

Potencia Total

Real (kW)

Pérdida

Potencia Total

Óptima (kW)

Energía

Real

(kWh)

Energía

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real %

Pérdida

Energia

Óptima %

VNR

(US$)

T/TN

Min

(%)











E400477 28 0 4 Monofásica Monofásica 25 1.5 0.67 0.92 3% 61% 0.08 0.06 2 129 3 292 719 353 33.8% 10.7% 1 910 100%




E400698 2 9 - Trifásica Bifásica 75 37.5 28.60 27.52 38% 73% 0.95 0.95 70 819 65 831 3 005 1 740 4.2% 2.6% 23 400 74%

E400699 1 4 - Monofásica Bifásica 25 37.5 22.71 21.82 91% 58% 1.08 1.24 53 481 51 631 1 661 1 997 3.1% 3.9% 20 886 73%



E400702 77 5 12 Monofásica Bifásica 25 25 17.88 18.12 72% 72% 0.66 0.53 43 687 46 215 1 287 1 167 2.9% 2.5% 18 377 64%











29 1949 402 295 1100 457 323.5 299.4 29% 66% 9.85 8.56 878 939 790 555 41 448 24 352 4.7% 3.1% 531 158 64%

SED

Longitud

Óptima y

Real Total

(m)

AP

Óptimo

(km)

1x1

6 m

m2

1x2

5 m

m2

1x3

5 m

m2

1x5

0 m

m2

1x7

0 m

m2

1x9

5 m

m2

2x1

6 m

m2

2x2

5 m

m2

2x3

5 m

m2

2x5

0 m

m2

2x7

0 m

m2

2x9

5 m

m2 Pérdida

Potencia

Óptima BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real SED

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima

SED (kW)

Pérdida

Energia

Óptima BT

(kWh)

Pérdida

Energia

Real BT

(kWh)

Pérdida

Energia Real

SED (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

SED (kWh)

Pérdida

Potencia

Óptima Fe

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima Cu

(kW)

Pérdida

Energia

Fe (kWh)

Pérdida

Energia

Cu (kWh)

SAIFI

(BT)

SAIDI

(BT)

SAIFI

(Anual)

SAIDI

(Anual)

E400461 979 979 - - - - - - 979 - - - - - 0.04 0.06 0.06 0.13 52 94.83 310 544 0.05 0.08 450 94.03 0.24 0.49 Falta Falta

E400464 1 243 744 - - - - - - 1 243 - - - - - 0.01 0.01 0.06 0.08 10 14.20 460 406 0.04 0.03 361 45.33 0.34 0.63 Falta Falta

E400465 1 115 1 115 - - - - - - 1 115 - - - - - 0.01 0.01 0.03 0.09 14 21.97 154 500 0.05 0.04 450 50.38 0.32 0.61 Falta Falta

E400466 1 225 851 - - - - - - 1 225 - - - - - 0.01 0.02 0.06 0.10 23 54.41 424 500 0.05 0.04 450 49.94 0.33 0.63 Falta Falta

E400467 2 084 1 276 - - - - - - 2 084 - - - - - 0.03 0.03 0.05 0.13 43 56.11 294 546 0.05 0.08 450 95.58 0.35 0.66 Falta Falta

E400468 1 297 744 - - - - - - 1 297 - - - - - 0.01 0.01 0.06 0.11 16 25.12 453 440 0.04 0.07 361 79.35 0.34 0.64 Falta Falta

E400469 2 789 2 020 - - - - - - 2 789 - - - - - 0.07 0.11 0.07 0.14 93 167.83 85 787 0.08 0.06 717 70.61 0.41 0.75 Falta Falta

E400471 1 738 1 738 - - - - - - 1 729 - 9 - - - 0.12 0.11 0.22 0.16 181 229.95 1 727 800 0.08 0.08 717 83.41 0.40 0.73 Falta Falta

E400472 552 319 - - - - - - 552 - - - - - 0.00 0.00 0.07 0.05 1 2.37 619 323 0.03 0.01 299 24.09 0.25 0.50 Falta Falta

E400475 1 415 1 415 - - - - - - 1 331 84 - - - - 0.10 0.10 0.23 0.17 134 175.91 1 740 813 0.08 0.09 717 95.94 0.36 0.67 Falta Falta

E400477 1 1 1 - - - - - - - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.06 0 0.04 561 347 0.03 0.03 299 48.62 0.18 0.40 Falta Falta

E400480 571 425 - - - - - - 571 - - - - - 0.00 0.00 0.07 0.08 3 8.66 580 373 0.04 0.04 325 47.44 0.25 0.51 Falta Falta

E400482 918 532 - - - - - - 918 - - - - - 0.01 0.02 0.06 0.08 16 30.99 525 408 0.04 0.04 361 47.07 0.29 0.57 Falta Falta

E400483 1 492 851 - - - - - - 1 492 - - - - - 0.01 0.01 0.05 0.07 9 15.17 437 405 0.04 0.03 361 44.12 0.37 0.68 Falta Falta

E400698 1 703 - - - - - - - 1 370 48 194 61 32 - 0.36 0.57 0.37 0.30 358 573.00 2 426 1 111 0.11 0.19 939 172.40 0.39 0.72 Falta Falta

E400699 1 501 - - - - - - - 1 262 54 186 - - - 0.32 0.81 0.27 0.23 303 782.51 879 1 045 0.11 0.12 939 105.93 0.31 0.59 Falta Falta

E400700 1 295 - - - - - - - 1 295 - - - - - 0.01 0.01 0.08 0.07 8 12.46 719 389 0.04 0.03 361 28.01 0.34 0.64 Falta Falta

E400701 631 - - - - - - - 631 - - - - - 0.01 0.01 0.08 0.07 8 15.57 713 360 0.04 0.04 325 34.75 0.34 0.64 Falta Falta

E400702 1 332 1 276 - - - - - - 1 086 119 127 - - - 0.31 0.45 0.15 0.22 308 441.59 401 854 0.08 0.14 717 137.38 0.35 0.65 Falta Falta

E400703 222 - - - - - - - 222 - - - - - 0.00 0.00 0.05 0.07 0 0.67 451 334 0.03 0.04 299 35.28 0.21 0.44 Falta Falta

E401094 848 - - - - - - - 848 - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.04 0 0.73 539 307 0.03 0.01 299 8.39 0.39 0.72 Falta Falta

E400462 1 241 851 - - - - - - 1 241 - - - - - 0.02 0.03 0.18 0.14 33 59.10 1 463 541 0.05 0.08 450 90.95 0.34 0.63 Falta Falta

E400479 2 496 1 701 - - - - - - 2 496 - - - - - 0.07 0.08 0.16 0.14 104 179.35 1 178 635 0.06 0.08 539 95.91 0.49 0.87 Falta Falta

E400463 1 834 1 276 - - - - - - 1 834 - - - - - 0.03 0.03 0.17 0.12 40 68.76 1 340 536 0.05 0.07 450 86.02 0.33 0.63 Falta Falta

E400474 2 604 2 552 - - - - - - 2 340 42 132 27 62 - 0.52 0.53 0.47 0.50 567 588.64 1 226 1 726 0.16 0.34 1 383 342.41 0.51 0.89 Falta Falta

E400478 2 660 1 914 - - - - - - 2 660 - - - - - 0.08 0.08 0.14 0.14 125 149.51 1 085 631 0.06 0.08 539 92.25 0.51 0.90 Falta Falta

E400473 2 545 2 545 - - - - - - 1 967 205 261 - 109 3 0.72 0.79 0.56 0.59 824 957.08 891 2 666 0.27 0.32 2 335 331.13 0.50 0.88 Falta Falta

E400476 2 024 2 024 - - - - - - 1 869 156 - - - - 0.27 0.15 0.22 0.24 325 179.01 1 512 891 0.08 0.16 717 174.49 0.35 0.65 Falta Falta

E400470 860 744 - - - - - - 860 - - - - - 0.01 0.02 0.24 0.10 13 36.44 2 089 431 0.04 0.06 361 69.89 0.25 0.51 Falta Falta

Total 41 217 27 892 1 - - - - - ##### 708 910 87 203 3 3.12 4.07 4.37 4.43 3 614 4 942 25 281 19 650 1.94 2.49 16 969 2 681 0.35 0.65


Página 66


Seds

Cant

Clientes

SED

Cant.

Lamp.

Real

Cant.

Lamp.

Optimas

Tipo Red

Real

Tipo de Red

Optima

kVA

SED

Real

kVA

SED

Optimo

Potencia

Real (kW)

Potencia

Optima

(kW)

FU

Real

%

FU

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%

Pérdida

Potencia Total

Real (kW)

Pérdida

Potencia Total

Óptima (kW)

Energía

Real (kWh)

Energía

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real %

Pérdida

Energia

Óptima %

VNR

(US$)

T/TN

Min

(%)


E400331 162 44 25 Monofásica Bifásica 50 25 17.95 15.04 36% 60% 0.69 0.43 52 856 41 945 2 684 1 232 5.1% 2.9% 47 939 87%



















E401222 1 0 - Monofásica Bifásica 25 50 35.05 34.80 140% 70% 0.67 2.20 81 501 81 876 1 240 3 270 1.5% 4.0% 6 095 100%













33 2624 543 399 1643 574 410.2 378.3 25% 66% 15.34 10.80 1 118 364 1 003 905 65 338 29 903 5.8% 3.0% 632 676 57%

SED

Longitud

Óptima y

Real Total

(m)

AP

Óptimo

(km)

1x1

6 m

m2

1x2

5 m

m2

1x3

5 m

m2

1x5

0 m

m2

1x7

0 m

m2

1x9

5 m

m2

2x1

6 m

m2

2x2

5 m

m2

2x3

5 m

m2

2x5

0 m

m2

2x7

0 m

m2

2x9

5 m

m2 Pérdida

Potencia

Óptima BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real SED

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima

SED (kW)

Pérdida

Energia

Óptima BT

(kWh)

Pérdida

Energia

Real BT

(kWh)

Pérdida

Energia Real

SED (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

SED (kWh)

Pérdida

Potencia

Óptima Fe

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima Cu

(kW)

Pérdida

Energia

Fe (kWh)

Pérdida

Energia

Cu (kWh)

SAIFI

(BT)

SAIDI

(BT)

SAIFI

(Anual)

SAIDI

(Anual)

E400330 2 397 2 020 - - - - - - 2 397 - - - - - 0.04 0.07 0.20 0.13 65 136.63 1 622 620 0.06 0.06 539 80.65 0.48 0.85 Falta Falta

E400331 4 123 2 658 - - - - - - 3 929 192 3 - - - 0.26 0.42 0.16 0.18 401 843.18 900 826 0.08 0.09 717 109.30 0.52 0.92 Falta Falta

E400332 2 283 1 488 - - - - - - 2 283 - - - - - 0.06 0.06 0.16 0.12 90 131.29 1 258 603 0.06 0.05 539 63.68 0.47 0.83 Falta Falta

E400333 2 190 2 020 - - - - - - 2 093 49 48 - - - 0.17 0.17 0.34 0.27 250 432.14 2 283 1 104 0.11 0.16 939 165.53 0.36 0.67 Falta Falta

E400334 1 721 1 721 - - - - - - 1 721 - - - - - 0.08 0.10 0.25 0.18 129 292.53 1 966 833 0.08 0.10 717 115.99 0.32 0.62 Falta Falta

E400335 2 154 2 154 - - - - - - 1 717 186 170 - 81 - 0.59 0.55 0.53 0.71 712 923.35 2 089 2 779 0.27 0.45 2 335 444.12 0.36 0.67 Falta Falta

E400336 1 862 1 701 - - - - - - 1 849 - 13 - - - 0.08 0.02 0.27 0.18 76 20.25 2 313 672 0.06 0.12 539 132.82 0.41 0.75 Falta Falta

E400339 1 768 1 701 - - - - - - 1 600 18 150 - - - 0.34 0.89 0.21 0.23 400 1 054.41 328 1 063 0.11 0.12 939 124.31 0.33 0.62 Falta Falta

E400340 93 93 - - - - - - 93 - - - - - 0.00 0.00 0.08 0.06 0 0.18 665 335 0.03 0.03 299 35.76 0.19 0.42 Falta Falta

E400341 1 1 - - - - - - 1 - - - - - 0.00 0.00 0.09 0.08 0 2.39 702 481 0.05 0.03 450 31.03 0.18 0.40 Falta Falta

E400342 1 517 957 - - - - - - 1 517 - - - - - 0.01 0.01 0.14 0.08 13 20.77 1 135 487 0.05 0.03 450 36.96 0.27 0.54 Falta Falta

E400343 2 140 1 701 - - - - - - 2 140 - - - - - 0.03 0.03 0.12 0.12 40 53.25 898 611 0.06 0.06 539 71.97 0.31 0.60 Falta Falta

E400344 1 934 1 382 - - - - - - 1 934 - - - - - 0.01 0.02 0.12 0.12 21 35.31 978 528 0.05 0.06 450 77.83 0.30 0.58 Falta Falta

E400449 1 499 1 276 - - - - - - 1 499 - - - - - 0.05 0.05 0.23 0.15 56 56.72 1 899 632 0.06 0.09 539 93.48 0.30 0.59 Falta Falta

E400453 1 155 638 - - - - - - 1 155 - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.08 5 7.77 490 412 0.04 0.04 361 51.27 0.32 0.62 Falta Falta

E400454 828 744 - - - - - - 828 - - - - - 0.01 0.01 0.06 0.10 7 10.56 474 431 0.04 0.06 361 70.10 0.28 0.56 Falta Falta

E400456 775 532 - - - - - - 775 - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.07 4 7.53 518 399 0.04 0.03 361 38.04 0.28 0.55 Falta Falta

E400651 1 893 1 063 - - - - - - 1 893 - - - - - 0.06 0.03 0.14 0.10 66 34.70 1 177 508 0.05 0.05 450 58.05 0.42 0.75 Falta Falta

E400652 2 202 1 276 - - - - - - 2 202 - - - - - 0.04 0.02 0.13 0.11 49 30.67 1 075 517 0.05 0.06 450 66.83 0.36 0.68 Falta Falta

E400653 1 692 1 692 - - - - - - 1 383 157 121 7 23 - 0.39 1.07 0.29 0.30 401 1 084.92 237 1 139 0.11 0.20 939 200.47 0.39 0.72 Falta Falta

