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Estudio de Costos del VAD del Sector Típico EspecialSistema Eléctrico de Villacurí

REGULACIÓN TARIFARIA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA

PERIODO NOVIEMBRE 2013‐OCTUBRE 2017

Lima, 25 de Abril de 2013

CONTENIDO DE LA PRESENTACIÓN

2

1. CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

2. TECNOLOGÍA ADAPTADA Y COSTOS DE INVERSIÓN

3. OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA (RED MT, SUBESTACIONES, RED BT)

4. DETERMINACIÓN DE PÉRDIDAS ESTÁNDAR Y BALANCE

DE POTENCIA Y ENERGÍA

5. ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO

6. COSTOS DE O&M Y ASIGNACIÓN DE COSTOS

7. RESULTADOS

3

CARACTERIZACIÓN DE SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

4

CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO

5

Clientes y consumos por Tarifa

Se observa que los mayores porcentajes de clientes están asignados a las tarifas BT5B‐R (28,2%), MT3FP (16,5%) y MT2 (22,2%), sin embargo, los mayores consumos se dan en clientes con tarifa MT3FP (55,6%) y MT2 (28,1%).

En conclusión, el sistema eléctrico modelo posee mayoritariamente clientes de MT (59,5%) con un consumo de energía activa de aproximadamente 96,2% del total.

Tarifa Descripción de Tarifa Cant. % MW.h %BT2 2P2E‐BT 15 2,2% 1197,46 1,2%Total BT2 15 2,2% 1197,46 1,2%BT3FP 1P2E‐BT Presente en Fuera de Punta 15 2,2% 1081,86 1,1%Total BT3FP 15 2,2% 1081,86 1,1%BT3P 1P2E‐BT Presente en Punta 5 0,7% 458,73 0,5%Total BT3P 5 0,7% 458,73 0,5%BT4FP 1P1E‐BT Presente en Fuera de Punta 9 1,3% 148,17 0,1%Total BT4FP 9 1,3% 148,17 0,1%BT4P 1P1E‐BT Presente en Punta 1 0,1% 343,88 0,3%Total BT4P 1 0,1% 343,88 0,3%BT5B‐NR 1E‐BT No Residencial 39 5,7% 241,02 0,2%Total BT5B‐NR 39 5,7% 241,02 0,2%

De 1 a 30 kW.h 31 4,5% 10,99 0,0%De 101 a 150 kW.h 29 4,2% 52,78 0,1%De 151 a 300 kW.h 36 5,3% 79,68 0,1%De 301 a 500 kW.h 9 1,3% 32,61 0,0%De 31 a 100 kW.h 80 11,7% 70,09 0,1%De 501 a 750 kW.h 5 0,7% 25,63 0,0%De 751 a 1000 kW.h 2 0,3% 17,17 0,0%Exceso de 1000 kW.h 1 0,1% 13,70 0,0%

Total BT5B‐R 193 28,2% 302,65 0,3%MT2 2P2E‐MT 113 16,5% 27946,25 28,1%Total MT2 113 16,5% 27946,25 28,1%MT3FP 1P2E‐MT Presente en Fuera de Punta 152 22,2% 55387,75 55,6%Total MT3FP 152 22,2% 55387,75 55,6%MT3P 1P2E‐MT Presente en Punta 21 3,1% 10950,21 11,0%Total MT3P 21 3,1% 10950,21 11,0%MT4FP 1P1E‐MT Presente en Fuera de Punta 109 15,9% 1440,95 1,4%Total MT4FP 109 15,9% 1440,95 1,4%MT4P 1P1E‐MT Presente en Punta 12 1,8% 52,43 0,1%Total MT4P 12 1,8% 52,43 0,1%Total Sistema Eléctrico Modelo 684 100,0% 99551,35 100,0%(*): Energía total sin considerar la tarifa BT5C (1E‐BT Servicio Alumbrado Público)

Energía Activa 2012 (*)Clientes

BT5B‐R


6

S.E. Independencia

60 kV

60 kV 60 kV

22,9 kV

S.E. Coelvisac 140 MVA S.E Tacama

T1-1T1-2T1-3T1-7T1-4

T1-5T1-6

S.E. Coelvisac 120 MVA

S.E. Independencia

60 kV

60 kV 60 kV

22,9 kV

S.E. Coelvisac 140 MVA S.E Tacama

T1-1T1-2T1-3T1-7T1-4

T1-5T1-6

S.E. Coelvisac 120 MVA

DIAGRAMA UNIFILAR


7


8


Distritos Salas HumaySan AndrésParacas San Juan Bautista

9

Base VNRGIS(Distribuidora y Terceros)

Línea/Red Primaria: 409 km.+ Red aérea (99%) , 3f (99%)+ Conductores AA: 35, 50, 70, 95 y 120 mm2, sin conductor neutro.

Estructuras MT: 3244+ Concreto (79%), madera (21%)+ Alturas de 11 m. (71%), 12 m. (15%) y 13 m. (14%).

Equipos de S&P MT: 90+ 85 cut‐outs (100 A), 5 reclosers de int. en vacío trifásico, In = 630 A.

SED´s: 51 (D) y 366 (T)+ Monoposte (10%), biposte (86%) y convencional (4%).+ Pot.: 50 kVA (14%), 100 kVA (23%), 125 kVA (12%) y 160 kVA (26%). + Configuración 440/220 V (90%)

S.E. Villacurí20 + 40 MVA, 60/22,9 kV (MT en delta)Alimentador T1‐1Alimentador T1‐2Alimentador T1‐3,comparte salida con T1‐7Alimentador T1‐4Alimentador T1‐5, ramal orientado a Humay (futuro T1‐6)Alimentador T1‐7

CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT

10

Base VNRGIS(Distribuidora y Terceros)

Red de BT‐SP: 4,49 km.+ Red de SP mayormente aérea+ Red SP con autoportantes de AL (76%), Cu cubierto (20%) y Cu desnudo (4%)+ Secciones: 25 mm2 (63%), 35 mm2 (33%) y 50 mm2 (4%).

Estructuras BT: 130+ Concreto (73%), madera (3%). + Alturas: 8 m.(98%), 11 m. (1%), 13 m. (1%).

Red de BT‐AP: 2,62 km.+ Secciones AP: 16 mm2

Equipos de AP: 86+ Tipo: Vapor de Sodio de 50 W (98%) y 70 W (2%) + Pastoral metálico simple de 1,5 m.x 1,5” de diámetro

CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO

INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT

DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA

Redes MT:• Soportes de madera;• Conductores eléctricos de aleación de aluminio (selección

económica);• Redes subterráneas en longitud y características de la existente.

