Con esta información se construye la base de los supuestos asumidos en el proceso del optimización del sistema.

Transcripción

1 94 6. RESULTADOS 6.1 Estructuración de la Empresa Modelo Caracterización del mercado eléctrico El sistema eléctrico elegido por la GART para representar al área típica Nº3 es el sistema Chupaca cuya concesión de distribución está encargada a la empresa Electrocentro. Este sistema se caracteriza por presentar una mezcla de sectores rurales y sectores urbanos pequeños de baja densidad de carga. Predominan en este sistema los sectores rurales, los que poseen una alta dispersión geográfica de los clientes, formando pequeños grupos claramente separados geográficamente unos de otros. El sistema eléctrico Chupaca está constituido por cuatro alimentadores de media tensión, los cuales nacen de la subestación de poder del mismo nombre que reduce la tensión desde 33 kv a 13,2/7,62 kv para su distribución en el sistema de media tensión. Dichos alimentadores, entregan suministro eléctrico a 253 subestaciones de distribución, de las cuales diez son propiedad de particulares y el resto de la empresa. Adicionalmente, existe un quinto alimentador el cual es privado y abastece a un único cliente regulado (Telefónica). En el anexo del capítulo Caracterización del mercado eléctrico, se encuentra un conjunto de tablas de resumen, que contienen información de las principales características del sistema eléctrico Chupaca. Esta información da una visión de la situación actual que presenta el mercado eléctrico conformado por el sistema eléctrico Chupaca. La información que se adjunta se refiere a variables como: longitudes de redes, demandas de potencia y de energía, potencia instalada en subestaciones, información de índices de calidad de servicio, información estadística de demandas de energía, potencia y número de clientes. Con esta información se construye la base de los supuestos asumidos en el proceso del optimización del sistema. Análisis de distribución geográfico topológico de los alimentadores de media tensión Tal como se ha planteado anteriormente, el sistema eléctrico Chupaca de Electrocentro está constituido por cuatro alimentadores de media tensión. Dichos alimentadores son de longitud moderada, del orden de 25 kilómetros de red total y, además de baja densidad de carga. Por otro lado, se aprecia también que poseen un alto número de derivaciones, las que en general son monofásicas. Para ilustrar mejor lo anterior y como una forma de visualizar de mejor manera la realidad de los alimentadores de media tensión del sistema Chupaca, en el anexo del capítulo titulado Análisis de distribución

2 95 geográfico topológico de los alimentadores, se entrega un conjunto de parámetros adicionales para cada alimentador. Descripción general Predicciones de tasa de crecimiento. El Sistema Eléctrico Chupaca es parte del Servicio mayor Chupaca en la concesión de ELECTROCENTRO y, ha sido seleccionado por la GART como empresa modelo del sector típico 3 para el estudio de costos del VAD del Está ubicado en la sierra central del Perú y comprende 9 localidades de la Provincia de Chupaca, anteriormente pertenecientes a las Provincias de Huancayo y Concepción. El área está servida desde la subestación Chupaca, a través de cuatro alimentadores de media tensión, la cual a su vez recibe energía del Sistema Interconectado Nacional (SINAC) y de la Central Hidroeléctrica Huarisca, propiedad de ELECTROCENTRO. Según el censo de 1993, la población total del sector es de habitantes, de las cuales habitan en áreas calificadas como urbana de baja densidad el 66%. La tasa de crecimiento poblacional en el período varia entre el 4.2% al 3.7% para las diferentes localidades que conforman el sistema, y en conjunto, para el mismo período, registran una tasa promedio de 1.43%. Para el período , se ha previsto que la población de cada localidad continuará con la misma tendencia de crecimiento, a excepción de Sicaya, que registra una tasa negativa, que se considera para efectos de este estudio tasa cero, tomando en cuenta que los predios en cualquier momento pueden ser clientes, ya que están ubicados dentro del área electrificada. Metodología Según la información estadística existente en la empresa, se ha formulado la metodología de proyección de la demanda eléctrica del área comprendida dentro del Sector Típico 3 Chupaca, basada en los consumos unitarios y población, pero con un tratamiento separado para los consumos de Baja Tensión, Alumbrado Público y Media Tensión; el consumo total de clientes en Media Tensión se ha considerado constante, tomando en cuenta que son clientes cuyas instalaciones no serán ampliadas en un futuro próximo. La proyección de clientes se realiza a partir de la población del último censo y tasas de crecimiento publicadas por el INEI, considerando la variación del índice de cubrimiento y grado de electrificación previsto para el período de estudio.

3 96 El consumo unitario total en baja tensión, ha sido ajustado en función al consumo unitario por sectores tarifarios y su incidencia en el consumo unitario total. El consumo de alumbrado público se ha evaluado en función de número de lámparas y potencia media de la luminaria, sin variación en el tiempo, tomando en cuenta que se mantendrá constante el área geográfica actualmente electrificada. Se ha postulado que sólo se construirán casas para viviendas dentro del área que actualmente se encuentra electrificada; es decir, que sólo se está considerando una densificación y no una expansión de la carga; así mismo, cómo se está proyectando bajo el criterio de crecimiento vegetativo se ha estimado que al 2004 todas las localidades mantendrán el actual grado de electrificación, a excepción de: i) Pilcomayo, que concentra la mayor expectativa de crecimiento, ii) Ahuac, donde no se postula un incremento de viviendas. En ambos casos, se ha previsto un ligero incremento del nivel de cobertura, teniendo en cuenta que en años anteriores fue una zona con problemas sociales. Para el conjunto de localidades que integran el Sector Típico, el grado de electrificación se mantiene constante. En el caso del alumbrado público y las ventas en media tensión, no se consideran incrementos de consumos. Para una mejor comprensión definimos el concepto de clientes como sigue : Cliente, para la empresa, es el que paga su consumo. Cliente, para mercado eléctrico, bajo el concepto de crecimiento vegetativo, es todo predio que está dentro del área electrificada. El consumo en baja tensión de servicio particular (SP), se estima a partir del consumo unitario promedio por cliente medio y por año. Este consumo unitario por cliente tiende a ser un valor casi estático, que difícilmente aumenta cada año y que por el contrario, podría bajar por efectos de elasticidad precio en la medida que las tarifas alcancen valores económicos de equilibrio, que son mayores que cuando las tarifas son subsidiadas. Esto es así en todos los servicios públicos (agua, telefonía, electricidad, gas, etc.). En conclusión, el consumo unitario no aumenta bruscamente, salvo que la economía muestre mejorías que sean sostenidas y que exista una razonable distribución del incremento en el producto bruto y que llegue hasta el consumidor típico en baja tensión. En el caso del sector en estudio, se ha considerado un incremento del consumo unitario de 1.2% en áreas urbanas y de 0.5% por año en áreas rurales. Considerar tasas más altas que las anteriores para el consumo unitario, puede ser una exageración de la realidad futura. Desde el punto de vista de un empresario privado, la inversión para captar nuevos clientes se realizará, siempre y cuando ésta le resulte rentable; esto