E401222 1 - - - - - - - - - - - - 1 0.00 0.13 0.54 0.42 4 124.10 1 116 1 612 0.16 0.26 1 383 228.62 0.18 0.40 Falta Falta

E400338 447 447 - - - - - - 411 36 - - - - 0.07 0.12 0.19 0.12 79 141.58 1 543 526 0.05 0.07 450 76.34 0.24 0.48 Falta Falta

E400458 1 529 1 063 - - - - - - 1 529 - - - - - 0.04 0.02 0.17 0.14 48 36.05 1 405 553 0.05 0.09 450 103.34 0.37 0.69 Falta Falta

E400505 1 343 425 - - - - - - 1 343 - - - - - 0.01 0.01 0.19 0.08 14 13.06 1 608 402 0.04 0.04 361 41.39 0.35 0.65 Falta Falta

E400450 1 045 744 - - - - - - 1 045 - - - - - 0.02 0.01 0.18 0.11 26 11.37 1 512 514 0.05 0.06 450 63.72 0.27 0.53 Falta Falta

E400455 1 488 1 170 - - - - - - 1 488 - - - - - 0.02 0.01 0.16 0.10 23 24.09 1 361 510 0.05 0.05 450 60.39 0.30 0.59 Falta Falta

E400452 1 091 1 063 - - - - - - 1 091 - - - - - 0.02 0.01 0.16 0.10 26 11.54 1 383 504 0.05 0.05 450 54.46 0.32 0.60 Falta Falta

E400459 980 980 - - - - - - 963 - 16 - - - 0.06 0.03 0.15 0.16 86 73.72 1 064 653 0.06 0.10 539 114.40 0.42 0.77 Falta Falta

E400451 1 000 744 - - - - - - 1 000 - - - - - 0.01 0.00 0.17 0.09 8 4.03 1 516 419 0.04 0.05 361 58.17 0.26 0.52 Falta Falta

E400457 1 233 851 - - - - - - 1 233 - - - - - 0.01 0.01 0.17 0.10 12 18.99 1 455 434 0.04 0.06 361 73.25 0.33 0.63 Falta Falta

E400448 864 851 - - - - - - 864 - - - - - 0.01 0.01 0.17 0.08 12 9.86 1 460 483 0.05 0.03 450 32.60 0.25 0.51 Falta Falta

E400460 1 096 744 - - - - - - 1 096 - - - - - 0.01 0.01 0.17 0.08 12 32.71 1 507 414 0.04 0.04 361 53.40 0.32 0.61 Falta Falta

E400337 2 796 2 445 - - - - - - 2 023 133 325 - 89 226 1.13 3.05 0.40 0.44 1 260 3 393.15 1 181 1 661 0.16 0.28 1 383 277.47 0.53 0.92 Falta Falta

Total 49 138 38 345 - - - - - - ##### 771 845 7 193 227 3.61 6.98 6.46 5.39 4 395 9 073 41 117 23 666 2.32 3.07 20 360 3 306 0.33 0.63



Página 67

Seds

Cant

Clientes

SED

Cant.

Lamp.

Real

Cant.

Lamp.

Optimas

Tipo Red

Real

Tipo de Red

Optima

kVA

SED

Real

kVA

SED

Optimo

Potencia

Real (kW)

Potencia

Optima

(kW)

FU

Real

%

FU

Óptimo

%

Pérdida

Potencia Total

Real (kW)

Pérdida

Potencia Total

Óptima (kW)

Energía

Real

(kWh)

Energía

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real (kWh)

Pérdida

Energia

Óptima

(kWh)

Pérdida

Energia

Real %

Pérdida

Energia

Óptima %

VNR

(US$)

T/TN

Min

(%)










E400492 30 0 5 Monofásica Monofásica 25 3 1.47 1.79 6% 60% 0.09 0.07 4 076 5 617 720 377 17.7% 6.7% 2 185 100%



E401206 1 0 - Monofásica Monofásica 25 1.5 0.09 0.04 0% 3% 0.08 0.03 733 316 717 305 97.7% 96.5% 1 910 100%



15 1280 318 194 763 356.5 251.7 233.6 33% 66% 6.90 6.38 680 034 609 167 29 348 18 493 4.3% 3.0% 317 443 6%

SED

Longitud

Óptima y

Real Total

(m)

AP

Óptimo

(km)

1x1

6 m

m2

1x2

5 m

m2

1x3

5 m

m2

1x5

0 m

m2

1x7

0 m

m2

1x9

5 m

m2

2x1

6 m

m2

2x2

5 m

m2

2x3

5 m

m2

2x5

0 m

m2

2x7

0 m

m2

2x9

5 m

m2 Pérdida

Potencia

Óptima BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real BT

(kW)

Pérdida

Potencia

Real SED

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima

SED (kW)

2068.331

304

2068.331

3042

2068.33130

43

Pérdida

Energia

Óptima

SED (kWh)

Pérdida

Potencia

Óptima Fe

(kW)

Pérdida

Potencia

Óptima Cu

(kW)

Pérdida

Energia

Fe (kWh)

Pérdida

Energia

Cu (kWh)

SAIFI

(BT)

SAIDI

(BT)

SAIFI

(Anual)

SAIDI

(Anual)

E400345 2 083 1 701 - - - - - - 2 083 - - - - - 0.03 0.03 0.15 0.13 43 63.29 1 157 621 0.06 0.07 539 82.21 0.31 0.60 Falta Falta

E400346 2 076 1 914 - - - - - - 2 076 - - - - - 0.03 0.02 0.14 0.12 45 40.07 1 113 616 0.06 0.06 539 76.90 0.31 0.59 Falta Falta

E400347 2 093 1 914 - - - - - - 2 088 5 - - - - 0.09 0.17 0.12 0.14 161 369.42 823 560 0.05 0.09 450 109.99 0.70 1.18 Falta Falta

E400348 1 185 1 185 - - - - - - 695 60 256 30 134 10 0.59 0.45 0.50 0.65 640 566.03 2 307 2 709 0.27 0.38 2 335 374.12 0.33 0.62 Falta Falta

E400349 1 525 1 525 - - - - - - 966 201 334 17 7 - 0.56 0.44 0.41 0.53 635 566.92 2 169 2 597 0.27 0.26 2 335 262.86 0.31 0.59 Falta Falta

E400350 3 772 3 772 - - - - - - 2 799 90 348 78 303 155 1.49 1.60 0.75 0.94 1 806 2 600.81 1 767 3 517 0.33 0.61 2 912 604.62 0.49 0.87 Falta Falta

E400351 1 265 1 265 - - - - - - 1 122 - 143 - - - 0.22 0.13 0.31 0.22 279 263.70 2 373 1 057 0.11 0.12 939 117.95 0.34 0.64 Falta Falta

E400490 3 159 1 170 - - - - - - 3 159 - - - - - 0.02 0.04 0.16 0.11 31 98.64 1 348 454 0.04 0.07 361 92.66 0.57 0.99 Falta Falta

E400491 2 120 319 - - - - - - 2 120 - - - - - 0.00 0.01 0.07 0.08 3 22.35 620 362 0.03 0.05 299 63.14 0.44 0.80 Falta Falta

E400492 1 1 1 - - - - - - - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.07 0 0.23 550 371 0.04 0.03 325 45.26 0.18 0.40 Falta Falta

E400656 1 360 - - - - - - - 1 360 - - - - - 0.00 0.00 0.08 0.03 0 0.80 717 299 0.03 0.00 299 0.03 0.35 0.66 Falta Falta

E400657 734 532 - - - - - - 734 - - - - - 0.00 0.00 0.06 0.08 2 1.52 538 377 0.03 0.05 299 78.63 0.27 0.54 Falta Falta

E401206 1 - 1 - - - - - - - - - - - 0.00 0.00 0.08 0.03 0 0.00 717 299 0.03 0.00 299 0.00 0.18 0.40 Falta Falta

E401237 2 185 957 - - - - - - 2 185 - - - - - 0.02 0.04 0.05 0.08 25 50.30 379 486 0.05 0.03 450 35.60 0.45 0.81 Falta Falta

E400654 849 - - - - - - - 849 - - - - - 0.01 0.02 0.08 0.08 10 15.65 714 398 0.04 0.04 361 37.04 0.25 0.51 Falta Falta

Total 24 408 16 254 2 - - - - - ##### 355 1 081 126 444 165 3.05 2.94 3.03 3.31 3 681 4 660 17 293 14 722 1.45 1.85 12 741 1 981 0.37 0.68

Dentro del modelo "Optimización SEM Sector Tipico 5.xlsb", se encuentran los cálculos relativos a cada red de BT, tabla "Resultados BT Cuadro". Cambiando la celda naranja "Nombre" (de la SED), se podrán ver los cálculos relativos a la SED seleccionada: resultados de red de BT, SED óptima y AP óptimo. Como ejemplo, se presenta en la siguiente imagen los resultados relativos a la SED E400330.

NombreTipo Red

Real

Cant

Clientes

SED

kVA SED FU %Longitud

Total (m)

Longitud AP

Total (m)

Potencia

(kW)

Energía

(kWh)

Pérdida

Potencia

Red de BT y

AP (kW)

Pérdida

Potencia

Acom (kW)

Pérdida de

Potencia SED y

Med (kW)

Pérdida

Potencia

Total (kW)

Pérdida

Potencia

Total %

Pérdida

Energía

Red de BT

y AP (kWh)

Pérdida

Energía

Acom

(kWh)

Pérdida

de Energía

SED y Med

(kWh)

Pérdida

Energia

Total

(kWh)

Pérdida

Energia

Total %

Real: E400330 Monofásica 127 75.0 14% 2 397 2 397 10.605 32 829 0.07 0.00 0.28 0.35 3.273% 137 0 2 357 2 493 7.59%

Óptimo: E400330 Bifásica 127 15.0 59% 2 397 2 020 8.853 25 830 0.04 0.00 0.13 0.17 1.881% 65 0 625 691 2.67%

60.0 377 1.752 6 999 0.03 - 0.15 0.18 1.392% 71 - 1 731 1 803 4.921%

Conductor metros Concepto Unidad Cant.

1x16 mm2 - Dem Año Base kVA 8.7 Energía Potencia Energía Potencia

1x25 mm2 - Dem Año Horiz. kVA 11.0 kWh kW kWh kW % % %

1x35 mm2 - kVA SED Optimo kVA 15.0 Ing. SED 32 829 10.6 25 830 8.9 33.3%

1x50 mm2 - Pérdida Pot. Nom Fe W 61.5 Pérd. SED 1 622 0.2 620 0.1 56.0%

1x70 mm2 - Pérdida Pot. Nom Cu W 191.7 Ing. BT 31 207 10.4 25 211 8.7 33.0% 14.2%

1x95 mm2 - Pérd. Pot. Cu Año Base W 64.9 Pérd. BT 136.6 0.1 65.3 0.0 18.9%

2x16 mm2 2 397 Pérd. Pot. Tot. Año Base W 126.4 Pérd. Acom 0.004 0.000 0.004 0.000 11.1%

2x25 mm2 - Pérd. Ene. Tot. Año Base kWh 620 Ing. Med 18 606 7.5 18 606 7.5 28.3% 11.1%

2x35 mm2 - Pérd. Ene. Tot. Año Base % 2.4% Pérd. Med 734 0.1 734 0.1 100.0%

2x50 mm2 - VNR SED Óptima US$ 3 014 Clientes 17 872 7.4 17 872 7.4 27.5%

2x70 mm2 - Tipo de Red Óptima: Bifásica AP 12 464 2.8 6 539 1.2 62.7%

2x95 mm2 - FU% Óptimo % 59%

Total 2 397 Factor de Sobre Carga % 0%

Real/Optimo#

Lamparas

Pot Unit

(W)

Potencia Tot. (Lamp +

Balastos) (kW)

Energía Tot

(kWh)Segmento VNR (US$)

Pérdida

Potencia

(kW)

Perdida

Energia

(kWh)

VP Costo

Perd.

Ene. 30

años

(US$)

Costo Total

(US$)

Real 29 varias 2.846 12 464 Tramos BT 25 470 0.04 65 52 25 522

Óptimo 19 50 1.191 6 539 SED 3 014 0.13 620 497 3 511

Total 28 483 0.16 685 549 29 033

T/TN Min (%)SAIFI

(Anual)

SAIDI

(Anual)

Pot Med

Clientes

kW/

Usuario0.058

95% Falta Falta Dispersión m/ Usuario 19

Diferencias (Real-Óptimo)

Resumen Datos Reales de la SED y red asociada: E400330

Ratios de la Red

SED Óptima

Alumbrado Público

Cal. Servicio y Producto Óptimos

Factor

Pérdidas

Resumen Resultados Óptimos

Calibres Óptimos

Real Óptimo FCP = 0.85 x FC² + 0.15 x FC :

Extraído de la norma técnica

SER.

Factor

Carga

Factor

Pérdidas

Balance de Energía y Potencia

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

0 50 100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

mts

mts


Página 68

2.4.2.1.3 Cálculo de las Pérdidas de Energía y Potencia

11. Cálculo de las Pérdidas en la red de BT

El cálculo de las pérdidas de energía, constituye una parte fundamental dentro de la selección del VNR óptimo. La selección del conductor y la cantidad de fases de cada tramo, responde a haber calculado previamente los costos por pérdidas de energía de cada alternativa evaluada.

Para calcular las pérdidas de energía y tal cual se ha mencionado previamente, fue necesario realizar flujos de potencia sobre cada red de BT estudiada. A partir de los resultados de los flujos de potencia, se obtuvo para cada tramo la potencia máxima del año base. Con dicha potencia para cada tramo, fue posible identificar el conductor que hace mínima la suma del VNR de la línea más el valor presente de las pérdidas para los próximos 30 años (asumiendo que la demanda solo crece durante el periodo tarifario).

Posteriormente, se procedió a calcular la pérdida de energía de cada tramo. Para ello se calculó primero la pérdida de potencia mediante la fórmula: Pérdida Potencia (W) = Intensidad(A)² x Resistencia (Ohm/km) x Longitud (km). Dónde la intensidad surge del flujo de potencia, la resistencia se obtiene del conductor previamente elegido y la longitud, del trazado óptimo del alimentador. La pérdida de energía surge de la siguiente fórmula: Pérdida Energía (Wh) = Pérdida de Potencia (W) x Factor de Carga de Pérdidas (%) x 8760 (h). Dónde el Factor de Carga de las Pérdidas es equivalente a la Pérdida de Potencia media sobre la Pérdida Máxima de Potencia y se obtiene en forma empírica a partir de la siguiente fórmula: FCP = (K) x Factor Carga² + (1-K) x FC, donde K, según las normas técnicas SER debe ser 0.85.