Subestaciones MT/BT:• Transformadores (con núcleo laminado).

Redes aéreas BT;• Soporte de concreto (costos para comparación de la DGER);• Conductor autosoportado de aluminio;• Redes subterráneas en longitud y características de la existente.

Alumbrado público:• Lámparas de vapor de sodio.

Equipos de protección:• Reconectador automático electrónico;• Seccionalizador;• Cut out.

12

DEFINICIÓN TECNOLOGÍA ADAPTADA

13

SECCIÓN ECONÓMICA DE CONDUCTORES PARA 22,9 kV

Rango (kVA) Sección (mm2) Fase0 - 30 3x35 Trifásico30 -70 3x50 Trifásico70 - 75 3x70 Trifásico

75 - 104 3x95 Trifásico104 - 167 3x120 Trifásico167 - 226 3x185 Trifásico226 - más 3x240 Trifásico

SECCIÓN ECONÓMICA TRIFÁSICACOELVISAC

N.T

22,9 kV


14

SECCIÓN ECONÓMICA DE CONDUCTORES PARA 13,2 kV

Rango (kVA) Sección (mm2) Fase0 - 33 3x35 Trifásico33 - 70 3x50 Trifásico70 - 86 3x70 Trifásico

86 - más 3x120 Trifásico

N.T

13,2 kV

SECCIÓN ECONÓMICA TRIFÁSICACOELVISAC

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Selección de Aisladores


Cantidad US$/u Total US$ Cantidad US$/u Total US$Costo Aislador 1 31,84 31,84 1 17,00 17,00Espiga para aislador 1 4,68 4,68Costo Total Aislador 31,84 21,68Pérdidas de potencia kW-mes/año 0,0253 8,7574 0,22 0,0760 8,7574 0,67Pérdidas energía HP kW.h/año 5,40 0,0644 0,35 16,19 0,0644 1,04Pérdidas energía FHP kW.h/año 13,10 0,0559 0,73 39,31 0,0559 2,20Costo Pérdidas/año 1,30 3,90Valor presente pérdidas 30 años 10,48 31,45Costo limpieza sin tensión/año 0 1,06 0 3 0,47 1,41Costo limpieza con tensión/año 0,5 6,81 3,405 0 6,81 0Costo explotación anual 3,405 1,41Valor presente explotación 30 años 27,43 11,36

Costo Total Presente 69,75 64,49

Tasa de actualización 12,00%Vida útil (años) 30

Tipo de AisladorPolimérico Porcelana

16

Selección longitud de soportes MT y determinación del vano

Con la información del VNR-GIS y SICODI; que brindan información de la red real, se tiene:

Se utiliza estructuras de 11 y 13 m

Vano promedio de 126 m, involucra línea y red primaria

Longitud de Estructura PorcentajeEstructuras de 9 m 0,03%Estructuras de 11 m 70,90%Estructuras de 12 m 15,38%Estructuras de 13 m 13,69%TOTAL 100,00%


17

Número y Tipo de estructuras MT

Número y Tipo de Estructuras por km

ALN: Estructura de alineamiento simpleALC: Estructura de alineamiento con cambio de direcciónANG: Estructura de ánguloANC: Estructura de anclajeFNL: Estructura de fin de línea

Estructura de alineamiento y cambio de dirección 70,38%Estructura de ángulo 26,51%Estructura de anclaje y fin de línea 3,11%TOTAL 100,00%

Tipo de Estructura

ALN ALC ANG ANC FNL RTD RTS PAT EST Vano 5,00 1,00 1,50 ,25 ,25 2,00 1,00 8,00 8,00 125,00


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Sección Económica para Conductores de BT


Rango (kVA) Sección (mm2) Fase0 - 7 16 Monofásico

7 - 11. 25 Monofásico11 - 19. 2x16 Bifásico19 - 26. 2x25 Bifásico26 - 34. 3x25 Trifásico34 - 53. 3x35 Trifásico

53 a más 3x50 Trifásico

SECCIÓN ECONÓMICA GENERALCOELVISAC

19

Selección longitud de soportes BT y determinación del vano

Con información disponible del VNR-GIS.

Se utiliza estructuras de 8 m

Vano promedio de 34,2 m

Longitud de Estructuras %Estructuras de 13 m 0,77%Estructuras de 11 m 1,54%Estructuras de 8 m 97,69%TOTAL 100,00%


20

Número y Tipo de estructuras BT

Número y Tipo de Estructuras por km

ALN: Estructura de alineamiento simpleALC: Estructura de alineamiento con cambio de direcciónANG: Estructura de ánguloANC: Estructura de anclajeFNL: Estructura de fin de línea

Se ha previsto instalaciones de puestas a tierra en concordancia con las reglas del Código Nacional de Electricidad

Estructura de alineamiento y cambio de 46,92%Estructura de ángulo 31,54%Estructura defin de línea 21,54%TOTAL 100,00%

Tipo de Estructura

ALN ALC ANG FNL RTS PAT Estr. Vano 10,00 4,00 9,00 7,00 11,50 7,00 30,00 33,33


21

COSTOS UNITARIOS- VNR

22

Línea Primaria Trifásica 22,9 kV

Descripción U$/Km.Conductor de AAAC 3x185 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 24 447,08Conductor de AAAC 3x150 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 22 310,84Conductor de AAAC 3x120 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 20 369,02Conductor de AAAC 3x95 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 19 046,17Conductor de AAAC 3x70 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 17 741,08Conductor de AAAC 3x50 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 16 741,27Conductor de AAAC 3x35 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 15 824,87Conductor de AAAC 3x25 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 15 377,07Conductor de AAAC 3x16 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 14 876,97

Línea Primaria Trifásica 13,2 kV

COSTOS UNITARIOS PARA EL VNR

Descripción U$/Km.Conductor de AAAC 3x185 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 23 733,59Conductor de AAAC 3x150 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 21 597,34Conductor de AAAC 3x120 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 19 655,52Conductor de AAAC 3x95 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 18 332,68Conductor de AAAC 3x70 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 17 027,58Conductor de AAAC 3x50 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 16 027,77Conductor de AAAC 3x35 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 15 111,37Conductor de AAAC 3x25 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 14 663,58Conductor de AAAC 3x16 mm2, estructura de madera simple terna de 11 y 13 m 14 163,47

23

Equipos de Protección y Seccionamiento 29,2 kV

Redes Subterráneas 22,9 kV


TOTALUS$

Recloser Tripolar 24.9 kV, In= 100 A, Icc = 12000 A Und. 22 718,87Seccionador Cut Out 27kV, 150kV BIL, 200A, 10KA. Trifásico Und. 535,17Seccionador Cut Out 27kV, 150kV BIL, 200A, 10KA. Bifásico Und. 395,49Seccionador Cut Out 27kV, 150kV BIL, 200A, 10KA. Monofàsico Und. 264,73Seccionalizador 27 kV, 150kV BIL, Trifásico Und. 6 685,16Seccionalizador 27 kV, 150kV BIL, Bifásico Und. 4 495,49Seccionalizador 27 kV, 150kV BIL, Monofásico Und. 2 314,72

Descripción Und.