4 97 es, si el valor presente de los flujos libres que se obtienen de estos nuevos clientes, permiten recuperar la inversión a una determinada tasa de recuperación de capital. En tal sentido, la captación de nuevos clientes se torna muy selectiva y, por ello, no se deben postular tasas altas de crecimiento permanente en el número de clientes. El factor de carga para el conjunto de clientes está dado por las demandas de potencia y la energía registrada al ingreso de media tensión y se calcula en función del diagrama de carga de un período determinado. El factor de carga cuanto más cercano a uno o a cero indica una alta o baja utilización de energía durante el período de análisis; los datos registrados durante el período de medición dan un factor de carga igual a 41% para el conjunto de alimentadores. Sin embargo, para el alimentador N 2 con carga rural, el factor de carga a nivel de media tensión es 32%. Para la proyección se ha considerado dichos factores de carga según la localidad analizada. La determinación de la tasa de crecimiento promedio anual se efectúa, comparando los registros de potencia y energía del año 2000 de cada localidad y los valores proyectados para el año Para facilitar el análisis de modelamiento, se ha determinado utilizar en baja tensión, una tasa promedio para un conjunto de localidades urbanas menores y otra, para un conjunto de localidades rurales. La tasa promedio para media tensión, se determina para el conjunto de alimentadores que abastecen las localidades que conforman el Sector Típico 3. A continuación, se ilustra esta metodología con un diagrama de flujo.

5 98 FLUJOGRAMA PARA DETERMINAR LAS TASAS DE CRECIMIENTO REGISTROS HISTORICOS POR LOCALIDAD POBLACION VIVIENDAS CLIENTES RELACION HAB/VIV COEFICIENTE DE ELECTRIFICACION PROYECCIONES POR LOCALIDAD Nº CLIENTES CONSUMO POR NIVEL DE TENSION CONSUMOS UNITARIOS MT MT MT BT BT BT Nº LAMPARAS AP POTENCIA PROMEDIO AP VENTA TOTAL MT - BT- AP FACTOR DE CARGA MT - BT - AP MÁXIMA DEMANDA MT BT AP TOTAL TASA DE CRECIMIENTO MEDIA TENSIÓN LOCALIDAD TOTAL PONDERADO BAJA TENSIÓN LOCALIDAD TOTAL PONDERADO

6 99 Resultados Los resultados obtenidos para la tasa de crecimiento de potencia, aplicando la metodología descrita en este capítulo, son los que se resumen a continuación: Red de Baja Tensión Localidades Urbanas : 1.9% Localidades Rurales : 1.3% Red de Media Tensión Todos los Alimentadores : 1.7% El detalle de los cálculos realizados, se muestra en cuadros adjuntos en el anexo del capítulo Determinación de la tasa de crecimiento de demanda. Indicadores de clasificación de alimentadores de media tensión Estos indicadores de clasificación se calculan para poder agrupar alimentadores de media tensión por características similares, de manera de poder realizar estudios muestrales que permitan una posterior extrapolación de resultados para el universo a estudiar. Lo anterior se justifica cuando el número de alimentadores es apreciable, debido a la gran cantidad de recursos necesarios para realizar las actividades asociadas. A continuación, se mencionan algunas de estas actividades: armado de topología, asignación de las cargas, faseamiento de las cargas, ejecución de los flujos de potencia, análisis de resultados, corrección de problemas de operación, etc. En el caso particular del sistema eléctrico Chupaca, el cual posee un número reducido de alimentadores, el estudio se realiza para todos ellos, es decir, no es necesario un estudio muestral. A pesar de lo anterior, y a modo ilustrativo, se han calculado de todas maneras una serie de indicadores de clasificación para cada uno de los alimentadores de media tensión del sistema eléctrico Chupaca, los cuales se encuentran en el anexo del capítulo Indicadores de clasificación Definición de la tecnología adaptada La adaptación de las instalaciones de un sistema eléctrico a la demanda, es un tema importante de analizar. La finalidad de un sistema eléctrico es operar a mínimo costo durante su período de vida útil, el cual la legislación establece como 30 años en promedio, con la tecnología actual y equipo eficiente disponible en el mercado. Sin embargo, atendiendo la sugerencia del Supervisor VAD, se ha considerado la adaptación del sistema de baja tensión