En el punto "Resultado BT" presentado anteriormente, se expusieron las pérdidas de energía de cada red de BT.

12. Cálculo de las Pérdidas en Subestaciones MT/BT

Las pérdidas de energía y potencia de los transformadores, se producen en el hierro del núcleo y en el cobre de las bobinas primarias y secundarias. Para calcular estas pérdidas de energía, fue necesario previamente calcular las pérdidas de potencia. La pérdida de potencia en el hierro es independiente de la carga del transformador y se obtiene de los datos del fabricante, mientras que la pérdida de potencia en el cobre depende de la carga del transformador y se obtiene a partir de la siguiente fórmula: Pérdida Potencia Cu (W) = (Pérdida Potencia Nominal en Cu (W)) x (Máxima Potencia Demanda (kVA))²/(Potencia Nominal (kVA))².

Se presentan a continuación, las pérdidas nominales utilizadas en el cálculo.


Página 69

Clave kVACantidad de

FasesTension Secundario F-N Tension Primario F-F Pérdida en Fe [W] Pérdida en Cu [W] VNR

Monoposte 1.5 1 220 ó 440/220 22900/√3 34 90 1 900

Monoposte 3.0 1 220 ó 440/220 22900/√3 37 101 2 175

Monoposte 5.0 1 220 ó 440/220 22900/√3 41 116 2 448

Monoposte 7.5 1 220 ó 440/220 22900/√3 46 135 2 552

Monoposte 10.0 1 220 ó 440/220 22900/√3 51 154 2 656

Monoposte 13.2 1 220 ó 440/220 22900/√3 58 178 2 885

Monoposte 15.0 1 220 ó 440/220 22900/√3 62 192 3 014

Monoposte 16.0 1 220 ó 440/220 22900/√3 64 199 3 117

Monoposte 25.0 1 220 ó 440/220 22900/√3 82 267 4 049

Monoposte 37.5 1 220 ó 440/220 22900/√3 107 361 4 726

Monoposte 40.0 1 220 ó 440/220 22900/√3 112 380 4 861

Monoposte 50.0 1 220 ó 440/220 22900/√3 158 550 6 078

Monoposte 1.5 3 380/220 22 900 34 90 1 900

Monoposte 3.0 3 380/220 22 900 37 101 2 175

Monoposte 5.0 3 380/220 22 900 41 116 2 448

Monoposte 7.5 3 380/220 22 900 46 135 2 552

Monoposte 10.0 3 380/220 22 900 51 154 2 656

Monoposte 13.2 3 380/220 22 900 58 178 2 885

Monoposte 15.0 3 380/220 22 900 62 192 3 014

Monoposte 16.0 3 380/220 22 900 64 199 3 117

Monoposte 25.0 3 380/220 22 900 82 267 4 049

Monoposte 37.5 3 380/220 22 900 168 533 4 955

Monoposte 40.0 3 380/220 22 900 174 553 5 202

Monoposte 50.0 3 380/220 22 900 201 635 6 188

Monoposte 75.0 3 380/220 22 900 266 839 6 384

Biposte 76.0 3 380/220 22 900 269 848 6 524

Biposte 100.0 3 380/220 22 900 332 1 044 9 883

Biposte 320.0 3 380/220 22 900 913 2 844 40 672

Biposte 1 000.0 3 380/220 22 900 2 771 8 605 139 197

Subestaciones de Distribución Utilizadas

Como se observa en el cuadro anterior, se encuentran dos grandes grupos de SED: las SED monofásicas y monoposte y las SED trifásicas biposte.

Finalmente, para calcular la pérdida de energía, se utilizan las siguientes dos fórmulas: Pérdida Energía Hierro (Wh) = Pérdida Potencia Hierro (W) x 8760 (h); Pérdida Energía Cobre = Pérdida Potencia Cobre (W) x Factor de Carga Pérdidas (%) x 8760 (h). La pérdida en el transformador es igual a la suma de las pérdidas en hierro más las del cobre.

13. Cálculo de Pérdidas en Acometidas

Las pérdidas en acometidas se calcularon de la siguiente manera: en primera instancia, se dividió para cada rango de densidad (de los 5 rangos de densidad) la potencia máxima de los clientes de BT, por la cantidad de clientes de BT que dicho rango de densidad posee; posteriormente, se escogió la sección de acometida óptima para dicha potencia máxima media y se procedió al cálculo de la pérdida de potencia. Se utilizó la fórmula: Pérdida de Potencia (W) = Intensidad (A) ² x Resistencia Acometida (Ohm/km) x Longitud Media Acometida (km).

Finalmente, la pérdida de energía se calcula aplicando la siguiente fórmula: Pérdida de Energía (Wh/año)= Pérdida Potencia (W) x Factor de Carga de Pérdidas (%) x 8760 (h/año).

En la siguiente tabla se muestran los resultados de los cálculos.

Densidad CCLIBT PBT (kW) EBT (kWh) Potencia

Media BT (kW) FC BT Cos Phi

Baja_Densidad 10 849 1 592 3 726 123 0.147 0.27 1.00

Cálculo de la Potencia Media por Cliente


Página 70

Escenario CCLIBT Potencia Media

BT (kW)

Factor de

Cargas

Factor de

Pérdidas Cos Phi

Cantidad

Fases

Longitud

Media

Acometida (m)

Aérea/

Subt

Intensidad

(A)

Conductor

Optimo

Resistencia

(Ohm/km)

Pérdida

Potencia

(kW)

Pérdida

Energia

(kWh)

Baja_Densidad 10 849 0.147 0.27 0.10 1.00 1 13.7 A 0.67 2x4 mm2 5.92 0.79 695

Pérdida en Acometidas

14. Cálculo de las Pérdidas en los Medidores

Corresponden al sistema 10849 clientes de BT (a dic - 2011). La pérdida técnica de energía en medidores se debe al consumo de las bobinas para el caso de los medidores analógicos y al consumo propio para el caso de los medidores electrónicos. Para el SEM analizado, se utilizaron medidores del tipo digital o electrónico debido a su bajo costo y a sus vez reducidas pérdidas.

Escenario#

Medidores

Tipo de Med:

Digital/

Analógico

Consumo

Propio (W)

Pérdida de

Potencia (kW)

Pérdidas

de Energia

(kWh)

Baja_Densidad 10 849 D 0.66 7.16 62 725

Pérdida en Medidores

15. Factores de Carga y Pérdidas utilizados

En los cuadros correspondientes a cada SED, se puede observar para cada red de BT el balance de energía y potencia, real y óptimo de BT junto con los factores de carga y factores de pérdidas utilizados. En el siguiente cuadro, se muestra un balance de energía y potencia resumen para el total de las redes de BT analizadas.

Factor

Carga Opt

Factor

Pérdidas OptFactor Coin %

Energía Potencia Energía Potencia

kWh kW kWh kW % % %

Ingreso SED 4 621 022 1 796 4 377 774 1 799 27.8%

Pérdidas SED 159 972 25.3 110 622 52.9 23.9%

Ingreso BT 4 461 049 1 770 4 267 152 1 746 27.9% 10.8%

Pérdidas BT 30 710 24 27 916 43 7.3%

Pérdidas Acom 695 0.79 695 0.79 10.1%

Ingresos Med 3 788 848 1 599 3 788 848 1 599 27.1% 10.3%

Pérdida Med 62 725 7.16 62 725 7.16 100.0%

Clientes 3 726 123 1 592 3 726 123 1 592 26.7% 10.1% 100.0%

AP 640 797 146 449 694 103 50.0%

Balance de Energía y Potencia BT

Real Óptimo

2.4.3 Instalaciones de Alumbrado Público

Previamente a la optimización del sistema de distribución se realizó el diseño del sistema óptimo de alumbrado público, ya que sus resultados (demanda y distribución de luminarias) constituyen datos necesarios para el diseño óptimo de la red de distribución.

2.4.3.1 Consideraciones generales

El sistema de Alumbrado Público fue optimizado en un todo de acuerdo a lo prescripto en la Norma de Alumbrado de Vías Públicas en Áreas Rurales, Res. N° 017-2003-EM/DGE.


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Para las instalaciones de alumbrado público que se desarrollan en núcleos urbanos en los cuales se detectó una distribución concentrada y uniforme de edificaciones, tales como la capital del distrito, o al lado de vías regionales, subregionales o autopistas, se respetaron los niveles de iluminancia media (1 lux) y de uniformidad media de iluminancia (15%) de norma, según se puede verificar en los cálculos luminotécnicos adjuntos.

En el resto del SEM sólo se previó el alumbrado de las vías de libre acceso, y por no reunir éstas ningún requisito especial el alumbrado fue verificado bajo el criterio de guía visual (Luz Guía), donde la percepción visual de la luz emitida por las luminarias pueda ser hecha desde la ubicación de la luminaria más cercana manteniendo la iluminancia media mínima de 1 lux exigida por la norma.

Cabe aclarar que dado que para ambos tipos de iluminación la luminaria optimizada es la misma, y que su cantidad total por sector viene dada sólo por su número de usuarios, el VNR de AP no se modificaría de ser más o menos las SED’s alcanzadas por los requisitos establecidos en el Art. N° 44 de la Norma.

2.4.3.2 Materiales y tipos constructivos

2.4.3.2.1 Luminarias

Se adoptaron luminarias viales con lámparas de sodio de alta presión de 50 W, para cuya verificación se utilizó información técnica suministrada por la empresa Philips, fabricante de larga trayectoria en equipos de iluminación.

2.4.3.2.1.1 Cantidad

De acuerdo a lo establecido en la Norma el consumo mensual mínimo del sistema de alumbrado, CMAP, debe ser igual a:

CMAP [kWh/mes] = KALP x NU

Donde KALP es el factor de consumo y NU es el número de usuarios, y este criterio se aplicó individualmente a cada uno de los sectores de red de BT que integra el SEM.

Si bien la RM N° 074-2009-MEM/DM fijó para el Sector de Distribución Típico 5 el valor KALP 6,3, esto fue al sólo efecto de establecer, al igual que sus antecesoras (RM N° 185-2003 EM-DM y RM N° 001-2006 MEM-DM), topes a los montos de facturación por AP, manteniéndose a fines del diseño del sistema de alumbrado los valores mínimos fijados en la norma, no modificada hasta al fecha (KALP = 3,3).

La cantidad de puntos de iluminación PI necesarios es:

PI = (CMAPx1000) / (NHMAPxPPL)

debiendo tenerse en cuenta además que de resultar tal número fraccionario se lo debe redondear en menos.

Utilizando luminarias con lámparas de vapor de sodio de alta presión de 50 W (que tienen un consumo total PPL, incluyendo accesorios de encendido, de 60 W) comandadas por fotocélula, lo que implica un número de horas mensuales del servicio de alumbrado público NHMAP de 12 horas/día, el


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número de luminarias necesario para cada red es el que se indica en la hoja “SEM óptimo” del archivo “A° P°.xls”, incluido en el ANEXO K - Alumbrado Público - Cálculos Luminotécnicos.

2.4.3.2.1.2 Separación

Para la sujeción de las luminarias se decidió utilizar, por elementales razones de economía, los soportes de las redes de BT SP y de MT existentes, ajustando la posición de las luminarias, tanto en altura como en distancia al borde de la calzada, mediante una adecuada selección del pastoral.

La separación media entre luminarias en zona sin restricciones de uniformidad de iluminancia (105,36 m) se moduló en base al vano medio entre apoyos de la red de BT, colocando una luminaria cada tres apoyos.

En las zonas donde se debió cumplir con las exigencias de uniformidad de iluminancia de norma, en cambio, se debió colocar luminarias en todos los apoyos de la red, a los que corresponde un vano medio de 35,12 m.

2.4.3.2.1.3 Disposición

Para la verificación se consideraron vías de 7 m de ancho de doble calzada con un carril por calzada, verificándose la calidad de iluminación en el carril derecho (lado de conducción) con las luminarias en disposición unilateral instaladas sobre el lado izquierdo (caso más desfavorable).

2.4.3.2.2 Apoyos

Como se dijo anteriormente, las luminarias se consideraron instaladas sobre los apoyos de la red SP.

Respecto de la altura de las luminarias sobre la calzada se verificó la aptitud de los apoyos de la red de BT para lograr valores adecuados. Utilizando estos apoyos (postes de 7,00 m empotrados el 10% de su longitud más 60 cm, lo que representa una altura útil de 5,70 m), teniendo en cuenta las características de los pastorales disponibles y previendo que se pierdan 0,45 m de los mismos para su sujeción al poste, con una adecuada selección es posible alcanzar una altura adecuada para las luminarias (6,00 m).

Con relación al ajuste de la distancia del eje óptico de la luminaria al borde de la calzada, también mediante el pastoral, se ha considerado que los apoyos, de un diámetro medio estimado en la base de 0,30 m, se ubican en la acera a 0,15 m del borde de la calzada. Donde así no sea siempre se puede compensar la diferencia de distancia ajustando el avance con el pastoral.

Para postación compartida BT/MT vale todo lo dicho para postación exclusiva de BT, ya que los pastorales seleccionados para instalar las luminarias en postes de BT se pueden utilizar igualmente en los postes de MT con sólo cambiar, de ser necesario, el diámetro de las abrazaderas de montaje.

2.4.3.2.3 Pastorales

Con el objeto de adaptar las características de la postación de la red de servicio particular a los requerimientos luminotécnicos de altura y de distancia al borde de la calzada se seleccionaron de entre los pastorales metálicos disponibles los que mejor se adaptaron, que fueron los de hierro galvanizado


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de 0,50 m de brazo y 0,75 m de altura.

Tanto la altura del centro óptico sobre el nivel de la calzada como su avance desde el borde de la calzada y el ángulo vertical de la luminaria con el plano horizontal son los indicados en los respectivos cálculos.

2.4.3.3 Costos de inversión

Los costos de los conjuntos luminaria pastoral y de los equipos de control adoptados son:

CÓDIGO

VNRCOMPONENT E PASTORAL UNID.