TOTALUS$

Cable N2XSY 3-1x25 mm2 113 783,38Cable N2XSY 3-1x50 mm2 117 364,66Cable N2XSY 3-1x70 mm2 135 732,69Cable N2XSY 3-1x120 mm2 144 625,59Cable N2XSY 3-1x150 mm2 170 531,58

* Costos SICODI 2012

Descripción

24

SED Biposte22,9/0,38-0,22 kV

SED Monoposte22,9/0,38-0,22 kV

TotalUS$

1 Subestación trifásica de distribución biposte de 315 KVA, 22,9/0,38-0,22 kV 22 117,582 Subestación trifásica de distribución biposte de 250 KVA, 22,9/0,38-0,22 kV 19 669,601 Subestación trifásica de distribución biposte de 200 KVA, 22,9/0,38-0,22 kV 16 621,761 Subestación trifásica de distribución biposte de 160 KVA, 22,9/0,38-0,22 kV 15 430,612 Subestación trifásica de distribución biposte de 125 KVA, 22,9/0,38-0,22 kV 14 097,963 Subestación trifásica de distribución biposte de 100 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 13 019,834 Subestación trifásica de distribución biposte de 75 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 12 419,975 Subestación trifásica de distribución biposte de 50 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 10 503,936 Subestación trifásica de distribución biposte de 37,5 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 10 288,827 Subestación trifásica de distribución biposte de 25 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 9 258,028 Subestación trifásica de distribución biposte de 15 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 8 910,099 Subestación trifásica de distribución biposte de 10 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 8 698,07

ÍTEM DESCRIPCIÓN

TotalUS$

1 Subestación trifásica de distribución monoposte de 75 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 11 302,752 Subestación trifásica de distribución monoposte de 50 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 9 386,713 Subestación trifásica de distribución monoposte de 37,5 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 9 171,594 Subestación trifásica de distribución monoposte de 25 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 8 140,805 Subestación trifásica de distribución monoposte de 15 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 7 735,356 Subestación trifásica de distribución monoposte de 10 KVA, 22,9/0,38-0,22kV 7 523,32

ÍTEM DESCRIPCIÓN


25

SED 22,9/0,38-0,22 kV y 22,9/0,22 kV

COSTOS UNITARIOS PARA VNR

TotalUS$

1 Subestación trifásica de distribución biposte de 75 kVA, 22,9/0,38-0,22kV * 10 364,242 Subestación trifásica de distribución monoposte de 50 kVA, 22,9/0,38-0,22kV * 8 230,733 Subestación monofásica de distribución monoposte de 30 kVA, 22,9/0,22kV * 6 426,794 Subestación monofásica de distribución monoposte de 25 kVA, 22,9/0,22kV * 6 433,53

* Costos del transformador del SICODI 2012

ÍTEM DESCRIPCIÓN

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RED BT


Í tem Descripción U$/Km.1 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x50 /35 mm2, estructura de concreto de 8 m. 21 363,872 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 20 294,413 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 18 967,794 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 17 993,541 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x50 /N/P mm2, estructura de concreto de 8 m. 22 356,482 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x35 /N/P mm2, estructura de concreto de 8 m. 20 646,533 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x25 /N/P mm2, estructura de concreto de 8 m. 19 216,004 Conductor de Aluminio Autosoportado 3 x16 /N/P mm2, estructura de concreto de 8 m. 18 457,281 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x35 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 18 544,322 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 17 987,243 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 17 411,98

1 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x25 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 17 660,082 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x16 /25 mm2, estructura de concreto de 8 m. 16 908,361 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x25 + 1x16 /25 mm2, estructura de concreto de 19 166,002 Conductor de Aluminio Autosoportado 2 x16 +1x16/25 mm2, estructura de concreto de 8 18 178,541 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x15 +1x16/25 mm2, estructura de concreto de 18 116,762 Conductor de Aluminio Autosoportado 1 x16 +1x16/25 mm2, estructura de concreto de 17 575,86

27

Comparación Módulos de Regulación 2009 y los Obtenidos por el Consultor VAD


Sistema Eléctrico Villacurí - Sistema Eléctrico Especial Unidad Materiales (US$)

Costo de Stock (US$)

Mano de Obra (US$)

Transporte y Equipos

(US$)

Supervisión 2009(US$)

Costos Unitarios

US$ / Unidad 2008

Consultor2012

US$/km

Incremento(%)

2008 a 2012

Media TensiónRed MT Red Aérea, Conductor desnudo AACC de 3 x 25 mm2 km 5 384 367 2 228 1 346 1 938 11 263

Red Aérea, Conductor desnudo AACC de 3 x 35 mm2 km 5 974 407 2 228 1 346 2 069 12 024 15 825 31,61%



Red Aérea, Conductor desnudo AACC de 3 x 185 mm2 km 11 980 816 2 470 1 693 3 525 20 483 24 447 19,35%RED SUBTERRANEA CABLE NA2XSY 3x70 mm2 km 28 342 1 930 28 501 12 849 14 888 86 511 135 732 56,90%RED SUBTERRANEA CABLE NA2XSY 3x150 mm2 km 32 849 2 237 28 821 12 896 15 964 92 768 170 531 83,83%

El mayor incremento en los costos de los módulos elaborados por el Consultor VAD se da en el conductor 3 x 35 mm2, resulta en 31,61%, los costos para las redes subterráneas fueron obtenidos del SICODI 2012

28

Cantidad Costo US $ C.Total $1 8 000 8 0002 250 500

Sub Total 3 8 500

Equipos para NTCSE de COELVISACDescripción

Control de Calidad de EnergíaMedidor de Tensión monofásico

Cantidad CostoUnitarioUS$

TotalUS$

3 31 720,00 95 160,00Camioneta 4x4 HILUX 1 35 000,00 35 000,00auto-Motocicleta Honda CGL -125 1 1 600,00 1 600,00

131 760,00

Camioneta_Pick_Up_4x4

Total

VNR SEM (mUS$) 1224361,64VNR COELVISAC (mUS$) 2113881,24Proporción 0,57920077

VNR NO ELÉCTRICO

(inductor para la sede de Lima)

Descripción Total US$Equipos 383 728,12Vehículos 131 760,00Edificios Villacurí 533 600,00Edificio Sede Lima (proporción al SEM) 236 313,91Equipos para NTCSER 8 500,00VNR No Eléctrico Total US$ 1 293 902,03

Resumen VNR No Eléctrico - SEM

PersonasÁrea/Pers.

m2Área Total

m2Costo Uni.