7 100 a la demanda de un horizonte de 10 años, mientras que para el sistema de media tensión se considera la adaptación a la demanda en un horizonte de 30 años. En este sentido, se evalua económicamente, entre otros aspectos, las diferentes alternativas posibles de períodos de reposición de las instalaciones, incluyendo los costos asociados a montajes, desmontajes y los beneficios de valores residuales intermedios. De no realizarse bajo tales criterios, y en su lugar optar por un dimensionamiento utilizando instalaciones de mínima inversión (ajustadas a la demanda inicial), significaría en el mediano y largo plazo no permitirán a la empresa distribuidora recuperar los costos reales. Además, cualquier diseño de un sistema eléctrico debe considerar holguras para poder abastecer la demanda futura. En este estudio, se analiza el período de reposición óptima de las instalaciones, de modo de minimizar los costos de inversión y operación actualizados en el horizonte de vida útil. En el mercado actualmente existen diversos tipos de tecnologías para los diferentes equipos eléctricos que conforman un sistema de distribución. Los principales aspectos que hacen distinguibles a las tecnologías existentes en el mercado son: vida útil de los equipos, capacidad de potencia, costo de inversión, costos de mantenimiento, etc. Considerando lo anterior y dadas las características de baja densificación de la zona en la cual se encuentra la empresa modelo (que hacen distinguible al Sistema Eléctrico Chupaca de otros sistemas eléctricos), se opta por utilizar las componentes que a continuación se detalla. Redes de Media Tensión En redes de media tensión se considera: Utilización de redes aéreas, considerando su menor costo y que no existen ordenanzas de ningún tipo que impongan el uso de redes subterráneas. Analisis técnico y económico de la utilización de dos tipos de conductores: aleación de aluminio desnudo y cobre desnudo. Utilización de postes de tres materiales: madera de pino, madera de eucaliptos y concreto armado, cuya decisión resulta de un analisis económico. Estudio de las características del sistema de protección de los cuatro alimentadores del sistema actual, tanto en las propiedades de los equipos de protección como en la posición que presenta dentro de sus correspondientes trazados. Los dispositivos utilizados son reconectadores, ubicados principalmente en la entrada del alimentador y en el centro de

8 101 carga, y desconectadores fusibles ubicados principalmente a la entrada de los laterales de los alimentadores. Sin embargo, para la valorización del VNR de media tensión, no se incluyen los equipos de protección instalados en el cabezal de cada alimentador, pues se considera que dichos elementos están incluidos en el VNR de subtransmisión de la subestación Chupaca. Redes de Baja Tensión En redes de baja tensión se considera: Utilización de redes aéreas, considerando que al igual que en el caso de media tensión presentan un costo menor y no existen ordenanzas de ningún tipo que hagan necesario el uso de redes de tipo subterráneo. Analisis técnico y económico de la utilización de los siguientes cuatro tipos de conductores, los cuales cubren desde el punto de vista económico el arbol de decisiones posibles: aleación de aluminio desnudo, cobre desnudo, cobre forrado, aluminio forrado y aluminio autoportante. Empleo de redes no enmalladas, debido a que los clientes en general no se encuentran ubicados en manzanas urbanas y además, que los sistemas de protección de redes enmalladas son complejos, justificándose sólo en sistemas de alta densidad de consumo y geográfica. Utilización de postes de tres materiales: madera de pino, madera de eucaliptos y concreto armado, según resulta óptimo desde el punto de vista del análisis económico. La utilización de subestaciones monofásicas y trifásicas. No se considera el uso de bancos de transformadores para conformar subestaciones con configuración estrella abierta en media tensión y delta abierto en baja tensión, ya que se verifica que el costo de dos transformadores monofásicos es mayor que el equivalente en un transformador trifásico Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo de Reemplazo La determinación de los costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del Valor Nuevo de Reemplazo, ha considerado los siguientes procesos: Estandarización de los armados de construcción Análisis de las componentes de costos La estandarización de los armados de construcción se realizó en función a los armados típicos, para líneas y redes de Media Tensión y Redes de Baja

9 102 Tensión, que están normalizados por la Gerencia de Operaciones de Electro Centro. El consultor asume estos armados como los más convenientes para ser instalados en razón de que son los más conocidos y los que se vienen utilizando actualmente en las instalaciones de zonas rurales. En el análisis de los componentes de costos, se consideran los siguientes conceptos: materiales y equipos, transporte a obra (Lima-Chupaca), almacenamiento en obra, mano de obra y los costos indirectos asociados a este tipo de obras. La obtención del costo de materiales y equipos considera los descuentos por volumen de compra que se obtendrían para una empresa operando normalmente el sistema eléctrico de Chupaca, permitiendo las reposiciones correspondientes. Para determinar los Costos Unitarios, de los componentes de costos, que permita determinar el Valor Nuevo de Reemplazo de las instalaciones eléctricas, se ha considerado los siguientes procesos y actividades:

10 103 VALORIZACION DE LAS INSTALACIONES ELECTRICAS INSTALACIONES ELECTRICAS DE DISTRIBUCION MEDIA TENSION SUBESTACIONES BAJA TENSION OBRAS PROVISIONALES Movilización y desmovilización de Equipos Campamentos TRAZADO Y REPLANTEO TOPOGRAFICO TRASLADO,EXCAV.,IZADO DE POSTES Excavación Traslado de almacén de Obra a pto. de izado Armado de estructuras Izado OBRAS PROVISIONALES Movilización y desmovilización de Equipos Campamentos TRAZADO Y REPLANTEO TOPOGRAFICO TRASLADO,EXCAV.,IZADO DE POSTES Excavación Traslado de almacén de Obra a pto. de izado Armado de estructuras Izado MONTAJE DE TRANSFORMADORES MONTAJE DE EQUIPOS DE PROTECCION MONTAJE TABLEROS DE DISTRIBUCION TRASLADO,EXCAV.,IZADO DE POSTES Excavación Traslado de almacén de Obra a pto. de izado Armado de estructuras Izado RETENIDAS:EXCAVACION,INSTALACION Excavación Instalación P. a TIERRA:EXCAVACION,INSTALACION Excavación Instalación RETENIDAS:EXCAVACION,INSTALACION Excavación Instalación TENDIDO DE CONDUCTORES TENDIDO DE CONDUCTORES MONTAJE DE EQUIPOS DE PROTECCION PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO P. a TIERRA:EXCAVACION,INSTALACION Excavación Instalación PRUEBAS Y PUESTA EN SERVICIO