COSTO

PARCIAL

[USD]

LU05002 LUMINARIA CON LAMPARA DE 50 W

VAPOR DE SODIO

PASTORAL METÁLICO SIMPLE

DE 0.5 m x 1" DE DIÁMETRO UNID. $ 85,92

FC001 EQUIPO DE CONTROL AP COMPUESTO

POR FOTOCELULA Y CONTACTOR - UNID. $ 66,54

2.4.3.4 Cálculos luminotécnicos

2.4.3.4.1 Criterios de cálculo

A más de las características técnicas de las luminarias (flujo y distribución luminosa), para obtener la calidad de iluminación requerida se optimizaron las características geométricas de la instalación, a saber:

Altura de las luminarias sobre la calzada.

Avance horizontal (distancia al borde de la calzada) del centro óptico de las luminarias.

Ángulo de inclinación vertical de las luminarias.

El sistema de alumbrado se dimensionó además de manera que cumpliera con las exigencias de las normas de aplicación hasta el final de su vida útil, es decir teniendo en cuenta la depreciación lumínica tanto de las lámparas como de las luminarias.

Los factores de mantenimiento que para ello se consideraron, que contemplan la reducción en el tiempo del flujo luminoso de las luminarias (y por lo tanto de los niveles de iluminación), fueron:

Depreciación luminosa de las luminarias por envejecimiento y suciedad (20%).

Depreciación luminosa de las lámparas al final de su vida útil (momento en que su flujo luminoso se reduce al 80% del inicial y en que la curva de mortalidad alcanza el 20%).

2.4.3.4.2 Parámetros de calidad adoptados

A los efectos de minimizar los costos tanto de inversión como de operación se utilizó la menor exigencia de calidad aceptada por la norma, es decir un nivel de iluminancia media en la superficie de la vía de 1 lux en zonas rurales, exigencia a la que se le suma en zonas más urbanizadas la de una uniformidad media de iluminancia del 15%.


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2.4.3.4.3 Software utilizado

Para la verificación de la calidad de Iluminación se utilizó el programa “Calculux Viario V7.7.0.1” de Philips, con datos de luminarias disponibles en el mercado.

2.4.3.4.4 Resultados

El ANEXO K, que se adjunta como archivo magnético “ANEXO K – Alumbrado Público - Cálculos Luminotécnicos.pdf”, contiene los cálculos luminotécnicos realizados.

En el ANEXO K - Alumbrado Público - Cálculos Luminotécnicos se adjunta además el archivo “A° P°.xls” que contiene detalles de los cálculos realizados para arribar a los resultados antes indicados.

En la tabla siguiente se muestra una comparación entre los resultados obtenidos para el SEM optimizado y el real:

km/Cant

Miles de

USD km/Cant

Miles de

USD

%

km/Cant

% Miles de

USD

Total 395 325 82%

Total Aérea 395 325 82%

Aéreo km 199 237 142 173 71% 73%

1x10 mm2 14 11

1x16 mm2 180 219 142 173

1x25 mm2 5 6

1x35 mm2 1 1

Aéreo Luminarias + Pastoral 1 352 131 1 638 141 121% 107%

50 4 0 1 638 141

70 511 65

80 731 57

125 103 8

150 2 0

250 1 0

Equipos de Control AP 416 27 176 12 42% 43%

FOTOCELULA 112 5 - -

FOTOCELULA Y CONTACTOR 178 12 176 12

INTERRUPTOR HORARIO Y CONTACTOR 126 10 - -

Modelo/Actual

Alumbrado Público

Actual Modelo

Comparación Optimo/Real Metrado AP

2.5 Optimización de las Instalaciones no Eléctricas

Este punto aún se encuentra en desarrollo.

2.6 Balance de Potencia y Energía

Para la elaboración del balance de energía y potencia del Sistema modelo, se utilizaron las Ventas de Energía y Potencia por Categoría Tarifaria:


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Cat. tarifariaVenta 11

(MWh/año)

Venta 11

(MWh/mes)Venta 08 (MWh/año)

Venta 08

(MWh/mes)

BT1

BT2

BT3P

BT3FP

BT4P

BT4FP

BT5C 641 53 671 56

BT5A

BT5B 3 726 311 3 901 325

BT6

BT7

MT1 - - - -

MT2 3 980 332 4 167 347

MT3P 1 958 163 2 050 171

MT3FP 46 4 48 4

MT4P 114 9 119 10

MT4FP -

2011 2012

Cantidades Físicas

La venta óptima toma en consideración el consumo de energía correspondiente a la cantidad de lámparas de Alumbrado público (BT5C) calculadas a partir del proceso de optimización de redes y equipos.

El balance se realizó tomando como punto de partida los registros horarios en cabeza de alimentador y la base de facturación donde se encuentran las ventas mensuales a todos los clientes del SEM.

Los Factores de la Caracterización de la Carga (particularmente el Factor de Carga), se obtuvo de un informe de caracterización de cargas propiedad de Electro Puno S.A. realizado en marzo del 2009. Para el caso de las lámparas de AP, se asumió un Factor de Carga igual a 0.5.

Categoría FC NHU FCoin FE_2011 FE_2012

BT1 100.0% 100.0%

BT2 100.0% 100.0%

BT3P 100.0% 100.0%

BT3FP 100.0% 100.0%

BT4P 100.0% 100.0%

BT4FP 100.0% 100.0%

BT5C 0.500 365 1.000 100.0% 100.0%

BT5A 100.0% 100.0%

BT5B 0.275 201 0.520 100.0% 100.0%

BT6 100.0% 100.0%

BT7 100.0% 100.0%

MT1 - - 100.0% 100.0%

MT2 0.333 243 1.000 100.0% 100.0%

MT3P 1.000 730 1.000 100.0% 100.0%

MT3FP 0.426 311 1.000 100.0% 100.0%

MT4P 1.000 730 1.000 100.0% 100.0%

MT4FP 100.0% 100.0%

Parámetros ECC

Donde:


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FC: Factor de carga de la categoría. En el caso de la categoría BT5B, el parámetro corresponde al primer rango de consumo (1 a 30 kWh/mes) debido a que el consumo de los clientes rurales del SEM se encuentran mayoritariamente dentro de dicho rango. Se comprobó que dicho FC es equivalente al FC que surge de la mediciones en cabeza de alimentador de los alimentadores A4023, A4020 y A4019 cuyos clientes son casi en su totalidad de BT.

NHU: Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias coincidentes con la punta del sistema de distribución. En el caso de la categoría BT5B, el parámetro corresponde al primer rango de consumo (1 a 30 kWh/mes) debido a que el consumo de los clientes rurales del SEM se encuentran dentro de dicho rango casi en su totalidad.

Porcentajes óptimos de pérdidas resultantes del proceso de optimización.

Factor Real Óptimo

PEMT 1.0696 1.0609

PEBT 1.0600 1.0743

PPMT 1.1087 1.0809

PPBT 1.0625 1.0907

Factores de Expansión de Pérdidas

Donde:

PEMT: Factor de expansión de pérdidas de energía estándar en MT

PPMT: Factor de expansión de pérdidas de potencia estándar en MT

PEBT: Factor de expansión de pérdidas de energía estándar en BT

PPMT: Factor de expansión de pérdidas de potencia estándar en BT

2.6.1 Movimiento de Energía

El movimiento de energía se efectuó a partir de la información correspondiente a las ventas de energía del año 2011 junto con la consideración de los factores de pérdidas. Fue necesario además construir un movimiento de energía real del sistema, que permitiera identificar la energía ingresada en cada nivel de tensión (MT, MT/BT y BT) para luego construir un movimiento con pérdidas óptimas y la venta óptima de alumbrado público.

El movimiento real se construyó de la siguiente manera:

Se colocaron las ventas de energía en BT a partir de la base de facturación y el consumo del AP a partir de la cantidad de luminarias por sus respectivas potencias y asumiendo un factor de carga de 0.5. Asimismo, se colocaron las potencias de BT considerando el FC de la Campaña de Caracterización de Carga.

Se calcularon las pérdidas en medidores, acometidas, red de BT y SEDs.

Se colocaron las ventas de energía y potencia en MT a partir de la base de facturación.

Para cada nivel de tensión, se realizó su respectivo flujo de potencia para determinar su pérdida de potencia. Luego a partir de esa pérdida y el factor de carga de la pérdida, se determinó la pérdida de energía.


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Se calcularon las pérdidas reales técnicas de MT. Con dicha pérdida más las cargas en BT y AP y las pérdidas en medidores, acometidas, red de BT y SEDs, se comparó con la energía total ingresada en MT para el SEM. Se utilizó como variable de ajuste, la pérdida no técnica en BT (pérdida comercial) para de esa forma permitir una coincidencia de la energía ingresada calculada de abajo hacia arriba con la medida en cabeza de alimentadores.

El movimiento óptimo de energía fue construido en forma similar. Como podrá observarse, el AP óptimo es apenas inferior al AP real, como así también las pérdidas en los diferentes niveles de tensión, por lo cual el movimiento de Energía y Potencia eficiente tiene valores de energía y potencia inferiores a los valores reales.

En el siguiente cuadro se resume el movimiento de Energía Real y Óptimo para los años 2011 y 2012.

Concepto Unidad 2011 R 2011 O 2012 R 2012 O

Energía Ingresada MT MWh 12 029 11 780 12 594 12 333

Pe MT MWh 782 676 819 708

Pe Red MT / E_MT % 6.50% 5.74% 6.50% 5.74%

Venta MT MWh 6 097 6 097 6 384 6 384

Energía SER MWh 520 520 544 544

Energía Ingresada en TMB MWh 4 629 4 486 4 847 4 697

Pe TMB MWh 160 113 167 119

Pe TMB / E_TMB % 3.46% 2.53% 3.46% 2.53%

Pe BT MWh 94 107 99 112

Pe Red BT / E_TMB % 0.66% 0.64% 0.66% 0.64%

Pe Acometidas / E_TMB % 0.02% 0.02% 0.02% 0.02%

Pe Medidores / E_TMB % 1.36% 1.73% 1.36% 1.73%

Venta BT MWh 3 726 3 726 3 901 3 901

Alumbrado Público MWh 641 450 671 471

Pérdidas No Técnicas MWh 8 90 8 94

Pérdida No Técnica / E_TMB % 0.2% 2.0% 0.2% 2.0%

Movimiento de Energía Real y Óptimo

Como puede observarse, la pérdida no técnica (PNT) que se utilizó como variable de ajuste para logar que la energía ingresada en MT coincida con la medición en cabeza de alimentadores, no difere mucho del estándar de PNT (2%).

2.6.2 Factores de Pérdidas de Energía

A continuación se presentan los factores de pérdida de energía real y óptimo por nivel de tensión:

Factores Unidad 2011 R 2011 O 2012 R 2012 O

FPE_MT % 106.957% 106.090% 106.957% 106.090%

FPE_BT % 106.002% 107.430% 106.002% 107.430%

Factores de Pérdidas Medias de Energía

Factores de

Pérdidas

El factor de expansión de pérdidas de MT (FEMT) tiene en cuenta las pérdidas en red de MT, mientras que el factor de expansión de pérdidas de BT (FEBT) tiene en cuenta las pérdidas en transformación MT/BT, BT, acometidas y medidores.


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2.6.3 Factores de Pérdidas de Potencia Real

Las pérdidas de potencia real de cada nivel de red, a igual que para las pérdidas óptimas, se calcularon mediante flujos de potencia para la hora de máxima demanda del sistema.

Luego, los factores de pérdidas de cada nivel se calculan como:

J

J

PpFPP

%1

1

2.6.4 Movimiento de Potencia

El movimiento de potencia se efectuó a partir de la información correspondiente a las ventas de energía del año 2011 junto con la consideración de los factores de pérdidas y de cargas. Fue necesario además construir un movimiento de potencia real del sistema, que permitiera identificar la potencia ingresada en cada nivel de tensión (MT, MT/BT y BT) para luego construir un movimiento con pérdidas óptimas y la venta óptima de alumbrado público.

El movimiento real se construyó de la siguiente manera:

Dada la energía calculada para cada categoría tarifaria en el movimiento de energía anteriormente explicado, se aplican los factores de carga correspondientes de cada categoría y se calculan así las potencias de cada una.

A partir de dichas potencias, se calculan mediante flujos de carga las pérdidas de potencia en BT y acometidas y se obtiene así las potencias a la salida de la transformación.

Se calculan las pérdidas reales técnicas vinculadas a TMB y MT lo que permitió aproximar la potencia comprada en MT.

El movimiento óptimo de potencia fue construido con un enfoque bottom up que se nutre de las ventas en BT (calculadas para el movimiento real) más el AP óptimo, con la consideración de los factores de expansión de pérdidas óptimas (que son calculados de la manera ya expuesta para el movimiento real de potencia). Como podrá observarse, el AP óptimo es inferior al AP real, al igual que las pérdidas en los diferentes niveles de tensión, por lo cual el movimiento de Potencia eficiente tiene valores de potencia también inferiores a los valores reales.

La demanda coincidente con la máxima del SEM por categoría responde a la siguiente fórmula:

FCoinFC

EP

k

kk

8760

Las variables y parámetros arriba presentados, responden a las siguientes definiciones:

Pk: Potencia en horas punta (k= MT2 ó BT2) ó máxima (k= MT3, MT4, BT3 ó BT4) facturada

FC: Factor de carga


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Ek: Energía facturada en el mes de diciembre de 2011 correspondiente a la categoría k.

FCoin: Factor de coincidencia

De la misma forma que lo descrito para el movimiento de energía, luego de construirse el movimiento de potencia real del sistema, se construyó el movimiento de potencia óptimo empleando a tal efecto los factores de expansión de pérdidas obtenidos para la red adaptada.

El factor de pérdidas de potencia en MT considera el porcentaje de pérdidas técnicas óptimas obtenido para MT e igual a 7.484%.

El factor de pérdidas de potencia en BT considera:

% de pérdidas técnicas de potencia en TMB = 2.942%.

% de pérdidas técnicas de potencia en la red de BT = 2.426%.

% de pérdidas técnicas de potencia en Acometidas = 0.106%.

% de pérdidas técnicas de potencia en Medidores = 0.876%.

% de pérdidas no técnicas de potencia = 2%.