US$TotalUS$

Terreno 8 15 120 200 24 000,00Construcción 8 10 80 120 9 600,00Terreno 2 500 200 500 000,00

533 600,00

Sede COELVISAC

AlmacénTotal

PersonasÁrea/Pers.

m2Área Total

m2Costo Uni.

US$TotalUS$

Terreno 17 10 170 2000 340 000,00Construcción 17 8 136 500 68 000,00

408 000,00

Sede Lima

Total

LISTA TOTAL DE EQUIPOS

FLUJOGRAMA PARA MT

30

Área de Influencia de la Subestación de Transformación y Alimentadores

+ Distribución de demanda (área de influencia de SET y alimentadores)+ Reconfiguración y reducción de

redes de MT

Evaluación del Nivel de Tensión Óptimo de MT

+ Evaluación técnico‐económica + Verificación de caídas de tensión+ Redes existente (secciones y fases)

Ubicación y Dimensionamiento Óptimo de Subestaciones de

Distribución MT/BT

+ Ubicación por centro de carga + Potencia adaptada a la demanda

Dimensionamiento Óptimo de las Redes de MT

+ Trazado de redes.+ Sección económica y tecnología adap.+ Fases necesarias para clientes 1f y 3f+ Red subterránea para salidas de

alimentadores

Dimensionamiento Óptimo de los Equipos de Seccionamiento y Protección de MT

+ Ubicación y número para atender criterios de confiabilidad y calidad

+ Ubicación de Reclosers, Seccionalizador

31

OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA MEDIA TENSIÓN

T1-5 # de SED´s = 76Demanda Coinc. SE = 3,44 MWDistancia máx. a SED = 40 km




T1-4 # de SED´s = 76Demanda Coinc. SE = 4,33 MWDistancia máx. a SED = 23 kmT1-7

# de SED´s = 95Demanda Coinc. SE = 3,01 MWDistancia máx. a SED = 27 km

Demanda Coincidente con Sistema Eléctrico = 20,6 MW

Distribución de alimentadores

32

Instalaciones de MTReconfiguración de redesDebido que está zona contiene mayoritariamente clientes en MT y existe dificultad de acceso para tendido de redes en MT, se respetó el tendido existente de la red troncal de MT.

.

Alimentador T1‐2 enlace con T1‐5

Centro poblado Garcilazo de la Vega rodeado de áreas de cultivo de difícil acceso

Alimentador T1‐1

Carretera panamericana sur y pocos accesos a SED´s.

Alim. T1‐5Alim. T1‐2

Alim. T1‐1

33

Instalaciones de MTReconfiguración de redes

Trabajos de traspasos de carga entre alimentadores pueden realizarse para la distribución óptima de demanda.

Una parte del ramal de T1‐5, que cruza a los alimentadores T1‐4 y T1‐1, presenta SEDs con una demanda total de 1,2 MW.

34

Instalaciones de MTReconfiguración de redes (reducción de 6 km)

Estas SEDs son trasladadas hacia los alimentadores T1‐1, T1‐3 y T1‐4 en forma proporcional para evitar sobrecargarlos.

35

Instalaciones de MTNivel de tensión Óptimo

Nivel de Tensión 22,9 kV 13,2 kV

Alimentador GrupoCosto Total Valor Presente (miles US$)

Costo Total Valor Presente (miles US$)

T1‐5 Costo de Inversión 1155,53 1021,04Costo de OyM 372,32 328,99Costo de Pérdidas 2477,37 8141,18

Total T1‐5 4005,21 9491,21T1‐7 Costo de Inversión 1498,88 1245,30

Costo de OyM 482,95 401,24Costo de Pérdidas 2818,99 7377,99

Total T1‐7 4800,82 9024,53T1‐4 Costo de Inversión 1072,05

Costo de OyM 345,42Costo de Pérdidas 8489,27

Total T1‐4 9906,74T1‐1 Costo de Inversión 543,05 441,43






Total T1‐3 5007,48 11327,33

Los resultados muestran que el nivel de tensión óptimo para el sistemaVillacurí debe ser 22,9 kV usando una configuración estrella sin neutrocorrido.

36

Ubicación y Dimensionamiento Óptimo de Subestaciones de Distribución MT/BT

Metrado Existente Metrado Optimizado

El sistema optimizado tiene un total de 51 subestaciones de distribución MT/BT de propiedad de la distribuidora. No existen SEDs elevadora/reductora ni de seccionamiento.El sistema modelo presenta subestaciones de distribución MT/BT monoposte y biposte que conforman el 57% y 43%, respectivamente. La potencia instalada de todas las subestaciones de distribución se mantiene en un rango de 10 a 160 KVA. No se incluyen subestaciones convencionales.Por nivel de tensión de BT de subestaciones de distribución MT/BT, se usó la configuración 440/220 V trifásico para SEDs con clientes industriales, 380/220 V trifásico y 220 V monofásico para SEDs con clientes residenciales.

Monoposte 18 74522.9 kV/220 V 8 35022.9 kV/380/220 V 1 1022.9 kV/440/220 V 9 385Biposte 33 294522.9 kV/220 V 9 67522.9 kV/380/220 V 3 30022.9 kV/440/220 V 21 1970ConvencionalElevadora/ReductoraTotal 51 3690Base de datos VNRGIS actualizada (28.01.13)

Tipo Número Potencia Instalada kVA Monoposte 29 1105

22.9 kV/380/220 V 2 10022.9 kV/440/220 V 25 95022.9 kV/220 V 2 55Biposte 22 203522.9 kV/380/220 V 1 7522.9 kV/440/220 V 21 1960ConvencionalElevadora/ReductoraTotal 51 3140Informe Final

Tipo Número Potencia Instalada kVA

37

Dimensionamiento Óptimo de Redes de MT

Trazado de redes de MT en localidades

El trazado de las redes de MT que alimentan a un grupo de SED´s, de localidades próximas geográficamente, se determina a partir del punto más próximo de la línea primaria hacia el grupo de SED´s utilizando los accesos y vías disponibles.

Debido que el tendido en la zona con redes existentes opera desde siempre eficientemente usando las condiciones topológicas y demanda, se respetó el tendido existente de las redes MT.

No obstante algunos trabajos de reducción de redes primarias se pueden observar debido a la reubicación de SED´s.