11 104 Para cada actividad descrita, se desarrolla los análisis de costos unitarios considerando diferentes alternativas de materiales; por ejemplo, para los casos de conductores, desnudos y forrados, se analizó para Aleación de Aluminio y Cobre y para postes se consideraron los de Eucalipto, Pino y Concreto Armado Centrifugado. El desarrollo de los análisis de costos unitarios, considera la asignación de: Jornada de trabajo, avance por jornada, cuadrilla de trabajadores, alquiler de equipos. El costo de la mano de obra se obtiene valorizando la cantidad de horas hombre necesarias para la construcción de un armado. El costo considerado, por Hora - Hombre, es el que corresponde a los asignados para Construcción Civil. Para el cálculo del costo por almacenamiento (stock), se considera un tiempo de almacenamiento, de todos los materiales y equipos, de aproximadamente siete (7) meses y el costo porcentual que esto implica es de aproximadamente de un 6.81% con respecto del costo unitario de los materiales. Para el cálculo del costo por transporte de materiales, transporte a obra (Lima-Chupaca), se considera el costo promedio por tonelada (calculado para condiciones de peso y volumen) que multiplicado por el peso unitario de los materiales nos resulta el costo por transporte. Los costos indirectos, de la empresa concesionaria, insumidos son: Ingeniería, Proyecto, Recepción de Obra e Intereses Intercalarios. Los valores considerados por estos conceptos son los que utilizan en este tipo de obras y están alrededor de un 11.17%, del costo directo, para la Ingeniería, Proyecto y Recepción y de un 2.8% para los intereses intercalarios. Toda vez que los cálculos realizados son válidos para la fijación del VAD de distribución, los costos indirectos no consideran los Gastos Generales de la empresa de distribución ya que éstos están considerados dentro de los Costos Operativos de la empresa modelo. Los costos indirectos del contratista (el ejecutor de las obras eléctricas), se ha estimado que están en el orden del 16.5% del costo directo, que estarían distribuidos en un 6.5% para los Gastos Generales y 10% para los utilidades del contratista. Una vez realizado todo lo anterior, se procede a realizar un resumen con todos los armados, separados por instalaciones de media tensión, subestaciones de distribución e instalaciones de baja tensión, de modo de poder incorporar las cantidades respectivas que resultan de la optimización, para determinar el Valor Nuevo de Reemplazo.

12 105 El detalle de los resultados de los costos unitarios de los diferentes componentes y elementos que conforman las distintas etapas del sistema de distribución, se presenta en el anexo del capítulo Costos unitarios Optimización técnico económica del sistema de distribución La legislación vigente exige definir una empresa modelo óptima, la cual debe distribuir la electricidad en la zona abastecida por la empresa real. En este sentido, se debe considerar las particularidades propias del sector típico, principalmente en lo que se refiere a la distribución geográfica de los clientes y sus hábitos de consumo. En particular, se debe asegurar que las instalaciones de la empresa modelo son realizables en la práctica, pues de no ser así, la empresa real jamás podrá alcanzar los niveles de eficiencia técnico - económica de la empresa modelo, y en consecuencia, esto generaría un desfinanciamiento, que podría reflejarse en un deterioro de la calidad de servicio prestado por la empresa real. RED DE MEDIA TENSIÓN Antecedentes y criterios adoptados Según los antecedentes disponibles, las redes de media tensión de la empresa real tienen las siguientes características: Un número reducido de alimentadores, esto es, cuatro alimentadores. Sólo dos alimentadores de acuerdo a su configuración topológica y a la distribución geográfica de la carga que alimentan, permiten el traspaso de carga entre sí, sin embargo evaluar esta posibilidad encarece la solución y además la continuidad de servicio del sistema no presenta deficiencias que ameriten esta condición de diseño. Son alimentadores de longitud relativamente pequeña la cual varía entre 22 a 29 km de red total aproximadamente y con un alto porcentaje de tramos monofásicos. En el siguiente cuadro se puede observar el detalle de metrados por alimentador. Cuadro 6.1 Metrado de red MT [km] Alimentador Monofásico Bifásico Trifásico Total AA AA AA AA Total % 56.8% 13.7% 29.5% 100.0%

13 106 Los datos del cuadro anterior, en conjunto con la información contenida en el anexo del capítulo Determinación de la tasa de crecimiento de demanda, indican que dichos alimentadores tienen características fundamentalmente rural, lo cual también se aprecia de los indicadores de clasificación contenidos en el anexo del capítulo Indicadores de clasificación. El consultor también ha constatado la ruralidad de estos alimentadores, a través de visitas a terreno realizadas dentro del plan de trabajo de la asesoría. De acuerdo con las características anteriormente señaladas, se adoptaron los siguientes criterios de diseño: Mantener el trazado actual de los alimentadores, debido a que su topología depende fundamentalmente de la ubicación de los clientes y no considerar la posibilidad de traspaso de cargas entre dichos alimentadores. Se mantiene la cantidad de postes del sistema real, pues las características de los alimentadores de media tensión que alimentan la zona, a juicio de este consultor son adecuados. Cabe destacar que se tiene un vano promedio de MT de metros, el cual de acuerdo a cálculos de diseño mecánico es el máximo que se puede tener considerando que la gran mayoría de postes son de 13 metros de altura, de modo de no sobrepasar las condiciones de flecha y tensiones máximas en el conductor (se considera conductor de aleación de aluminio de 16 mm 2 que es el que predomina). Debido a lo anterior, no es posible reducir la cantidad de estructuras de la empresa real. Considerar para cada alimentador los parámetros de diseño definidos como global del sistema, esto es, igual tasa de crecimiento de la demanda y factor de carga individual por alimentador. Debido al alto porcentaje de tramos monofásicos y como una forma de establecer una mejor coordinación de las protecciones ante fallas a tierra, se adoptó considerar el sistema de neutro corrido sin retorno por tierra. En este sistema sólo se consideran puestas a tierra de protección, es decir, para aterrizar las estructuras, es decir, no se considera un sistema de neutro corrido multiaterrado. Además, se contempla un analisis de la conveniencia económica de este sistema frente al sistema de retorno por tierra. Sin perjuicio de las restricciones establecidas en el Código Eléctrico, cuya aplicabilidad a sistemas rurales no es clara, se diseña cada alimentador de media tensión, considerando conductor de aleación aluminio desnudo y