Balance de energía y potencia del SEM – año 2012

Día y Hora de demanda máxima: 12/2012 19:45:00

Nivel

Energía

Anual

MWh

Factor de Carga /

Factor de Pérdida Potencia kW Concepto Unidad Valor

Ingreso MT 12 333.29 0.484 2 907.96 NHUBT Horas 201

Pérdidas estándar MT 708.0 0.870 92.86 NHUAP Horas 365

Técnicas 708.0 92.86 Demanda MT kW 2 815

No técnicas Demanda BT kW 974

Ventas MT 6 384 0.495 1 472.40

MT1 - -

MT2 4 167 0.333 1 427.01

MT3P 2 050 1.000 24.34

MT3FP 48 0.426 12.86

MT4P 119 1.000 8.19

MT4FP - -

Otros (*) - -

Energía SER 544 0.259 240.28

Ingreso BT 4 697 0.486 1 102.42

Pérdidas estándar BT 415 0.315 150.40

Técnicas 231 0.250 105.44

Subestaciones MT/BT 119 0.277 48.85

Redes BT - SP 30 0.085 40.28

Acometidas 1 0.064 1.76

Medidores 81 0.637 14.55

No técnicas 184 0.467 44.96

Ventas BT 4 372 0.512 974.02

BT2

BT3P

BT3FP

BT4P

BT4FP

BT5C 471 0.500 107.50

BT5A

BT5B 3 901 0.275 866.52

BT6

BT7

Otros (*) (90) (22.00)

Resumen del Balance de Energía y Potencia Óptimo - Año 2012


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Donde:

(*) pérdidas en exceso no reconocidas en las tarifas, que para el caso particular del SEM, las pérdidas reales son inferiores a las óptimas, por lo cual no hay excesos.

NHUBT: Número de horas de uso de medidores simples para cálculo de potencias bases coincidentes con la punta del sistema de distribución de usuarios de baja tensión.

Demanda MT: potencia máxima demandada a nivel de MT para las horas de punta excluyendo las pérdidas técnicas estándar de la red de MT. Esta demanda es el resultado de sumar las siguientes demandas:

Venta BT

Pérdidas estándar BT

Venta MT

Demanda BT: potencia máxima coincidental (con la máxima del sistema), demandada a nivel de BT (lado primario de la subestación MT/BT) excluyendo las pérdidas estándar (técnicas y comerciales). Esta demanda corresponde a la Venta BT.

Nota: Los factores de carga indicados en la tabla ameritan la siguiente aclaración:

El factor de carga de cada nivel es el cociente entre la potencia media ingresada en el nivel (Energía ingresada / 8760 horas) y la potencia máxima de punta de dicho nivel.

Los factores de carga de las pérdidas son el resultado de dividir la potencia perdida promedio (energía perdida / 8760 horas) por la potencia perdida coincidente con la punta del sistema.

En el siguiente cuadro, se presenta el balance de energía y potencia con el Formato VII recomendado por los TdR


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12/2012 19:45:00 Año: 2012

# Descripción MWh %Factor

Cargas/PérdidaskW %

Factor

Coinc (%)

Muy Alta Tensión (MAT)

(1) Ingreso a MAT

(2) Ventas en MAT

(3) Pérdidas en MAT

Alta Tensión (AT)

(4) Ingreso a AT desde MAT

(5) Compras en AT 8 664.98 2 221.33

(6) Total Ingreso a AT 8 664.98 2 221.33

(7) Ventas en AT

(8) AT1 0.000

(9) AT2 0.000

(10) Pérdidas en AT 2 530.56 29.204% -

Media Tensión (MT)

(11) Ingreso a MT desde AT 6 134 2 221

(12) Compras en MT -

(13) Generación Propia Neta 6 493 659.64

(14) Consumo Propio 33

(15) Ventas a Otros Distribuidores

(16) Total Ingreso a MT 12 594 2 881

(17) Pérdidas Estándar en Media Tensión 284 2.257% 93 3.22%

(18) Técnicas 284 2.257% 93 3.22%

(19) No Técnicas -

(20) Ventas en Media Tensión 6 384 50.689% 0.495 1 472 51.11%

(21) MT1 - - 1.00

(22) MT2 4 167 1 427 1.00

(23) MT3P 2 050 24 1.00

(24) MT3FP 48 13 1.00

(25) MT4P 119 8 1.00

(26) MT4FP - - 1.00

(27) Pérdidas Estándar en Baja Tensión 558 9.410% 132 10.03%

(28) Técnicas 455 7.679% 105 8.01%

(29) No Técnicas 103 1.731% 23 1.75%

(30) Ventas en Baja Tensión 4 572 36.303% 1 020 35.39%

(31) BT1

(32) BT2

(33) BT3P

(34) BT3FP

(35) BT4P

(36) BT4FP

(37) BT5C 671 0.50 153 1.00

(38) BT5A

(39) BT5B 3 901 0.27 867 0.52

(40) BT6

(41) BT7

(42) Pérdidas No Estándar (MWh) 796 6.322% 164 5.69%

(43) Porcentaje Total de Pérdidas (%) 13.007% 13.498%

D - Formato VII

Balance de Energía y Potencia de Punta (*)

Sistema Eléctrico Modelo - 2012

Mes, Día y Hora de Máxima Demanda:

Energía Potencia


Página 82

FormulasFactores de Expansión de Pérdidas Valor

(4) = (1) - (2) - (3) PEMT 1.0609

(6) = (4) + (5) PPMT 1.0809

(7) = (8) + (9) PEBT 1.0743

(11) = (6) - (7) - (10) PPBT 1.0907

(16) = (11) + (12) + (13) - (14) - (15)

(17) = (18) + (19)

(20) = (21) + (22) + (23) + (24) + (25) + (26)

(27) = (28) + (29)

(30) = (31) + (32) + (33) + (34) + (35) + (36) + (37) + (38) +(39) +(40) +(41)

(42) = (16) - (17) - (20) - (27) - (30)

(43) = ((42) + (17) + (27)) / (16)

Concepto Valor

NHUBT 201

NHUAP 365

FEBP = 1

Número de Horas de Uso Medidores Simples

Notas Varias

2.7 Determinación de las Pérdidas Estándar de Energía y Potencia

Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema de distribución teórico (empresa modelo), cuyas instalaciones están técnica y económicamente adaptadas a la demanda. Como fue explicado anteriormente, para la optimización de la MT se realizaron flujos de potencia sobre el sistema de distribución teórico.

En el siguiente cuadro, se muestran los resultados expresados como porcentajes de la potencia máxima coincidente y de la energía ingresada a cada nivel de tensión:

std actual

MWh % %

706.2 5.7% 2.3%

235.5 4.9% 8.9%

total 121.1 2.53%

FE 99.1 2.1%

CU 22.0 0.5%

30.7 0.6%

1.0 0.0%

82.8 1.7%

TMB

Acometidas

Medidores

MT

Red

BT

Total

Pérdidas Técnicas Energía Standard actual y modelo

ConceptoModelo

Como puede observarse la pérdida calculada por el modelo en la red de MT es superior que la actual estándar mientras que en BT es inferior respecto de la estándar. Es importante resaltar, que el cliente XX por su gran potencia demandada y lo alejado que se encuentra de la SSEE Llusita, genera una distorsión en los resultados de MT.


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std actual

kW % %

218.3 7.5% 3.1%

68.5 6.3% 9.1%

total 31.7 2.9%

FE 11.3 1.0%

CU 20.4 1.9%

26.2 2.4%

1.1 0.1%

9.5 0.9%

Acometidas

Pérdidas Técnicas Potencia Standard actual y modelo

Medidores

MT

BT

TMB

ConceptoModelo

Red

Las pérdidas físicas en la red resultantes del cálculo tuvieron en cuenta que la caída de tensión máxima en sus extremos no debía exceder lo establecido en la LCE, y la NTCS, la red adaptada obtenida cumple con los límites de calidad de producto técnico.

La determinación de las pérdidas técnicas estándar fueron efectuadas sobre circuitos económicamente adaptados.

Las pérdidas técnicas estándar para cada etapa de transformación o distribución del sistema (MT y BT) se calcularon tomando en cuenta estos circuitos, que significaron la mejor opción de secciones de conductores y módulos de transformación para cada etapa y el SEM optimizado, manteniendo las condiciones básicas de tensiones nominales utilizadas y tecnologías empleadas.

Se efectuaron los cálculos de las pérdidas por etapa: para el SEM analizado se determinó la pérdida de potencia y energía porcentual, referida a las correspondientes energías y potencias abastecidas por la etapa. Dichas etapas son las siguientes:

Perdidas en los Centros de Transformación AT/MT;

Perdidas en las redes de MT;

Perdidas en las Subestaciones de Distribución MT/BT y otras;

Estos fueron los puntos desarrollados por este consultor VAD y presentados en el informe. Asimismo, estos puntos desarrollados, se encuentran totalmente encuadrados en el punto 6.1.5 de los TdR. Para facilitar el trabajo del supervisor VAD, se entregará el modelo de cálculo en excel conteniendo las ecuaciones, modelos empleados, cálculos y resultados de las pérdidas estándar del SEM.

A continuación se muestran las proyecciones de energía y potencia eficientes para el periodo 2013 - 2017 y las respectivas pérdidas óptimas de Energía y de Potencia de la Red Adaptada obtenidas para cada año.


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2013 2014 2015 2016 2017 Promedio

12 302 12 906 13 542 14 211 14 915 13 575

4 791 5 014 5 247 5 492 5 748 5 258

2013 2014 2015 2016 2017 Promedio

2.917 3.064 3.219 3.383 3.556 3.228

1.079 1.131 1.186 1.243 1.304 1.189

2013 2014 2015 2016 2017 Promedio

4.737% 4.949% 5.171% 5.402% 5.642% 5.202%

4.566% 4.518% 4.477% 4.442% 4.412% 4.479%

2013 2014 2015 2016 2017 Promedio

6.176% 6.445% 6.724% 7.014% 7.315% 6.763%

5.497% 5.615% 5.742% 5.878% 6.024% 5.764%

Energia ingresada a cada nivel (MWh)

MT

BT

Modelo

Modelo

Modelo

MT

BT

Pérdida de Potencia % s/ Potencia simultánea en cada nivel

Pérdida de Energia % s/ energía ingresada a cada nivel

Potencia simultánea en cada nivel (MW)

MT

BT

MT

BT

Modelo

2.8 Estándar de Calidad de Servicio Eléctrico

El estudio de calidad de servicio, está aún en desarrollo. Sin embargo, se presenta a continuación la metodología a emplear.

Para la verificación de que los objetivos de calidad de servicio (suministro y producto) son alcanzables por el diseño de red adaptada desarrollado, se obtendrá a través de un proceso de análisis y cálculo, teniendo en cuenta los puntos que a continuación se detallan.

Para la representación mediante un modelo de la red eléctrica adaptada de MT y BT, se mantendrán las trazas reales tanto de MT y BT. Debido a las grandes extensiones del SEM seleccionado y con el objetivo de reducir las frecuencias de falla del mismo, se analizará la inclusión de un reconectador por alimentador de MT y seccionadores fusibles reconectadores SF-R a lo largo de cada alimentador. Posteriormente, evaluar los índices de calidad con la red dividida. Para la red de BT, se propondrá directamente un seccionador fusible en cada salida de BT y sin cambiar la traza real.

Para la determinación de las tasas de avería objetivo alcanzables mediante acciones de mantenimiento, incluyendo prácticas de trabajo con tensión (TCT), revisiones y adecuaciones, se tomarán directamente las tasas de avería estándar ya utilizadas en otras regulaciones y estudios del VAD previos y aprobados de Perú que se presenta a continuación:

Urbana Rural Urbana Rural

Estaciones AT/MT

SED MT/BT 0.1 0.1 3.0 3.0

Reconectadores, Interruptores

Automáticos y Seccionadores0.03 0.03 3.0 3.0

Líneas de MT 0.3 0.2 1.0 1.5

Líneas de BT 0.3 0.3 1.0 1.5

Acometidas 0.1 0.1 0.4 1.0

Tasas Estándar Calidad de Servicio

Tipo de InstalaciónInterrupciones por km o unidad/año

Tiempo medio de

salida de servicio

2.5 1.3

Para la determinación de los tiempos de operación objetivo a partir de una razonable disposición de implementos y métodos operativos que se muestran


Página 85

en el cuadro anterior, se tomaron directamente los tiempos habituales en empresas de probado nivel de eficiencia del Sector Latinoamericano que a su vez corresponden a las ya utilizadas en otras regulaciones y estudios del VAD previos y aprobados de Perú.

Posteriormente, se procederá a calcular los índices de frecuencia media de interrupción por sistema (SAIFI) y duración media de interrupción por sistema (SAIDI).

Se verificará que las frecuencias y los tiempos de interrupción se encuentren dentro de los rangos admisibles. Finalmente se presentará una tabla con los sistemas de protección que fueran convenientes técnica y económicamente.

EI punto de inicio para la optimización de la red respecto de su calidad de servicio, serán los circuitos representativos de las redes de distribución vinculados con el Valor Nuevo de Reemplazo del Sistema Económicamente Adaptado de la empresa modelo, considerando que sobre ellos se realizan mantenimientos convenientes y que disponen de los sistemas de protección adecuados, de forma de cumplir con la tasa objetivo de averías.

Asimismo se presentará una tabla, con los valores de frecuencia y duración media de interrupción por cliente y el resultado de % de clientes excedidos del límite por área característica de mercado.

Con respecto a la calidad de producto técnico, partiendo de los distintos circuitos del SEM estudiado, se demostró que es factible mediante la selección de calibre y cantidad de fases adecuada, el cumplimiento de las condiciones de nivel de tensión (Calidad de Producto). Donde para cada SED, se verificó que la tensión mínima en punta de línea estuviera por encima del límite admisible y punto. Para la MT, se realizaron diversos escenarios (presentados anteriormente), analizando diferentes configuraciones de calibre y cantidad de fases de la red de MT, verificando en cada caso el cumplimiento de los límites de calidad de producto técnico admisibles. Finalmente el escenario óptimo cumple con los niveles de calidad establecidos.

Además se procederá a calcular las previsiones adicionales a las contempladas en la red adaptada para el cumplimiento de las tolerancias y reportes de la Calidad de Servicio, para lo cual se calcularán las inversiones y los costos de operación y mantenimiento necesarios, actividades que son necesarias para cumplir con la NTCSE.

Dichas actividades, estarán incorporadas dentro de los costos comerciales que se desarrollan más adelante. Dentro del costo total anual de estas actividades, estarán incluidos todos los costos asociados a las mismas, incluyendo los equipos de medición.

2.9 Optimización de los costos de explotación técnica

A continuación se determinan los costos de explotación técnica del sistema eléctrico modelo, considerando tecnologías técnico – económicamente adaptadas y prácticas de mantenimiento apropiadas.