38

Sección económica y tecnología adaptadaAleación de AL desnudoSección mínima de 35 mm2

Secciones optimizadasDe acuerdo al tipo de SED trifásica o monófasica se tienden las redes con las fases necesarias. Inicialmente monofásicas.

Configuraciones resultantesTroncales: trifásicasLaterales: trifásicas, no existen en la optimización laterales monofásicas

+ Simulación: Flujos de potencia sobre troncales y laterales, usando puntos de carga por SED con demanda coincidente con el sistema eléctrico.

+ Se cumple con las restricciones de caída de tensión (6% sistemas rurales).

Estructuras y vano promedioEstructuras: postes de madera pino amarillo importado (USA), 11 y 13 m.Vano promedio: 125 m.


39

Resultados de Caída de Tensión – Alimentador T1-4


Cálculos de flujos de potencia obtenidos de los modelos de MT usando el programa CYMDIST

Se cumple con la caída de tensión (menor a 6%)

40

Resultados de Caída de Tensión – Alimentador T1-5


Cálculos de flujos de potencia obtenidos de los modelos de MT usando el programa CYMDIST

Se cumple con la caída de tensión (menor a 6%)

41


Tensión (kV) 22,9Red Aérea (km) 396,66Red Subterránea (km) 0,92Total Red MT (km) 397,59Equipos de P&S (unidad) 85Base de datos VNRGIS actualizada (28.01.13)

El sistema eléctrico Villacurí adaptado presenta un total de longitud de red área en MTde 390 km obtenido a partir de los trabajos de reconfiguración de un ramal delalimentador T1-5 hacia los alimentadores T1-1, T1-3 y T1-4.

Las redes subterráneas se mantienen en el sistema modelo para salida dealimentadores desde la S.E. Villacurí, otras redes subterráneas no son consideradasdentro del sistema. La red subterránea tiene un total de longitud de 0,73 km y representaun 0,2% de la red total en MT.

Tensión (kV) 22,9Red Aérea (km) 390,05Red Subterránea (km) 0,73Total Red MT (km) 390,78Equipos de P&S (unidad) 85Informe Final

<-- reconfiguración de alimentador T1-5

42

Instalaciones de BTFlujograma de Estudios

Modelos de Red de BT

+ Mapas de densidades de carga

Evaluación del Nivel de Tensión Óptimo de BT

+ Definición de zonas rurales+ SEDs con clientes industriales

Trazado y Dimensionamiento Óptimo de la Red de BT – Servicio Particular

+ Trazado de red secundaria.+ Sección económica y tecnología adap.+ Fases necesarias para clientes 1f y 3f

Trazado y Dimensionamiento Óptimo de la Red de BT – Alumbrado Público

+ Potencia óptima de lámpara y tecnología adaptada.

+ Cálculo de puntos de iluminación+ Tendido de redes de AP sobre SP

OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA BAJA TENSIÓN

43

Mapa de densidad de carga+ El sistema eléctrico se extiende mayoritariamente sobre zonas de baja densidad de carga (88% de cuadrículas), que lo califica como un sistema de ámbito rural de baja densidad. + No se hace necesario utilizar muestras de BT por zona de densidad de carga. No es representativo.+ No existen zonas monumentales o históricas en este sistema.

MODELOS DE RED DE BT

Total %Muy alta densidad mayor a 4,0 0 0,0%Alta 1 densidad entre 2,5 y 4,0 0 0,0%Alta 2 densidad entre 1,5 y 2,5 0 0,0%Media densidad entre 0,25 y 1,5 21 12,3%Baja densidad menor a 0,25 150 87,7%

171 100,0%TOTAL

CuadrículasRango de densidad de carga (MW/km2)

Zona

44

NIVEL DE TENSIÓN ÓPTIMO

Los niveles de tensión óptimos en BT se determinan de acuerdo a laruralidad y condiciones de suministro para los clientes industriales, loscuales están formados por pozos y equipos agroindustriales.

El nivel de tensión de BT óptimo se define como sigue:

Clientes industriales : configuración 440/220 V trifásicoClientes residenciales: configuración 380/220 V trifásico y 220 V monofásico

Esta decisión responde a mejorar las condiciones de operación en elsistema modelo debido que existen clientes industriales con motores440V trifásicos.

45

Demanda por Suministro

La demanda por suministro para el diseño de las redes de BT se define igual a la calificación eléctrica coincidente (kW/lote).

Se tiene una potencia unitaria por usuario de 0,48 kW/lote, para lo cual se escoge una Calificación Eléctrica de 0,5 kW/lote.

La calificación eléctrica coincidente será 0,25 kW, considerando un factor de coincidencia a nivel de suministro de 0,5.

SED Tipo de ActividadCant. de Suministros

MD Promedio (kW)

BENITES HOGARES PRIVADOS CON SERVICIO DOMESTICO 1 0,57NEXTEL HOGARES PRIVADOS CON SERVICIO DOMESTICO 3 0,92PEAJE HOGARES PRIVADOS CON SERVICIO DOMESTICO 2 0,47S_AMBROSIO HOGARES PRIVADOS CON SERVICIO DOMESTICO 1 0,54SAB 412D HOGARES PRIVADOS CON SERVICIO DOMESTICO 1 0,80SAM 400D HOGARES PRIVADOS CON SERVICIO DOMESTICO 19 0,19SANTACRUZ HOGARES PRIVADOS CON SERVICIO DOMESTICO 126 0,51

Calificación Eléctrica (kW/lote) = 0,48Calificación Eléctrica elegida (kW/lote) = 0,5

46

Sección económica y tecnología adaptada

Autoportante de ALSección mínima de 16 mm2

Secciones optimizadasDe acuerdo al tipo de suministro trifásico o monófasico se tienden las redes con las fases necesarias.

ConfiguracionesRed secundaria: trifásicas, bifásicas o monofásicas

+ Simulación: Flujos de potencia usando puntos de carga por suministro con demanda de calificación eléctrica promedio 250 W/lote.

+ Se cumple con las restricciones de caída de tensión (7,5% sistemas rurales).

47

Trazado Optimizado

Trazado Existente

Trazado OptimizadoEn total se produce una optimización o reducción de casi 900 metros en el trazo total de todas las SEDs con redes de BT.

48

Trazado y Dimensionamiento Óptimo de la Red de BTCaída de Tensión – SED Santa Cruz

Cálculos de flujos de potencia obtenidos de los modelos de BT usando el programa CYMDIST

Se cumple con la caída de tensión (menor a 7,5%)

49

Caída de Tensión – SED SAM 400 D – C.P. Garcilazo de la Vega

Trazado y Dimensionamiento Óptimo de la Red de BT

Cálculos de flujos de potencia obtenidos de los modelos de BT usando el programa CYMDIST

Se cumple con la caída de tensión (menor a 7,5%)

50

Tecnología adaptada: Vapor de Na 50 W

Potencia de lámparasTipos de alumbrado público en tramos de vías de sistema modelo: tipo 5

Tipo de alumbrado 5Para postes de 8 mUna inter distancia de 10 a 20m.Ancho de la carretera promedio de 5m.Calzada Clara.