14 107 de cobre desnudo, a fin de establecer cual de estos materiales es más económico para este caso particular. Como una forma de contemplar el crecimiento de la demanda global del sistema, se adopta para el dimensionamiento de los conductores el criterio de densidad de corriente óptima de largo plazo, en conjunto con la verificación de la calidad del servicio de voltaje en el último año de operación. Análisis de la conveniencia económica de la utilización de los siguientes tres tipos de postes: concreto armado, pino y eucalipto. Análisis de la conveniencia económica de la utilización de postes de 11 metros de altura, frente a los de 13 metros. Análisis técnico de las puestas a tierra del sistema, de modo de efectuar un diseño que cumpla con la legislación vigente.

15 108 Determinación de sistemas de puestas a tierra Se considera el diseño óptimo de los sistemas de puesta tierra en los puntos donde corresponda su utilización, para lo anterior se tiene una muestra de resistividad de diversos puntos de los cuatro alimentadores que conforman el sistema eléctrico Chupaca, los criterios de diseño son los siguientes: La evaluación de resistencia de puesta a tierra se efectúa mediante las expresiones simplificadas evaluando la resistividad equivalente del terreno. Se consideró 25 Ohms como valor convencional límite para puesta a tierra de estructuras de líneas de media tensión y subestaciones de distribución. Se propone en general una profundidad de enterramiento mayor a 0,30 metros, tanto para jabalinas como para electrodos tendidos, en razón a que en la gran mayoría de los casos el estrato es delgado y de menor resistividad. Se privilegia la configuración con contrapeso a 0.30 metros de profundidad. En esta configuración se opta por alguna configuración horizontal (dos conductores tendidos paralelos o cuatro conductores tendidos en cuadrado), cuando el estrato superior es delgado y de baja resistividad. En esta situación la incorporación de jabalinas desmerece la solución. Se adapta el conjunto de casos, de las cuales se tiene medición de resistividad, a configuraciones típicas, de modo de racionalizar la solución, resultando seis tipos de puestas a tierra. Los seis tipos de tipos de puestas a tierra obtenidos son: 1. Contrapeso horizontal: Tipo PT1 Profundidad de enterramiento mayor o igual a 0.30m. Conductor de cobre desnudo 50 mm2, de longitud 4m. 2. Contrapesos en Oposición Tipo PT2 - Profundidad de enterramiento mayor o igual a 0.30m. - Conductor de cobre desnudo 50 mm2, de longitud 10 m. a cada lado Tipo PT5

16 109 - Profundidad de enterramiento mayor o igual a 0.80m. - Conductor de cobre desnudo 50 mm2, de longitud 10 m. a cada lado 3. Contrapesos en Cuadratura Tipo PT3 - Profundidad de enterramiento mayor o igual a 0.30m. - Conductor de cobre desnudo 50 mm2, de longitud 15 m. para cada uno de los 4 lados Tipo PT6 - Profundidad de enterramiento mayor o igual a 1.65 m. - Conductor de cobre desnudo 50 mm2, de longitud 15 m. para cada uno de los 4 lados 4. Jabalina: Tipo PT4 Profundidad de enterramiento 10 m. Jabalina 2.4 m de longitud La extrapolación de estos diseños al universo de estructuras, se realiza de la siguiente forma: Se identifican los puntos medidos para cada alimentador. Se define una solución de diseño de puesta a tierra (PT1, PT2, PT3, PT4, PT5 o PT6), para cada uno de estos puntos. Se proyecta proporcionalmente las cantidades de estos tipos al resto de las estructuras del alimentador. Se analiza el sobrecosto por excavación según el tipo de suelo, clasificándolos en duro, semiduro y suave. Se valoriza cada una de las configuraciones tipo según la consistencia del suelo. Se considera que cada estructura de media tensión y subestaciones de distribución debe estar aterrizada. El detalle de los resultados obtenidos se encuentra en el anexo del capítulo Diseño de las puestas a tierra.

17 110 Análisis técnico económico del sistema con retorno por tierra Los sistemas eléctricos con retorno por tierra, presentan ventajas y desventajas, respecto de un sistema con retorno por otro con neutro corrido. La principal ventaja es que no necesita el conductor de neutro, lo que significa un ahorro en material en conductores y su ferretería asociada. Las desventajas radican principalmente en los problemas técnicos y de seguridad que este tipo de instalación incluyen en el sistema de distribución. En efecto, sistemas de este tipo ante cortocircuitos a tierra pueden provocar sobretensiones en las fases no falladas y por otro lado pueden ser riesgosos para las personas cuando se corta el cable de la bajada a la puesta a tierra. También existe una desventaja económica, pues se deben reforzar las puestas a tierra para obtener menores valores de resistencia (Rpt). Al respecto las publicaciones recomiendan además que el aterrizaje de la red debe ser hecho cuando menos en tres puntos físicamente separados, a fin de evitar el riesgo de quedarse sin conexión a tierra del devanado primario del transformador, por corte accidental de una de las bajadas a tierra. Analizando esto, se tiene lo siguiente para el sistema Chupaca: Ahorro máximo por conductor, calculado descontando el neutro en todos los tramos finales que tienen una fase más neutro igual aproximadamente a US$ Sobrecosto mínimo por refuerzo de puestas a tierra, corresponde a un 56% de los postes, lo que es una cantidad de 576 de un universo de 1020, lo cual puede llevar considerando un costo unitario de las puestas a tierra igual al doble, a un sobrecosto de US$ En apreciación de lo anterior, no se justifica eliminar el conductor de neutro en los tramos de una fase con retorno por neutro, por las razones expuestas. Cuadro de respaldo cifras entregadas comparación sistema MRT Item Unidad Valor Longitud tramo monofásico linea MT km Calibre conductor de aluminio desnudo (neutro) mm2 16 Costo total (directo) conductor US$ Longitud total línea MT (1f, 2f, 3f) km Porcentaje línea MT monofásica % 56.8 Costo (directo) original puestas a tierra consideradas US$ Costo(directo) propuesto puestas a tierra (como mínimo 2,5 veces el costo de las puestas a tierra originales) US$ Sobrecosto (directo) sistema retorno por tierra US$