2.9.1 Costos de Servicios de Terceros

Los costos de las actividades de operación y mantenimiento fueron


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determinados de acuerdo a los siguientes criterios:

Se consideró que las actividades se ejecuten mediante la contratación

de servicios.

Determinación previa de las tareas típicas de OyM para cada instalación,

determinando sus costos a partir de:

Costos de hora-hombre.

Composición de la cuadrilla necesaria para ejecutarla.

Requerimiento de transporte de acuerdo a la tarea de OyM a

desarrollar.

Tiempo estimado de la tarea.

Los datos básicos empleados se muestran en los siguientes cuadros, los cuales se corresponden con los costos empleados para la determinación del VNR y que se alinean a la propuesta de Electrocentro a Osinergmin para el SICODI.

Mano de Obra (U$S/h) US$/h-h

Capataz 8,75

Operario 7,95

Oficial 6,83

Ayudante/Peón 6,15

Detalle de transporte US$/h-m

Camión 10Tn 18,99

Camión 4Tn 15,91

Camioneta 13,34

Moto 3,58

Equipo U$S/h-m

Grúa Chica 2,5Tn 21,85

Grúa Grande 9,5Tn 33,34

Para el caso del costo de la moto (utilizada en las actividades comerciales) al no contar con una referencia de precio, se efectuó un análisis ad-hoc, el cual se presenta a continuación:

Unidad Moto

Costo Moto USD 4.290

Vida útil años 5

Tasa % 12,00%

Uso anual km/año 60.000

Consumo de Combustible litros/km 0,05

Costo de Combustible USD/litro 2,15

Costo de Mantenimiento % 10,0%

Horas anuales h 2.288

Otros Costos % 6%

Montos

Costo de Combustible USD/año 6.440

Costo de Mantenimiento USD/año 429

Otros Costos USD/año 257

Costo de Capital USD/año 1.190

Costo total anual USD/año 8.317

Costo total horario USD/hora 3,63

El costo de la motocicleta se obtuvo de referencias del mercado peruano (mercadolibre.com.pe) así como también el costo del combustible que se obtuvo del sitio web de Osinerg: (http://facilito.osinerg.gob.pe/facilito/actions/PreciosCombustibleAutomotorActio

http://facilito.osinerg.gob.pe/facilito/actions/PreciosCombustibleAutomotorAction.do


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n.do), el resto de las referencias corresponden a parámetros de uso estándar.

Con los datos anteriores y las composiciones de personal y equipamiento necesarios para el desarrollo de cada actividad, se determinaron los costos por hora de cada cuadrilla (Ver anexo 7.2).

Para cada actividad típica descrita en el anexo 7.3 se determinó su costo unitario definiendo previamente la cuadrilla adecuada para el desarrollo de la misma. A partir de los costos unitarios de las actividades se determinaron los costos totales de OyM asignando a cada actividad el metrado correspondiente de las instalaciones eléctricas respectivas, los alcances de las actividades y las frecuencias de mantenimiento anuales.

El detalle del cálculo de los costos de OyM se muestra en el anexo 7.4. El siguiente cuadro muestra el resumen de los costos de las actividades de OyM asignadas a los servicios de terceros:

Resumen de Costos de Actividades de OyM

Descripción MT SD BT AP Total %

Metrados de las instalaciones km/unid. 537,1 176,0 231,0 1.627,0 - -

Costo de Mantenimiento Preventivo US$ 44.974,6 19.240,8 16.391,8 7.935,6 88.542,8 56%

Costo de Mantenimiento Correctivo US$ 21.159,7 2.444,1 17.871,1 229,2 41.704,2 26%

Costo de Materiales US$ 7.280,0 5.770,5 7.155,3 5.485,0 25.690,8 16%

Local y servicios (2500US$/año) US$ 782,8 292,7 441,6 145,5 1.662,6 1%

Total de Costos miles US$ 74.197,1 27.748,2 41.859,8 13.795,4 157.600,5 100%

Indicador US$/(km/unid) 138,1 157,7 181,2 8,5 - -

2.9.2 Costos de Materiales

Se asignó a cada actividad típica de explotación el listado de materiales correspondientes, y su costo extraído de la lista de precios empleada para la determinación del VNR.

http://facilito.osinerg.gob.pe/facilito/actions/PreciosCombustibleAutomotorAction.do


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Materiales Unidad US$/u.

Pintura Esmalte gl. 9,76

Thiner gl. 6,79

Saco de Carbón u 2,40

Conector de bronce AB para varilla u 0,92

Sal industrial/gel u 5,57

Varilla de puesta a tierra copperweld u 10,96

Conductor copperweld m 2,70

Aislador tipo pin (con espiga y accesorios) cjto. 9,78

Aislador tipo susp. (con accesorios) cjto. 26,99

Grapa de anclaje para conduc. AAAC 16-70mm2 u 7,93

Conductor AAAC 16mm2 m 0,30



Conductor autoportante 1x16/25 m 0,72







Lámpara de 50W u 6,56


Luminaria u 41,14

Unidad fusible (hasta 50A) u 3,65

Manguito de empalme hasta 35mm2 u 14,01

Cruceta de madera 2,4m u 13,09

Poste de madera 12m Cl5 u 147,45





Contactor u 7,90

Contador horario u 7,90

Célula fotoeléctrica u 15,98

Pararrayos u 39,39

Seccionador unipolar cut-out u 59,84

Seccionador fusible reconectador u 801,20

Interruptor termomagnético bipolar u 2,76

Transformador 1f - 3kVA u 833,45

Transformador 1f - 5kVA u 1.045,23




Transformador 1f - 37,5kVA u 2.582,91




Del cuadro anterior se puede observar los costos de los materiales empleados necesarios para el desarrollo de las actividades de OyM.

2.9.3 Costos Directos de Personal y Supervisión Directa

Estos costos están conformados por los ingenieros, técnicos y demás personal que operan y administran el sistema eléctrico modelo-SEM, es así que se modeló el personal necesario para la operación del Sistema Eléctrico Cangallo Llusita, tomando en cuenta funciones y capacidades requeridas por el personal para el funcionamiento eficiente del sistema eléctrico.


Página 89

La estructura de personal modelada para el SEM comprende los siguientes detalles:

DescripciónNº de

personas

Costo Mensual

(US$)Total Anual (US$)

Jefe de Servicio Eléctrico 1 2.976 54.160

Supervisor Comercial 1 1.758 31.993

Auxiliar -Asistente 1 1.268 23.069

Técnico 5 7.198 131.010

Supervisor de Mantenimiento 1 1.758 31.993

Técnico 6 8.638 157.212

Total 15 23.596 429.438

La remuneración básica mensual del personal fue determinada de acuerdo al anexo 7.7.

El detalle de la asignación de costos a las actividades de explotación e inversión, así como la asignación a las instalaciones no correspondientes al ST5 se muestran en el anexo 7.8.

2.9.4 Costos de Supervisión Directa

Está conformado por los profesionales que supervisan la operación y mantenimiento del sistema eléctrico, ya sea a tiempo completo o parcial.

Concepto SupervisiónMedia Tensión 24.616

Subestaciones de Distribución 9.206

Baja Tensión 13.888

Alumbrado Público 4.577

Corte y Reconexión 20.499

Conex. y Medid. 3.657

Atención a otros sistemas 0

Inversiones 722

Total (US$) 77.163

2.9.5 Costos de Personal

Está conformado por los profesionales que participan de forma directa de las actividades de operación y mantenimiento del sistema eléctrico, ya sea a tiempo completo o de manera parcial.

Concepto PersonalMedia Tensión 49.678







Inversiones 2.359

Total (US$) 186.821

2.10 Optimización de los costos de explotación comercial

A continuación se determinan los costos de explotación comercial considerando la optimización adecuada de los recursos conforme a las características del sistema eléctrico modelo.


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2.10.1 Costos de Servicios de Terceros

Los costos de las actividades de operación y mantenimiento fueron determinados de acuerdo a los siguientes criterios:

Se consideró que las actividades se ejecuten mediante la contratación

de servicios.

Se consideraron las siguientes tareas:

Lectura de Medidores

Reparto de Recibos

Procesamiento de Lecturas

Impresión y Facturación

Cobranza y Transporte

Lectura mensual

Costo de personal tercerizado: 6,83US$/h-h (Oficial)

Periodo de trabajo diario de 8 horas.

El cuadro siguiente indica la composición de costos directos de comercialización definidos según los criterios planteados:

Actividades US$/u. Usuarios

Lectura de medidores - BT5B 0,49 10.900

Lectura de medidores - MT2 y BT2 3,27 1

Lectura de medidores - MT3, MT4 y BT3, BT4 2,18 22

Lectura de Medidores - AP 2,18 176

Reparto de Recibos - BT5B 0,44 10.900

Reparto de Recibos - MT2,3,4 y BT2,3,4 1,63 23

Procesamiento de Lecturas BT5 0,16 10.900

Procesamiento de Lecturas MT2,3,4 y BT2,3,4 0,22 23

Impresión y Facturación 0,02 10.900

Cobranza y Transporte 0,44 10.900

El detalle del cálculo se muestra en el anexo 7.9., el mismo surge de un análisis de tiempos eficientes de ejecución de actividades y frecuencia eficiente de realización de las mismas.

Asimismo, los usuarios del ST5 tendrían facilidad de realizar los pagos de sus recibos directamente a la empresa, por lo tanto, el costo total por servicios de terceros sería de 153.127 US$/año.

2.10.2 Costos de Materiales

Se determinó de acuerdo a lo siguiente:

Se tomó como referencia la proporción entre los costos de materiales y

respecto a las cargas de personal y los servicios de terceros, indicados

en los Formato C – IV-2 de la cuenta contable 914.

COMERCIALIZACIÓN.

Se tomo como indicador 6,2% a partir de lo indicado en los formatos C –

IV-2 (como se indicara anteriormente).


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Se aplicó el porcentaje determinado a los costos de personal más

los costos de servicios de terceros para calcular los costos de

materiales para las actividades de explotación comercial.

Concepto Gest. ComerOper.

Comerc.CF.

Materiales 1.837 918 11.335

El detalle se muestra en el anexo 7.10.

2.11 Costos Directos de Personal y Supervisión Directa

2.11.1 Costos de Supervisión Directa

Está conformado por los profesionales que supervisan la operación y mantenimiento del sistema eléctrico, ya sea a tiempo completo o parcial. Así mismo se considera un técnico para las tareas de corte y reconexión, acciones correctivas ante fraudes y mediciones por campañas.

Concepto SupervisiónGest. Comercial 7.825

Oper. Comercial 3.912

Cargo Fijo 7.825



Total (US$) 43.717



Está conformado por los profesionales que participan de forma directa de las actividades de operación y mantenimiento del sistema eléctrico, ya sea a tiempo completo o parcial.

Concepto PersonalGest. Comercial 21.785


Cargo Fijo 21.785



Total (US$) 133.405


2.12 Costos Indirectos

Los costos indirectos corresponden a los costos de administración general de la empresa, conformada por los gastos de las áreas de Gerencia General, Operaciones, Administración y Finanzas y otras áreas administrativas de la empresa. Dichos costos para efectos del análisis se dividen en:

Costos indirectos de la empresa modelo

Costos indirectos asignado de la empresa total

Aportes al organismo regulador

Costo de capital de trabajo


Página 92

2.12.1 Costos Indirectos de la Empresa Modelo

Correspondiente a los costos de administración necesarios para la operación del sistema eléctrico y conformado por lo siguiente:


Es la asignación y/o dedicación del personal de la empresa modelo a las actividades de administración, a excepción de la dedicación en actividades de inversión.

Concepto Costos IndirectosMedia Tensión 22.025




Gest. Comercial 8.778


Cargo Fijo 0




Inversiones 913

Total (US$) 91.429

El detalle de la asignación de costos a las actividades de explotación se muestra en el anexo 7.8.

2.12.3 Costos de Servicio de Terceros y Materiales

Se determinó a partir de los costos de personal, de acuerdo a lo siguiente:

Se consideró como costos de materiales un 40% de los costos de

personal

Se consideró como costos de servicios de terceros un 90% de los costos

de personal

Costos Indirectos de la Empresa ModeloCostos indirecto del SEM (US$) TotalPersonal 90.516Materiales 40,0% 36.206Serv. Terceros 90,0% 81.464

208.186


2.12.4 Costos Indirectos Asignados de la Empresa Total

Comprenden la asignación de costos indirectos de la empresa total a la empresa modelo mediante el uso de driver’s determinados a partir de los metrados de los Formatos B. Los driver’s a emplear serán los siguientes

Concepto unidad Indicador

Energía activa facturada MWh 1,99%

Número de usuarios u 1,82%

VNR miles S/. 1,57%



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2.12.5 Aportes al Organismo Regulador

De acuerdo a la Ley de Concesiones Eléctricas, artículo 31, los aportes de las empresas distribuidoras se determinan como el 1% de las ventas totales del año 2011 . El valor determinado, se asigna a la empresa modelo con el driver energía facturada (MWh/año).

El costo total del aporte al organismo regulador es de 22.082 US$. El detalle se muestra en el anexo 7.11.

2.12.6 Costo de Capital de Trabajo

Es el capital necesario para cubrir los costos de explotación que surgen entre el inicio de operación del sistema eléctrico y el cobro de la energía vendida a los usuarios.

El capital de trabajo se desarrolló de acuerdo a lo siguiente:

Periodo promedio de cobranza a los 20 días del siguiente mes de

facturación.

Índice de morosidad 10%.

Pago de remuneraciones al día 30 de cada mes.

Servicios de terceros al día 30 de cada mes, a partir del segundo mes.

Compra de energía, 30% al día 20 y 70% al día 30, ambos en el mes

siguiente.

El valor determinado se asigna a la empresa modelo aplicando el driver energía facturada (MWh/año) y se divide entre los 4 años correspondientes al periodo de regulatorio.

El costo total del capital de trabajo asignado al área Cangallo Llusita es de 6.546 US$. El detalle se muestra en el anexo 7.11.