Alumbrado Público

Inc: Inclinación del poste expresado en grados.Emed: Iluminancia media (lux).Emín: Iluminancia mínima (lux).Uo: Uniformidad media de Iluminación (%).Ul: Uniformidad longitudinal de Iluminancia (%).Flujo: Flujo luminoso (lúmenes).

Vapor de Na 50 W

Cumple con la Norma Técnica DGE“Alumbrado de Vías Públicas en

Zonas de Concesión de Distribución”

Cálculos de Iluminación obtenidos de los modelos usando el programa Ulysse 2.2

51

Cálculo de puntos de iluminaciónSe debe considerar una potencia promedio de lámpara de alumbrado y el número de horas de servicio mensuales del alumbrado público (NHMAP). Se aplica la siguiente fórmula:

PI Puntos de IluminaciónCMAP Consumo mensual de alumbrado público en kWhNHMAP Número de horas mensuales del servicio alumbrado público (horas/mes)PPL Potencia nominal promedio de la lámpara de alumbrado público en watts

La cantidad de puntos de iluminación (PI) fue calculada tomando como referencia una lámpara de Vapor de Sodio de 50 W, para un número de horas mensuales del servicio alumbrado público (horas/mes) de 360.

Se obtuvieron 52 puntos de iluminación que fueron distribuidos en las diferentes SEDs usando el número de usuarios por SED.

KALP= 4,7 kW.h/usuario-mes Sector Típico Especial NHMAP = 360 horas/mes

PPL = 50 W Tipo Alumbrado 5

52

Metrado optimizado – Red de APTrazado de red de APUso compartido con la red de BT-SP, salvo plazas principales o parques.

Sección económica y tecnología adaptadaAutoportante de AL de 16 mm2. + Simulación: Flujos de corriente usando puntos de iluminación con demanda de luminaria y

balastro.

Cada una de las SED’s con red de alumbrado público posee un equipo de control de AP compuestopor fotocélula y contactor.

Existen 5 subestaciones de distribución con metrado de AP:SAM 400D – C.P. Garcilazo de la Vega (alim. T1-2),SAB 412 D – Las Lomas (alim. T1-5),PEAJE (alimentador T1-5),NEXTEL (alim. T1-7)SANTA CRUZ – C.P. Santa Cruz de Villacurí.

53


El sistema eléctrico Villacurí optimizado presenta un total de longitud de red BT aérea deservicio particular y alumbrado público de 2,96 y 1,90 km, respectivamente.

La red subterránea tiene un total de longitud de 7,8 m para el servicio particular.

Existen pocas subestaciones de distribución con metrados de AP y SP

Trazado y Dimensionamiento Óptimo de la Red de BT

Tensión (V) 220, 380/220, 440/220

Red Aérea (km) 3,84Red Subterránea (km) 0,01Total Red BT SP (km) 3,85

Red Aérea (km) 2,62Red Subterránea (km) 0,00Total Red BT AP (km) 2,62Número de Luminarias (conectadasen red aérea) 86

Número de Luminarias (conectadasen red subterránea) 0

Base de datos VNRGIS actualizada (28.01.13)

Servicio Particular (SP)

Alumbrado Público (AP)

Tensión (V) 380/220

Red Aérea (km) 2,95Red Subterránea (km) 0,01Total Red BT SP (km) 2,96

Red Aérea (km) 1,90Red Subterránea (km) 0,00Total Red BT AP (km) 1,90Número de Luminarias (conectadasen red aérea) 52

Número de Luminarias (conectadasen red subterránea) 0

Informe Final

Servicio Particular (SP)

Alumbrado Público (AP)

54

RESULTADOS - VNR

Red Aérea km 396,68 390,91 9 139,04 6 244,50Red Subterránea km 0,92 0,92 106,67 97,25Equipos de Protección y Seccionamiento unidad 85 85 148,98 175,02

Subestaciones de Distribución MT/BTMonoposte unidad 18 25 130,84 255,70Biposte unidad 33 26 348,93 282,83Convencional unidad 0 0 0,00 0,00Compacta Pedestal unidad 0 0 0,00 0,00Compacta Bóveda unidad 0 0 0,00 0,00

Otras Subestaciones 0,00Elevadora/Reductora unidad 0 0 0,00 0,00De seccionamiento unidad 0 0 0,00 0,00

Red AéreaServicio Particular km 3,84 3,84 56,30 52,72Número estructuras compartidas BT y MT unidad 0 0,0 0,00 0,00Alumbrado Público km 2,62 2,62 8,02 34,24Luminarias unidad 86 56 7,79 7,30Equipos de Control unidad 4 3 0,32 0,57

Red SubterráneaServicio Particular km 0,01 0,01 0,62 0,67Alumbrado Público km 0 0 0,00 0,00Luminarias unidad 0 0 0,00 0,00Equipos de Control unidad 0 0 0,00 0,00

2 113,88 1 293,9012 061,40 8 444,68

Media Tensión

Subestaciones

Baja Tensión

Instalaciones No EléctricasTOTAL

Sistema Eléctrico VNR mUS$

Componente Unidad Empresa Real

Empresa Modelo

Empresa Real

Empresa Modelo

56

Energía PotenciaTécnica 2,33% 3,28%No Técnica 0,00% 0,00%

SED Técnica 2,57% 3,41%Técnica 0,20% 0,26%No Técnica 2,63% 2,66%

Acometida Técnica 0,01% 0,02% Medidor Técnica 0,30% 0,39%(*) Porcentaje referido al ingreso en cada nivel de tensión

Porcentaje (*)

MT

BT

Nivel de Tensión TipoConsultor VAD

PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE ENERGÍA Y POTENCIA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

SISTEMA ELÉCTRICO MODELO ‐ 2012

57

Concepto Energía(MWh)

FactorCarga /

pérdidas

Potencia (kW)

Factor deCoincidencia

Total Ingreso a MT 102 648 0,57 20 375Pérdidas Estándar en Media Tensión 2 387 0,41 669Ventas en Media Tensión 95 720 0,58 18 885