18 111 Determinación de los conductores óptimos El proceso de determinación del tamaño óptimo de los conductores, consta de dos etapas principales, las que son: Determinación de la densidad de corriente óptima de largo plazo Selección del calibre comercial para cada tramo del alimentador A continuación, se describe cada una de estas etapas. Densidad de corriente óptima de largo plazo y períodos de reposición de conductores Utilizando las siguientes relaciones se han determinado las densidades de corrientes óptimas por alimentador: C C T T = C Conductor 3 Cc A L = (1 + r) 3 ρ L I 1000 A + C 3 C fd + (1 + r) 2 o max Desmontaje C Re sidual Pérdidas ( potencia + energía) n ( 1+ r) ( 1+ r) n i ( ) ( 1 ) C p 12 Ce F cp β + CT Condición de mínimo costo : = 0 A n 3 C + pd + C 3 Cr A L i= 1 n 1 A L 30 + n 1 2 ( ) US$ actualizado i ( 1 r) + J ( n) op = I o max A = ρ Cc + (1 + r) C pd C n ( 1+ r) ( 1+ r) n n 1 ( ) n i ( ) ( 1 ) C p 12 Ce F cp β + r i= 1 i ( 1+ r) 2 Amp / mm 2 Donde: C c : Costo de inversión del conductor en S/./km o S/.kgr C pd : Costo de las pérdidas en S/./kW/año C p : Costo de la potencia en S/./kW/año C e : Costo de la energía en S/./kWh I omax : Corriente inicial máxima en año cero, en Amp

19 112 β : Tasa de crecimiento anual de la demanda de la empresa o de la instalación r : Tasa de interés anual n : Número de años para la reposición del conductor ρ : Resistividad del material conductor A : Sección transversal del conductor, en mm 2 L : Longitud del conductor, en km F cp : Factor de carga de las pérdidas de la empresa o de la instalación Los datos técnicos y de costos directos de conductores de aleación de aluminio utilizados en la determinación de la densidad de corriente óptima de largo plazo, se muestran en el siguiente cuadro: Cuadro 6.2 Datos de conductores de aleación de aluminio (valores promedio para un hilo) Codigo Secc [mm2] R [Ohm/km] X [Ohm/km] a DMG de separación DMG [cm] Temp [ºC] Capacidad [Amp] MCM Costos en [US$/km] Material No Material AA AA AA AA AA AA ,170.1 DMG: Distancia media geométrica MCM: Mil circular mils No Material: Transporte + Stock + Mano de obra Total Los costos de conductores valorizados en valor promedio para un hilo, sólo han sido empleados para determinar el parámetro de diseño óptimo denominado densidad de corriente óptima de largo plazo y, no para la valorización posterior de las instalaciones tanto de media como baja tensión. Los datos técnicos y de costos directos de conductores de COBRE utilizados en la determinación de la densidad de corriente óptima de largo plazo se muestran en el siguiente cuadro:

20 113 Cuadro 6.3 Datos de conductores de cobre desnudo (valores promedio para un hilo) Costos en [US$/km] Código Secc [mm2] R [Ohm/km] X [Ohm/km] a DMG de separación DMG [cm] Temp [ºC] Capacidad [Amp] MCM Material No Material Total CUD CUD CUD CUD ,212.4 CUD , ,471.7 CUD , ,053.1 DMG: Distancia media geométrica MCM: Mil circular mils No Material: Transporte + Stock + Mano de obra Los costos de conductores valorizados en valor promedio para un hilo, sólo han sido empleados para determinar el parámetro de diseño óptimo denominado densidad de corriente óptima de largo plazo y, no para la valorización posterior de las instalaciones tanto de media como baja tensión. Los costos directos de los conductores empleados para estos efectos, se han deducido a partir de los costos unitarios de armados, entregados en el anexo del capítulo Costos unitarios. Aplicando la ecuación de la densidad de corriente óptima, con los datos de diseño de cada alimentador, esto es: Tasa de crecimiento (β) : 1.7% Factor de carga del alimentador (Fc): Valor distinto por alimentador Factor de carga de pérdidas (Fcp): 0.3*Fc + 0.7*F c 2 Costo de la potencia en horas de punta (Cp): [US$/kW/mes] Costo de la energía (Ce): [US$/kWh] Se ha determinado que la densidad de corriente óptima de largo plazo por alimentador y por tipo de conductor es:

21 114 Cuadro 6.4 Densidad de Corriente Óptima de Largo Plazo por Alimentador Alimentador Factor de carga [A/mm2] Período de reposición [años] Aleación de aluminio Cobre desnudo AA AA AA AA Sistema En el siguiente gráfico se ilustra el VAC de 30 años versus el período de reposición en años del conductor de aleación de aluminio para el sistema. Cuadro 6.5 Valor actualizado de los costos en función de años de reposición Período de reposición [años] VAC [Miles US$] Joptimo [Amp/mm2] Tasa crecimiento demanda sistema 1.7% VAC [Miles US$] VAC - Sistema [Miles US$] (Conductores de aleación de aluminio) Período de reposicón {años]