2.13 Resumen de costos de operación y mantenimiento

2.13.1 Tabla de Asignación de Costos de OyM

A continuación se muestra el resumen de los costos de operación y mantenimiento asignado al sistema eléctrico modelo:


Página 94

Distrib. MT Distrib. BTAlumbrado

PúblicoTotal

Gestión

Comercial

Operación

Comercial

Costo

asociado al

Usuario

Total

Costos Directos

1 Materiales 39.781 7.280 12.926 5.485 25.691 1.837 918 11.335 14.090

2 Superv isión Directa 71.848 24.616 23.093 4.577 52.286 7.825 3.912 7.825 19.561

3 Personal Propio 159.983 49.678 46.605 9.237 105.520 21.785 10.893 21.785 54.463

4 Serv icio de Terceros 285.036 66.917 56.682 8.310 131.910 0 0 153.127 153.127

5 Cargas Diversas y Otros 34.650 14.121 12.638 2.212 28.972 740 370 4.568 5.679

6 Total 591.299 162.612 151.945 29.821 344.378 32.187 16.093 198.640 246.920

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)

1 Personal 78.566 28.511 28.558 5.275 62.344 10.306 5.916 0 16.222

2 Materiales 24.863 9.118 8.640 1.694 19.452 3.584 1.828 0 5.412

3 Serv icio de Terceros 86.496 31.161 32.397 5.748 69.305 10.570 6.620 0 17.190

4 Aporte Organismo Regulador 22.082 9.145 8.545 1.677 19.367 1.810 905 0 2.7155 Costo Capital de Trabajo 6.546 2.711 2.533 497 5.741 537 268 0 805

6 Total 218.553 80.646 80.672 14.891 176.209 26.806 15.538 0 42.344

Asignación de Costo de Gestión Comercial

1 Materiales 2.533 2.422 466 5.420

2 Superv isión Directa 3.656 3.496 672 7.825

3 Personal Propio 14.995 14.339 2.756 32.091

4 Serv icio de Terceros 4.939 4.723 908 10.570

5 Cargas Diversas y Otros 1.442 1.379 265 3.087

6 Total 27.566 26.360 5.067 58.993

Asignación de Costo de Operación Comercial

1 Materiales 1.283 1.227 236 2.746


3 Personal Propio 7.854 7.511 1.444 16.809


5 Cargas Diversas y Otros 721 690 133 1.543

6 Total 14.781 14.134 2.717 31.631

285.605 273.111 52.496 611.211Costos Totales de OyM

ConceptoTOTAL

(US$)

Costo de OyM Técnicos Comercialización

2.14 Formatos D

Los formatos D corresponden a los determinados por los análisis y cálculos desarrollados por el Supervisor VAD y se muestran en los anexos del presente informe.


Página 95

ANEXO 7.1

Anexo Nº 7.1

Costos de Mano de Obra y Materiales

A) Mano de Obra:

Mano de Obra (U$S/h) US$/h-h

Capataz 8,75

Operario 7,95

Oficial 6,83

Ayudante/Peón 6,15

Detalle de transporte US$/h-m

Camión 10Tn 18,99

Camión 4Tn 15,91

Camioneta 13,34

Moto 3,58

Equipo U$S/h-m

Grúa Chica 2,5Tn 21,85

Grúa Grande 9,5Tn 33,34

D) Materiales

Equipo Unidad US$/u.

Pintura Esmalte gl. 9,76

Thiner gl. 6,79

Saco de Carbón u 2,40

Conector de bronce AB para varilla u 0,92

Sal industrial/gel u 5,57

Varilla de puesta a tierra copperweld u 10,96

Conductor copperweld m 2,70

Aislador tipo pin (con espiga y accesorios) cjto. 9,78

Aislador tipo susp. (con accesorios) cjto. 26,99

Grapa de anclaje para conduc. AAAC 16-70mm2 u 7,93













Luminaria u 41,14

Unidad fusible (hasta 50A) u 3,65

Manguito de empalme hasta 35mm2 u 14,01

Cruceta de madera 2,4m u 13,09






Contactor u 7,90

Contador horario u 7,90

Célula fotoeléctrica u 15,98

Pararrayos u 39,39

Seccionador unipolar cut-out u 59,84

Seccionador fusible reconectador u 801,20

Interruptor termomagnético bipolar u 2,76

Transformador 1f - 3kVA u 833,45










Página 96

Unidad Moto

Costo Moto USD 4.290

Vida útil años 5

Tasa % 12,00%

Uso anual km/año 60.000

Consumo de Combustible litros/km 0,05

Costo de Combustible USD/litro 2,11

Costo de Mantenimiento % 10,0%

Horas anuales h 2.288

Otros Costos % 6%

Montos

Costo de Combustible USD/año 6.316

Costo de Mantenimiento USD/año 429

Otros Costos USD/año 257

Costo de Capital USD/año 1.190

Costo total anual USD/año 8.193

Costo total horario USD/hora 3,58


Página 97

ANEXO 7.2 A

ne

xo

Nº

7.2

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Página 98

ANEXO 7.3 A

ne

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7.3

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26


Página 100

ANEXO 7.4

Anexo Nº 7.4

Costo Total de Actividades de OyM

Mantenimiento Preventivo

Nº Descripción de la tarea Codigo Costos Unitario frec./año Cantidad CriterioTotal

(US$/año)

1 Inspección minuciosa de la red (incluye LP, RP) MT-P1 15,1 US$/km 1 537,1 1/año 8.089,9

2 Retiro de elementos extraños de la red con tensión (zona urbana) MT-P2 18,0 US$/u 1 53,0 10/100km 953,1

3 Retiro de elementos extraños de la red con tensión (zona rural) MT-P3 22,5 US$/u 1 26,0 5/100km 584,5

4 Poda de árboles (mtto de franja de servidumbre en MT) MT-P4 18,0 US$/árbol 1 26,0 5/100km 467,6

5 Retemplado de conductores (incluye LP y RP) MT-P5 161,9 US$/vano 1 16,0 3vano/100km 2.589,6

6 Retemplado de retenidas (MT) MT-P6 20,9 US$/u 1 21,0 4/100km 438,6

7 Enderezado de postes (MT) MT-P7 87,6 US$/u 1 5,0 1/100km 438,0

8 Medición de resistencia de puesta a tierra (incluye LP, RP) MT-P8 33,7 US$/PAT 1/6 3.222,0 6PAT/km 18.097,7

9 Mejoramiento de puesta a tierra (inluye LP y RP) MT-P9 114,8 US$/PAT 1/6 644,0 20% PAT revisadas 12.319,0

10 Adecuación de señalización de líneas primarias MT-P10 11,2 US$/Estruct. 1 21,0 4/100km 235,9

11 Ajuste de conectores (MT) MT-P11 12,0 US$/Cjto. 1 53,0 10/100km 637,1

12 Ajuste de ferretería (MT) MT-P12 9,0 US$/Cjto. 1 53,0 10/100km 477,8

13 Cambio de fusibles - seccionador reconectador MT-P13 37,3 US$/u 1 5,0 5/100km 186,7

14 Limpieza de seccionador unipolar y/o pararrayos (incluye LP y RP) MT-P14 22,5 US$/u 1 35,0 1/15km 786,4

15 Limpieza de seccionador - reconectador MT-P15 28,1 US$/u 1 35,0 1/15km 983,0

16 Balanceo de Cargas (MT) MT-P16 100,0 US$/u 1/5 53,0 1/10km 1.059,6

1 Inspección minuciosa de la red (incluye SED's) SD-P1 13,5 US$/SED 1 176,0 1/año 2.376,3

2 Medición de resistencia de puesta a tierra (incluye SED's) SD-P2 39,3 US$/PAT 1/2 176,0 1PAT/SED 3.460,0

3 Mejoramiento de puesta a tierra (incluye SED's) SD-P3 142,6 US$/PAT 1/2 44,0 25% PAT revisadas 3.137,7

4 Adecuación de señalización de SED's SD-P4 11,2 US$/Estruct. 1 17,0 10/100SED's 191,0

5 Ajuste de conectores (SED's) SD-P5 18,0 US$/Cjto. 1 8,0 5/100SED's 144,3

6 Ajuste de ferretería (SED's) SD-P6 12,0 US$/Cjto. 1 8,0 5/100SED's 96,2

7 Cambio de fusibles - SED's SD-P7 31,7 US$/u 1 3,0 2/100SED's 95,2

8 Cambio de TAP's de transformador SD-P8 16,9 US$/u 1/5 3,0 2/100SED's 10,1

9 Limpieza de seccionador unipolar y/o pararrayos (incluye SED's) SD-P9 22,5 US$/u 1 17,0 10/100SED's 382,0

10 Limpieza de transformador SD-P10 41,8 US$/u 1 17,0 10/100/SED 710,1

11 Mantenimiento de tableros SD-P11 67,4 US$/u 1 8,0 5/100SED's 539,2

12 Mantenimiento integral del transformador SD-P12 499,8 US$/u 1/10 176,0 1/SED 8.796,7

1 Inspección minuciosa de la red (incluye RS) BT-P1 22,6 US$/km 1 231,0 1/año 5.219,6

2 Retiro de elementos extraños de la red de BT BT-P2 13,5 US$/u 1 4,0 2/100km 54,0

3 Poda de árboles (mtto de franja de servidumbre en BT) BT-P3 13,5 US$/árbol 1 9,0 4/100km 121,4

4 Retemplado de conductores (incluye RS) BT-P4 107,9 US$/vano 1 9,0 4vano/100km 971,1

5 Retemplado de retenidas (BT) BT-P5 17,4 US$/u 1 9,0 4/100km 156,7

6 Enderezado de postes (BT) BT-P6 73,0 US$/u 1 13,0 6/100km 948,9

7 Medición de resistencia de puesta a tierra (incluye BT) BT-P7 28,1 US$/PAT 1/6 1.386,0 6PAT/km 6.487,6

8 Mejoramiento de puesta a tierra (incluye BT) BT-P8 93,9 US$/PAT 1/6 138,0 10% PAT revisadas 2.159,4

9 Adecuación de señalización de Redes Sec. BT-P9 8,4 US$/Estruct. 1 9,0 4/100km 75,8

10 Ajuste de conectores (BT) BT-P10 10,8 US$/Cjto. 1 18,0 8/100km 194,7

11 Ajuste de ferretería (BT) BT-P11 6,0 US$/Cjto. 1 18,0 8/100km 108,2

12 Medición de tensión en cola BT-P12 6,8 US$u 2 17,0 10% SED's 229,5

13 Balanceo de Cargas (BT) BT-P13 83,3 US$/u 1/5 23,0 1/10km 383,2

1 Inspección minuciosa de la red (incluye AP-puntos de iluminación) * AP-P1 1,1 US$/lamp 1 1.627,0 1/año 1.830,6

2 Retiro de elementos extraños del AP (incluido en BT) AP-P2 3,4 US$/u 1 0,0 0 0,0

3 Enderezado de postes (AP) (incluido en BT) AP-P3 58,4 US$/u 1 0,0 0 0,0

4 Reposición de contactor x vida útil AP-P4 12,4 US$/u 1/20 1.627,0 1/contac. 1.008,9

5 Reposición de contador horario x vida útil AP-P5 12,4 US$/u 1/20 1.627,0 1/contad. 1.008,9

6 Reposición de célula fotoeléctrica x vida útil AP-P6 20,5 US$/u 1/20 1.627,0 1/cel. 1.665,8

7 Limpieza de célula fotoeléctrica (*) AP-P7 2,3 US$/u 1 81,0 5/100fot. 182,3

8 Reposición de lámpara 50W x vida útil AP-P8 17,8 US$/lamp 2/9 813,5 1/Lamp 3.216,2

9 Reposición de lámpara 70W x vida útil AP-P9 17,8 US$/lamp 2/9 813,5 1/Lamp 3.216,2

10 Reposición de luminaria x fallas en el equipo AP-P10 52,4 US$/lum 1 3,0 2/1000Lamp 157,1

11 Limpieza de luminaria AP-P11 4,5 US$/lum 1 81,0 5/100Lamp 364,5

12 Alineación de pastoral AP-P12 4,5 US$/past. 1 81,0 5/100Lamp 364,5


Página 101

Anexo Nº 7.4

Costo Total de Actividades de OyM

Mantenimiento Correctivo

Nº Descripción de la tarea Codigo Costos Unitariofrec.

anual

Nº de

fallasCriterio

Total

(US$/u)

1 Localización de falla (MT) MT-C1 67,4 US$/u 1 135,0 25/100km 9.099,4

2 Retiro de elementos extraños de la red (MT) MT-C2 16,9 US$/u 1 33,8 25% 568,7

3 Empalme y Cambio de conductor MT x vientos MT-C3 439,6 US$/u 1 6,8 5,0% 2.967,3

4 Cambio de aislador tipo pin (incluye elementos de sujección) MT-C4 43,5 US$/u 1 40,5 30,0% 1.761,0

5 Cambio de aislador de suspensión (incluye elementos de sujección) MT-C5 71,9 US$/u 1 6,8 5,0% 485,5

6 Cambio de pararrayos x sobretensiones (incluye LP y RP) MT-C6 73,1 US$/u 1 13,5 10,0% 986,7

7 Cambio de seccionador fusible x sobrecorrientes (inlcuye LP y RP) MT-C7 93,5 US$/u 1 13,5 10,0% 1.262,8

8 Cambio de crucetas MT-C8 63,6 US$/u 1 13,5 10,0% 859,2

9 Cambio de poste de MT MT-C9 306,5 US$/u 1 6,8 5,0% 2.068,8

10 Maniobras de reposición del servicio y separación de zona fallada MT-C10 37,1 US$/u 1 135,0 - 5.010,4

1 Localización de falla (SED) SD-C1 50,6 US$/u 1 17,0 10/100SED's 859,4

2 Cambio de pararrayos x sobretensiones (incluye SED's) SD-C2 84,3 US$/u 1 6,0 35% 501,7

3 Cambio de seccionador fusible (incluye SED's) SD-C3 104,8 US$/u 1 6,8 40% 712,5

4 Cambio de interruptor termomagnético SD-C4 19,6 US$/u 1 2,6 15% 50,0

5 Cambio de transformador (hasta 25kVA) SD-C5 2.664,7 US$/u 1 1,2 7% 3.171,0

6 Cambio de transformador (hasta 75kVA) SD-C6 4.357,0 US$/u 1 0,5 3% 2.222,1

1 Localización de falla (BT) BT-C1 277,6 US$/u 1 28,0 12/100km 7.773,0

2 Retiro de elementos extraños de la red (BT) BT-C2 11,2 US$/u 1 54,0 40% 606,6

3 Empalme de conductor BT monofásico x falla BT BT-C3 185,6 US$/u 1 40,5 30% 7.515,6

4 Empalme de conductor BT trifásico x falla BT BT-C4 209,5 US$/u 1 27,0 20% 5.655,5

5 Cambio de poste de BT BT-C5 204,3 US$/u 1 13,5 10% 2.757,5

1 Localización de falla (AP) * AP-C1 2,3 US$/u 1 17,0 10/1000lamp 38,3

2 Cambio de lámpara x vandalismo AP-C2 17,8 US$/u 1 8,5 50% 151,2

3 Cambio de luminaria x vandalismo AP-C3 52,4 US$/u 1 8,5 50% 445,2

4 Cambio de poste de AP (incluido en BT) AP-C4 204,3 US$/u 1 0,0 0% 0,0

Resumen de Costos de Actividades de OyM

Descripción MT SD BT AP Total %

Metrados de las instalaciones km/unid. 537,1 176,0 231,0 1.627,0 - -

Costo de Mantenimiento Preventivo US$ 44.974,6 19.240,8 16.391,8 7.935,6 88.542,8 56%