MT2 32 946 0,53 6 507 0,922MT3P 14 111 0,74 1 990 0,922

MT3FP 47 169 0,51 9 795 0,922MT4P 345 0,58 63 0,922

MT4FP 1 148 0,23 530 0,922Total Ingreso a BT 4 541 1,11 822Pérdidas Técnicas en BT 140 0,47 34Pérdidas no Técnicas en BT 120 1,00 22Ventas en Baja Tensión 4 282 0,64 766

BT2 1 222 0,57 207 0,842BT3P 365 0,58 60 0,842

BT3FP 1 209 0,33 338 0,820BT4P 370 0,72 49 0,842

BT4FP 122 0,26 44 0,840BT5B 544 0,41 37 0,247

BT5C-AP 12 0,50 0 0,000Otras ventas 439 0,41 30 0,247

BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA

SISTEMA ELÉCTRICO MODELO ‐ 2012

58

Número de horas de utilización en BT - NHUBT

Demandas de potencia en MT y BT, utilizables en el cálculo de los VAD respectivos

NHUBT Horas 305

Demanda MT kW 19 706

Demanda BT kW 766

60

Calidad de Suministro1. Tasas de Falla ObjetivoFALLAS EN MEDIA TENSIÓNCuadro de Frecuencias de Fallas y Duración Anual

Alimentador MT Aves 9 13.92 1.55 100% 9.0 13.92 Bajo nivel de aislamiento (aislador roto / tensión inadecuada) 0.5 0.76 1.52 100% 0.5 0.76 Caída de árbol 1 0.73 0.73 100% 1.0 0.73 Corte de emergencia (No incluidos en PM y PE) 0.5 0.41 0.82 100% 0.5 0.41 Déficit de generación 3 0.75 0.25 100% 3.0 0.75 Falla empalme de red 5.5 7.20 1.31 80% 4.4 5.76 Falla equipo (transformador, interruptor, seccionador de potencia, etc.) 0.5 0.38 0.75 100% 0.5 0.38 Impacto vehicular 2 1.68 0.84 100% 2.0 1.68 Otros, causados por terceros 2 2.60 1.30 100% 2.0 2.60 Por expansión o reforzamiento de redes 3.5 4.49 1.28 100% 3.5 4.49 Por mantenimiento 11 58.24 5.29 100% 11.0 58.24 Sismo 5.5 36.16 6.57 80% 4.4 28.93

Seccion Alimentador Aves 2 1.83 0.92 100% 2.0 1.83 Caída de árbol 0.5 1.58 3.17 100% 0.5 1.58 Falla empalme de red 0.5 0.35 0.70 100% 0.5 0.35 Falla equipo (transformador, interruptor, seccionador de potencia, etc.) 0.5 0.56 1.12 100% 0.5 0.56 Hurto de conductor o elemento eléctrico 0.5 1.90 3.80 100% 0.5 1.90 Otros, causados por terceros 0.5 0.89 1.78 100% 0.5 0.89 Otros, por falla en componente(s) del sistema de potencia 1 2.90 2.90 100% 1.0 2.90 Por expansión o reforzamiento de redes 2 3.88 1.94 100% 2.0 3.88 Por mantenimiento 1.5 2.71 1.81 100% 1.5 2.71 Sismo 0.5 2.69 5.38 100% 0.5 2.69

Descripción CAUSA

Tasas Reales

TIP. INSTALACION FALLA Tasa de falla λi int/año

Indisponibilidad Ui h/año

R (Horas/int) Porcentaje Tasa de falla λi

int/año Indisponibilidad Ui

h/año

Metrado Existente (km)408

Tipo de Instalación Estaciones AT/MT Equipamiento MT Redes MT

Seccionadores Fusibles

Reconectadores (SFR)

SED MT/BT Redes BT Acometidas

Tasa de Falla li 3 0.03 0.126 0.03 0.05 0.01 0.005Tiempo Medio de Salida de Servicio Ui 2.46 3 137.93 3 9.55 0.50 4.67

Tiempo de Reparación (horas/int)2.69

tasa de falla li: interrupciones/km-añoIndisponibilidad Ui: Horas/año

61

Se eliminó un recloser producto de la reconfiguración de alimentadores.

Para la operación segura y confiable del alimentador T1-7 se incorpora un recloser enla cabecera de este alimentador, debido que en la operación real el alimentador T1- 7compartía celda de salida con el alimentador T1-3.

Para cumplir con los estándares de calidad de suministro:

Se incluyen reclosers en la cabecera (inicio) de todos alimentadores concuatro (4) reclosers adicionales instalados a mitad del alimentador en losalimentadores T1-1, T1-2, T1-4 y T1-5.

Se adicionan 3 seccionalizadores instalados en los ramales extensos de losalimentadores T1-1, T1- 2 y T1-5.

Calidad de Suministro2. Equipamiento de Seccionamiento y Protección

Número de interrupciones por cliente por semestre en MT (N): menor a 7 interrupciones/semestreDuración de interrupciones por cliente en MT (D): menor a 17 horas/semestre

62

Calidad de Producto1. Resultados de simulaciones de la Red Optimizada MT y BT

Se cumple con los estándares de calidad de suministro:

Regulación en la SET Villacurí (2% de regulación de tensión de salida) sinadicionar compensación reactiva.

Tolerancia de tensión en MT (sistema rural): menor a 6% de VnomTolerancia de tensión en BT (sistema rural): menor a 7,5% de Vnom

Alimentador Fase Peor caso ‐ Tramo % Cumple ΔV

A 2438 2,26 Si

T1‐1 B 2438 2,26 Si

C 2438 2,26 Si

A 2320 1,71 Si

T1‐2 B 2320 1,69 Si

C 2320 1,7 Si

A T1J04B4B1601 2,73 Si

T1‐3 B T1J04B4B1601 2,73 Si

C T1J04B4B1601 2,73 Si

A T4R030005002 5,42 Si

T1‐4 B T4R030005002 5,42 Si

C T4R030005002 5,42 Si

A 2848 4,13 Si

T1‐5 B 2848 4,43 Si

C 2848 3,91 Si

A T3C122002501 1,48 Si

T1‐7 B T3C122002501 1,48 Si

C T3C122002501 1,48 Si

Máxima Caída de Tensión ‐ Red MTSED Fase Peor caso ‐ Tramo % Cumple ΔV

A PV‐424_ACOMETIDA 1,347 SiLAMERCED B PV‐424_ACOMETIDA 1,347 Si

C PV‐424_ACOMETIDA 1,347 SiA PV‐580_ACOMETIDA 2,692 Si

BENITES B PV‐580_ACOMETIDA 2,692 SiC PV‐580_ACOMETIDA 2,692 SiA T1J04B4B1601 5,301 Si

SANTA CRUZ B ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐C ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐A DV‐892_ACOMETIDA 0,478 Si

SAM400D B ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐Garcilazo C ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐

A DV‐585_ACOMETIDA 0,754 SiNEXTEL B ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐

C ‐‐‐ ‐‐‐ ‐‐‐A PV‐457_ACOMETIDA 0,849 Si

LA PALMA B PV‐457_ACOMETIDA 0,849 SiC PV‐457_ACOMETIDA 0,849 Si

Máxima Caída de Tensión ‐ Red BT

ESQUEMA GENERAL DE LA ESTRUCTURA DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

64

OPTIMIZACION DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

COMPONENTE ÁREA ACTIVIDADES SUPERVISIÓN RESULTADOS TOTALES

OPERACIÓN

MANTENIMIENTOCOMERCIALIZACIÓN COSTOS VADCOMERCIALIZACIÓN COSTOS NO VADCARGO FIJO

GERENCIAS SEDE LIMA

GERENCIA UNIDAD VILLACURÍCOSTO DIRECTO

COyM

COSTOS DIRECTOS OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO

ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS CONTRATOS Y SEGUROS INVERSIONES Y LOGÍSTICA ESTUDIOS Y OTROS

COSTOS INDIRECTOS

GERENCIA DE DISTRIBUCIÓN

GERENCIA DECOMERCIALIZACIÓN

COSTO INDIRECTO

COSTOS DE OPERACIÓN

65

Concepto Supervisión Operación MT

Operación BT SP

Operación BT AP Total

Participación

Compras 0 5 082 188 1 5 271 4%

Cargas de Personal 16 099 56 719 2 270 12 75 101 62%

Servicios Prestados por Terceros 0 39 144 1 567 9 40 719 34%

Cargas Diversas de Gestión 0 0 0 0 0 0%

TOTAL US$ 16 099 100 946 4 025 22 121 091 100%

Participación 13% 83% 3% 0% 100%

OPTIMIZACION DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

COSTOS DE MANTENIMIENTO ‐ PROCEDIMIENTO

66

Actividades de Mantenimiento

Recursos:MaterialesMano de obraMaquinaria y transporteEquipos y herramientas

Costo Unitario por Actividad

Periodicidad

Cantidad de elementos por

módulo

Consumo anual por módulo

Volumen de instalaciones

Costo anual de mantenimiento

X

Rendimientos

X

COSTOS TOTALES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO - US$

67

Mantenimiento 797 032 87%Operación 121 091 13%Total 918 123 100%

Concepto Total OyM Anual Participación

68

ASIGNACIÓN DE COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO –MILES S/.

SED

Costos Directos

1 Materiales 449 422 20 7 449 0 6 0 0

2 Supervisión Directa 144 63 0 0 63 81 0 0 81

3 Personal Propio 286 87 6 0 0 93 193 0 0 193

4 Servicio de Terceros 2 218 851 5 7 4 867 0 699 652 1 351

5 Cargas Diversas y Otros 1 522 987 1 6 4 997 525 0 0 525

6 Total 4 618 2 410 12 33 14 2 468 799 699 652 2 150

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)

1 Materiales 0 0 0

2 Personal Propio 78 38 12 4 7 61 17 0 17

3 Servicio de Terceros 137 74 9 8 6 96 41 41

4 Aporte Organismo Regulador 286 0 148 138 286

5 Cargas Diversas y Otros 165 40 4 8 2 54 111 0 0 111

6 Costo Capital de Trabajo 0 0 0

7 Total 666 152 25 19 15 211 169 148 138 455

Asignación de Costo de Gestión Comercial

1 Materiales 1 0 1 0 0 1

2 Supervisión Directa 98 94 1 2 1 98

3 Personal Propio 120 112 3 3 2 120

4 Servicio de Terceros 0 0 0 0 0 0

5 Cargas Diversas y Otros 80 61 10 2 7 80

6 Total 299 267 15 7 10 299

Asignación de Costo de Operación Comercial

1 Materiales 3 3 0 0 0 3

2 Supervisión Directa 0 0 0 0 0 0

3 Personal Propio 0 0 0 0 0 0

4 Servicio de Terceros 98 81 12 3 2 98

5 Cargas Diversas y Otros 0 0 0 0 0 0

6 Total 101 84 12 3 2 101

Costos Totales de OyM 2 913 63 63 40 3 078

Distribución MT

Distribución BT

Alumbrado Público Total Gestión

ComercialOperación Comercial

Costo asociado al

UsuarioTotal

Concepto TOTAL

Costo de OyM Técnicos Comercialización

70

RESULTADOS

• VAD

Descripción Unidad Media Tensión Baja Tensión SED Baja Tensión SED + Redes

Valor Nuevo de Reemplazo miles US$ 7 861,24 470,66 583,45Anualidad del VNR (inversión) miles US$ 975,92 58,43 72,43Costo Anual de Operación y Mantenimiento miles US$ 1 141,71 24,54 65,03

Total Costo Anual miles US$ 2 117,63 82,97 137,46Demanda kW 19 706,44 766,13 766,13Número de clientes UnidadValor Agregado de Distribución

Inversión US$/kW-mes 3,916 6,031 7,476Operación y Mantenimiento US$/kW-mes 4,828 2,669 7,074Total US$/kW-mes 8,744 8,700 14,549Total S/./kW-mes 22,306 22,193 37,116

71

RESULTADOS

• COSTO FIJO

Cargos Fijos Mensuales Total Promedio

CFE CFS CFH CFEAP CCSP CFHCO

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) US$/año 4 806 40 502 16 001 6 759 17 017

NCL (Número de clientes) Cliente 235 324 128 200 687

Cargo Fijo Mensual US$ / Cliente 1,704 10,417 10,417 1,704 2,816 1,670 2,064

Cargo Fijo Mensual S/. / Cliente 4,347 26,574 26,574 4,347 7,184 4,260 5,266

72

RESULTADOS

• FACTOR DE ECONOMÍA DE ESCALA

Tipo VADMT VADBT VADSED

Fórmula

1+CV*t/(1+t) 1+CV*t/(1+t) 1+CV*t/(1+t) Tasa de

Crecimiento 0,01015 0,01015 0,01015 Año 1 1,0000 1,0000 1,0000 Año 2 0,9981 0,9974 0,9988 Año 3 0,9961 0,9948 0,9976 Año 4 0,9942 0,9921 0,9964

73

COMPARACIÓN DE RESULTADOS

• VAD

0,000

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

VAD MT

VAD BT

19,396

33,83022,306

37,116

REGULACION 2009

CONSULTOR

S/.‐ kW‐MES

MUCHAS GRACIAS

Lima, 25 de Abril de 2013

estudio de costos del vad del sector típico...estudio de costos del vad del sector típico especial...

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