22 115 Cabe destacar que la tabla y gráfico anteriores, han sido evaluados con el factor de carga global del sistema, sin embargo, se ha verificado para cada uno de los factores de carga de los alimentadores, que el período de reposición óptimo se mantiene en 30 años. Lo anterior también se realiza para conductores de cobre, llegando a la misma conclusión, respecto al intervalo de reposición óptimo. Selección del calibre comercial de conductores para cada tramo del alimentador En la selección del tamaño óptimo de conductores se considera la demanda máxima de cada alimentador en el año 2000, la cual es distribuida en las subestaciones de distribución en forma proporcional a sus demandas máximas individuales. A partir de esta distribución, se ejecutan flujos de potencia. El proceso de optimización considera la utilización de conductores de aleación de aluminio desnudo y de cobre desnudo. El procedimiento de selección del tamaño óptimo de los conductores por alimentador, se detalla a continuación: Paso 1: Con el objeto de determinar la corriente en cada tramo del alimentador, se asigna a cada tramo del alimentador una sección de conductor sobredimensionado, de forma que se obtenga una convergencia satisfactoria de un flujo de potencia. Paso 2: Se analiza el desequilibrio de corrientes por fase al inicio del alimentador, de forma que éste no sea mayor que un 10%, en caso contrario, se fasean las subestaciones. Paso 3: Se determina la corriente media en cada tramo del alimentador. Paso 4: Empleando la corriente media determinada en el paso 3, se aplica la densidad de corriente óptima de diseño del alimentador, con la finalidad de determinar la sección óptima de diseño y, a partir de ella, se selecciona el calibre comercial del conductor. El conductor seleccionado, se verifica con los siguientes criterios normativos:

23 116 Sección mínima de selección: 16 mm2 para conductores de aluminio y 10 mm2 para conductores de cobre. En los tramos bifásicos y monofásicos el conductor neutro se considera de igual sección que el de las fases. En los tramos trifásicos, la sección del conductor neutro debe ser mayor o igual a la mitad de la sección del conductor de las fases. Paso 5: En cada año del horizonte de operación de 30 años, se analiza la operación del alimentador. Para tal efecto, en cada año de operación, se calcula lo siguiente: En tramos del alimentador: Flujos de potencia y flujo de corriente, la cual es comparada con la corriente máxima del conductor. Densidad de corriente media. Pérdidas de potencia (fases y neutro). Flujos de corriente de secuencia cero Flujo de potencia activa por km del tramo y por fase [kwxkm] En nudos con carga (subestaciones MT/BT): Potencia activa y reactiva por fase Voltaje y regulación de voltaje, la cual es comparada con los valores de norma esto es, con el valor de 7.5% de regulación de tensión. Voltaje de secuencia cero en los nudos con carga trifásica. La mayor regulación de tensión (Reg max ) En el alimentador: Potencia activa y aparente a la entrada del alimentador (kva Ent, kw Ent ) Potencia activa y reactiva total asignada a las subestaciones de MT/BT (kw SB, kvar SB ) Pérdida de potencia activa total del alimentador, definida como: P L = kw Ent N 3 i= 1 F = 1 kw if ( kw ) Pérdida de energía total anual del alimentador, definida como: E E L L = P F L = P L CP 8760 ( kwh) 2 [ 0.3 F F ] 8760 ( kwh) C C

24 117 Centro de carga equivalente trifásico del alimentador para el año base (2000), definido como: Cent c arg a = n i= 1 n E kw L i= 1 i kw i i ( km) Donde: i : índice de nudo con consumo kw i. kw i : consumo de potencia en nudo i. E L i : distancia de trayectoria eléctrica entre el nudo i y en nudo de la entrada al alimentador. n : número de nudos. Identificación del nudo en la troncal del alimentador más cercano al centro de carga, denominado N CTR. Índices globales y resultados de desempeño: Índices de regulación de tensión global o equivalente del alimentador, definido como: Ind n Re g i= 1 reg = n n= 1 * kw *100 Donde: i : índice de nudo con consumo de potencia kw i. Reg i : regulación de tensión del nudo i. KW i : consumo de potencia activa del nudo i. i kw i i Voltaje de desplazamiento del neutro global o equivalente del alimentador, definido como: (%) V N eq 3 = n i= 1 n V n= 1 O i kw * kw i i ( V ) Donde: i : índice de nudo trifásico con consumo de potencia kw i.

25 118 : voltaje se secuencia cero nudo i. KW i : consumo de potencia activa del nudo i. V i O Cargabilidad equivalente o global por fase del alimentador determinado para el año base (2000), definida como: [ kw km] F = ( kwi, j ) F kmi, j Donde: i,j : tramo i,j kw i,j : flujo de potencia activa del tramo i,j. Km i,j : longitud en kilómetros del tramo i,j. F : número de fases del tramo. nt : número de tramos nt i, j Densidad de corriente media equivalente de utilización por tipo de conductor, definida como: J J I Conductor Med Donde : Med i, j Med i, j = S = I nt i, j Med i, j J Conductor i, j 3 Med [ I km ] nt Med [ I i, j kmi, j ] i, j Med i, j F I i, j F = 1 = Num. Fases i, j i, j i, j 2 ( Amp / mm ) 2 ( Amp / mm ) Análisis de los resultados obtenidos, para verificar el cumplimiento de la calidad de servicio (regulación de tensión, desplazamiento del voltaje del neutro). Paso 6: Reporte del metrado resultante de conductores, separado por cada calibre y tipo de configuración (fases y neutro).