Costo de Mantenimiento Correctivo US$ 21.159,7 2.444,1 17.871,1 229,2 41.704,2 26%

Costo de Materiales US$ 7.280,0 5.770,5 7.155,3 5.485,0 25.690,8 16%

Local y servicios (2500US$/año) US$ 782,8 292,7 441,6 145,5 1.662,6 1%

Total de Costos miles US$ 74.197,1 27.748,2 41.859,8 13.795,4 157.600,5 100%

Indicador US$/(km/unid) 138,1 157,7 181,2 8,5 - -


Página 102

ANEXO 7.5

Anexo Nº 7.5

Cálculo de Driver's

Nº Concepto unidad Total ST 5 Indicador

1 Facturación venta de potencia y energía miles S/. 68.999 915 1,33%

2 Energía activa facturada MWh 165.278 3.285 1,99%

3 Número de usuarios u 598.283 10.869 1,82%

4 VNR miles S/. 945.625 14.814 1,57%

Datos obtenidos del Formato B

Criterios de Asignación de driver's

Nº Área Drivers

1 Directorio

2 Gerencia General

3 Área de Operaciones VNR 1,57%

4 Área de Comercialización Nº de usuarios 1,82%

5 Área de Finanzas

6 Área de Administración

Energía Facturada

(MWh)

Energía Facturada

(MWh)

1,99%

1,99%


Página 103

ANEXO 7.6 A

ne

xo

Nº

7.6

Asig

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Página 104

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84.

270

4.27

00

6.93

81.

067


Página 105

ANEXO 7.7

Anexo Nº 7.7

Determinación de Remuneración Básica

En Soles/mes

Cargos

En

cue

sta

Sa

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l

(Pro

pu

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a)

Ele

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cen

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Alta Dirección 75.468 17.469

Ejecutivos 24.862 14.122

Funcionarios 10.274 8.422

Supervisores 7.588 5.640

Analistas 4.483 4.481

Técnicos 3.671 3.671

Asistentes 4.299 4.299

Auxiliares 3.232 3.232

Puesto S/./mes US$/mes US$/año

Gerente regional 17.469 6.851 124.680

Gerente de área 24.862 9.750 177.445

Audirtor interno 4.483 1.758 31.993

Jefe de unidad 7.588 2.976 54.160

Jefe de área 7.588 2.976 54.160

Jefe de Servicio Eléctrico 7.588 2.976 54.160

Supervisor Comercial 4.483 1.758 31.993

Supervisor de Mantenimiento 4.483 1.758 31.993

Profesional 4.483 1.758 31.993

Auxiliar -Asistente 3.232 1.268 23.069

Administrador 4.483 1.758 31.993

Técnico 3.671 1.440 26.202


Página 106

ANEXO 7.8 A

ne

xo

Nº

7.8

As

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208.

186

Ser

vici

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léct

rico

Nº


Página 107

ANEXO 7.9.

Anexo Nº 7.9-a

Cargo Fijo Mensual

Opción tarifaria Nº clientes

MT1 0 usuarios de la ciudad de Cangallo Llusita 10.869 99,51%

MT2 1 total de usuario ST5 10923

MT3 20

MT4 2 Recursos:

oficial moto

BT5B 10900 US$/h-h 6,83 3,63

BT5C 0 US$/h-h 8,53125 4,54 (incluye 25% contratista)

Subtotal MT 23 US$/día 68,25 36,35

Subtotal BT 10900 S/h-h 26,79 14,27 (incluye 25% contratista)

Total 10923 S/día 214,31 114,14

ActividadesNº

personal

tiempo

(min)u/día US$/u. Usuarios

metrado

anualUS$/. año incidencia

Lectura de medidores - BT5B 1 2,25 213 0,49 10.900 130.800 64.133 42%

Lectura de medidores - MT2 y BT2 1 15 32 3,27 1 12 39 0%

Lectura de medidores - MT3, MT4 y BT3, BT4 1 10 48 2,18 22 264 575 0%

Lectura de Medidores - AP 1 10 48 2,18 176 2.112 4.602 3%

Reparto de Recibos - BT5B 1 2 240 0,44 10.900 130.800 57.007 38%

Reparto de Recibos - MT2,3,4 y BT2,3,4 1 7,5 64 1,63 23 276 451 0%

Procesamiento de Lecturas BT5 1 0,75 640 0,16 10.900 130.800 21.378 14%

Procesamiento de Lecturas MT2,3,4 y BT2,3,4 1 1 480 0,22 23 276 60 0%

Impresión y Facturación 1 0,1 4800 0,02 10.900 130.800 2.850 2%

Cobranza y Transporte 1 2 240 0,44 10.900 647 282 0%

Total 151.377 100%

Total de Costos de Servicios de Terceros (US$/año) 151.377

% considerado de Usuarios que pagarían en Cangallo Llusita 100%

Local y servicios (2500 US$/.año) 2.500

- Usuarios ST5 10.869 70%

- Usuarios No ST5 4.661 37%

Local y servicios (US$/.año) 1.750 Solo se asignará lo correspondiente al SEM

Costo de Servicios de Terceros (US$.) 153.127

Costo de Servicios de Terceros (S/.) 390.473


Página 108

ANEXO 7.10.

Anexo Nº 7.10-a

Resumen de Costos Directos e Indirectos (US$) - Cargo Fijo Mensual

Costos Directos del SEM (US$.)

Concepto MT SD BT AP Gest. ComerOper.

Comerc.CF. Corte y Rec.

Conex y

Med.

Materiales 7.280 5.771 7.155 5.485 1.837 918 11.335 5.427 968

Sup. Directa 24.616 9.206 13.888 4.577 7.825 3.912 7.825 20.499 3.657

Personal Propio 49.678 18.579 28.027 9.237 21.785 10.893 21.785 66.991 11.951

Servicio de Terceros 66.917 21.978 34.704 8.310 153.127

Cargas Diversas y Otros 14.121 4.976 7.662 2.212 740 370 4.568 816 146

162.612 60.509 91.436 29.821 32.187 16.093 198.640 93.733 16.721

Costos Indirectos del SEM (US$)



Conex y

Med.

Personal 28.511 9.654 18.904 5.275 10.306 5.916 0 28.420 5.009

Materiales 9.118 3.362 5.278 1.694 3.584 1.828 0 10.493 1.869

Servicio de Terceros 31.161 9.890 22.507 5.748 10.570 6.620 0 27.682 4.832

68.790 22.905 46.689 12.717 24.460 14.365 0 66.595 11.710

Resumen de Costos Directos e Indirectos (S/.) - Cargo Fijo Mensual

Costos Directos del SEM (S/.)



Conex y

Med.

Materiales 18.564 14.715 18.246 13.987 4.684 2.342 28.905 13.839 2.469

Sup. Directa 62.771 23.475 35.413 11.671 19.953 9.976 19.953 52.271 9.325

Personal Propio 126.679 47.375 71.469 23.553 55.552 27.776 55.552 170.828 30.475

Servicio de Terceros 170.639 56.043 88.496 21.192 0 0 390.473 0 0

Cargas Diversas y Otros 36.009 12.689 19.538 5.642 1.888 944 11.649 2.080 371

414.661 154.297 233.162 76.044 82.076 41.038 506.532 239.018 42.640

Costos Indirectos del SEM (S/.)



Conex y

Med.

Personal 72.704 24.617 48.205 13.451 26.279 15.087 0 72.470 12.773

Materiales 23.250 8.573 13.458 4.320 9.139 4.662 0 26.756 4.766

Servicio de Terceros 79.460 25.218 57.393 14.657 26.954 16.881 0 70.590 12.321

175.415 58.408 119.056 32.428 62.372 36.630 0 169.816 29.860


Página 109

ANEXO 7.11

Anexo Nº 7.11

Costo de Capital de Trabajo

Tasa anual 12%

Tasa diaria 0,03%

Periodo promedio de cobranza a los 20 días del siguiente mes de facturación

Indice de morosidad 10%

Pago de remuneraciones al día 30 de cada mes

Servicios de terceros al día 30 de cada mes, a partir del segundo mes.

Facturación por compra de energía, 30% al día 20 y 70% al día 30, ambos en el mes siguiente.

Otros gastos al día 30 de cada mes

días 0 1 30 50 60

1 INGRESOS 21.246 0 0 0 21.246 0

1,1 Cobranzas, venta de energía y otros 23.606 21.246

2 EGRESOS 20.147 0 0 3.391 2.884 13.872

2,1 Compra de energía 9.615 2.884 6.730

0,70 0,30 0,70

2,2 Suministros 794 794 794

2,3 Gastos de Personal 1.839 1.839 1.839

2,4 Servicios de terceros 3.751 3.751

2,5 Tributos 311 311 311

2,6 Cargas diversas de gestión 447 447 447

2,7 Provisiones 0 0 0

3 CAPITAL DE TRABAJO 1.099 0 0 -3.391 18.361 -13.872

valor actual neto (miles S/.) -3.359 0 -3391 14971 1099

driver (energía facturada) 1,99%

Asignado al SEM (S/.) 16.693

Asignado al SEM (US$) 6.546

Aportes al Organismo Regulador

Ventas del año 2011 283.278 miles S/.

Aportes al organismo regulador de la empresa total

1% según LCE artículo 31 2.833 miles S/.

Asignación a la empresa modelo:

driver: energía facturada 1,99%

Aportes al organismo regulador de la empresa modelo 56.309 S/.

22.082 US$


Página 110

ANEXO 7.12.a

Anexo Nº 7.12-a

TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (US$) - Cargo Fijo Mensual

SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

Distrib. MT Distrib. BTAlumbrado

PúblicoTotal

Gestión

Comercial

Operación

Comercial

Costo

asociado al

Usuario

Total Gener. Trans. Otras ZonalConex y

Medid.

Cortes y

Reconx.

Apoyo en

Postes

Tercer y

OtrosInvers.

Costos Directos

1 Materiales 39.781 7.280 12.926 5.485 25.691 1.837 918 11.335 14.090


3 Personal Propio 159.983 49.678 46.605 9.237 105.520 21.785 10.893 21.785 54.463


5 Cargas Diversas y Otros 34.650 14.121 12.638 2.212 28.972 740 370 4.568 5.679

6 Total 591.299 162.612 151.945 29.821 344.378 32.187 16.093 198.640 246.920 0 0 0 0 0 0 0 0


1 Personal 78.566 28.511 28.558 5.275 62.344 10.306 5.916 0 16.222

2 Materiales 24.863 9.118 8.640 1.694 19.452 3.584 1.828 0 5.412


4 Aporte Organismo Regulador 22.082 9.145 8.545 1.677 19.367 1.810 905 0 2.7155 Costo Capital de Trabajo 6.546 2.711 2.533 497 5.741 537 268 0 805

6 Total 218.553 80.646 80.672 14.891 176.209 26.806 15.538 0 42.344 0 0 0 0 0 0 0 0


1 Materiales 2.533 2.422 466 5.420


3 Personal Propio 14.995 14.339 2.756 32.091



6 Total 27.566 26.360 5.067 58.993 0 0 0 0 0 0 0 0


1 Materiales 1.283 1.227 236 2.746


3 Personal Propio 7.854 7.511 1.444 16.809


5 Cargas Diversas y Otros 721 690 133 1.543

6 Total 14.781 14.134 2.717 31.631 0 0 0 0 0 0 0 0

285.605 273.111 52.496 611.211Costos Totales de OyM

Concepto

Otros

TOTAL

(US$)


ANEXO 7.12.b

Anexo Nº 7.12-b

TABLA DE ASIGNACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO (S./) - Cargo Fijo Mensual

SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

Distrib. MT Distrib. BTAlumbrad.

PúblicoTotal

Gestión

Comercial

Operación

Comercial

Costo

asociado al

Usuario

Total Gener. Trans. Otras ZonalConex y

Medid.

Cortes y

Reconx.

Apoyo en

Postes

Tercer y

OtrosInvers.

Costos Directos

1 Materiales 101.442 18.564 32.961 13.987 65.512 4.684 2.342 28.905 35.930


3 Personal Propio 407.957 126.679 118.844 23.553 269.076 55.552 27.776 55.552 138.881


5 Cargas Diversas y Otros 88.358 36.009 32.227 5.642 73.878 1.888 944 11.649 14.481

6 Total 1.507.811 414.661 387.460 76.044 878.165 82.076 41.038 506.532 629.646 0 0 0 0 0 0 0 0


1 Personal 200.343 72.704 72.822 13.451 158.977 26.279 15.087 0 41.366

2 Materiales 63.401 23.250 22.031 4.320 49.601 9.139 4.662 0 13.800


4 Aporte Organismo Regulador 56.309 23.319 21.789 4.276 49.385 4.616 2.308 0 6.924

5 Costo Capital de Trabajo 16.693 6.913 6.459 1.268 14.640 1.368 684 0 2.052

6 Total 557.310 205.647 205.713 37.972 449.332 68.356 39.622 0 107.978 0 0 0 0 0 0 0 0


1 Materiales 6.459 6.176 1.187 13.822

2 Superv isión Directa 9.323 8.916 1.714 19.953

3 Personal Propio 38.238 36.565 7.028 81.832

4 Serv icio de Terceros 12.595 12.044 2.315 26.954


6 Total 70.293 67.218 12.920 150.432 0 0 0 0 0 0 0 0


1 Materiales 3.273 3.129 602 7.003


3 Personal Propio 20.029 19.153 3.681 42.863

4 Serv icio de Terceros 7.888 7.543 1.450 16.881


6 Total 37.691 36.042 6.928 80.660 0 0 0 0 0 0 0 0

Concepto

Otros

TOTAL (S/.)


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Segundo Informe Parcial Cangallo Llusita