26 119 Paso 7: Determinación de las variables técnicas de largo plazo actualizadas, las cuales son definidas como los valores actualizados con una tasa de 12% anual en 30 años: Potencia aparente de largo plazo de entrada en el alimentador (kva LP.Ent ), definida como: kva. Ent VAC( 12%,30, kvai. Ent ) ( kva) LP = Potencia activa de largo plazo de entrada en el alimentador (kw LP.Ent ), definida como: kw. Ent VAC( 12%,30, kwi. Ent ) ( kw ) LP = Factor de potencia de largo plazo de entrada en el alimentador, definido como: FP LP = kw kva LP. Ent LP. Ent Potencia activa de largo plazo de entrada a subestaciones de MT/BT(kW LP.MT/BT ), definida como: kw. MT / BT VAC( 12%,30, kwi. MT / BT ) ( kw ) LP = Pérdidas de potencia activa de largo plazo en el alimentador(kwperd LP.MT ), definida como: kwperd. MT VAC( 12%,30, kwperd i. MT ) ( kw ) LP = Porcentaje de pérdidas de potencia activa de largo plazo en el alimentador(%perd LP.MT ), definida como: % Perd LP MT = VAC(12%,30,% Perd i.. MT ) (%) Regulación de tensión máxima de largo en el alimentador(%regmax LP.MT ), definida como: % Re gmax LP MT = VAC(12%,30,%Re gmaxi.. MT ) (%)

27 120 Regulación de tensión promedio o global de largo en el alimentador(%regglobal LP.MT ), definida como: % Re gglobal LP MT = VAC(12%,30,%Re gglobali.. MT ) (%) Voltaje de desplazamiento equivalente global de largo en el alimentador(vn LP.MT ), definido como: VN N. MT VAC( 12%,30, Vi. eq. MT.) ( V ) LP = Energía de largo plazo de entrada en el alimentador (kwh LP.Ent ), definida como: kwh. Ent VAC( 12%,30, kwhi. Ent ) ( kwh) LP = Energía de largo plazo de entrada a subestaciones de MT/BT(kWh LP.MT/BT ), definida como: kwh. MT / BT VAC( 12%,30, kwhi. MT / BT ) ( kwh) LP = Pérdidas de energía de largo plazo en el alimentador (kwhperd LP.MT ), definida como: kwhperd. MT VAC( 12%,30, kwhperd i. MT ) ( kwh) LP = Porcentaje de pérdidas de energía de largo plazo en el alimentador(%perdener LP.MT ), definida como: % PerdEner LP MT = VAC(12%,30,% PerdEneri.. MT ) (%) Paso 8: Reporte de los resultados de anuales y sus valores actualizados. Resultados de la optimización de conductores para la red de media tensión Para ambos tipo de conductores empleados, se reportan los resultados del proceso de cálculo, los cuales se muestran en los siguientes Anexos: Anexo del capítulo Variables técnicas e índices de media tensión (conductores de aleación de aluminio)

28 Anexo del capítulo Variables técnicas e índices de media tensión (conductores de cobre) Anexo del capítulo Resultados de costos de inversión y operación de media tensión (conductores de aleación de aluminio) Anexo del capítulo Resultados de costos de inversión y operación de media tensión (conductores de cobre) Anexo del capítulo Conectividad y tipo de conductor por tramo de media tensión 121

29 122 Determinación del tipo de poste a utilizar Los tipos de poste que existen en el mercado, para la ejecución de este tipo de obras, básicamente son tres: Postes de madera de pino Postes de madera de eucalipto Postes de concreto armado El poste de eucalipto es el que presenta menor costo de inversión, sin embargo, se ha detectado que posee una vida útil en promedio de 8 a 12 años sin realizarle mantenimiento. Por otro lado, la vida útil de los otros postes (pino y concreto), en las mismas condiciones, es decir, sin mantenimiento, en promedio supera los 30 años. Por lo anterior, es necesario realizar una evaluación económica que permita establecer cual de estos postes es el más económico en un horizonte de 30 años. Esta evaluación se puede efectuar de dos formas: La primera forma, consiste en considerar que a los postes de madera de eucalipto no se les realiza mantenimiento, por lo tanto es necesario reponer todos estos postes al inicio, a los 10 años y a los 20 años, para poder compararlo con los otros en igualdad de condiciones. La segunda manera, consiste en considerar que a los postes de eucalipto se les realiza mantenimiento con cierta periodicidad, de forma que su vida útil alcance los 30 años. Comparación costos de inversión en postes sin mantenimiento En el siguiente cuadro se muestran los costos de inversión expresados en porcentaje en base al de concreto armado, que como se puede observar resulta ser el más económico, bajo las condiciones de mantenimiento y reposición indicadas en la primera opción anterior. Cabe destacar que los costos utilizados en los postes de madera eucalipto corresponden al costo total actualizado VAC(12%,30 años), considerando que dichos postes han de reponerse cada 10 años en promedio (se estima que la vida útil de estos postes es de 8 a 12 años) debido al deterioro presentado, considerando la reposición anteriormente mencionada los costos a utilizar para la evaluación de los postes de eucaliptos son los que se indican a continuación.

30 123 Cuadro 6.6 Costos en [%/poste-sistema] Concreto armado Eucalipto Pino 100% 103% 116% Comparación costos de inversión y mantenimiento en postes, con mantenimiento para el poste de eucalipto En el siguiente cuadro se muestran los costos actualizados de inversión y mantenimiento actualizados, expresados en porcentaje en base al de concreto armado. Cuadro 6.7 Costos en [%/poste-sistema] Concreto armado Eucalipto 100% 84,8% Los resultados del cuadro anterior, contemplan que las actividades necesarias para el mantenimiento del poste de madera de eucalipto, son las que se detallan en el capítulo En la siguiente tabla se muestran los resultados de la evaluación económica, de la cual se puede concluir que es más conveniente utilizar postación de Eucaliptus en lugar de Hormigón Armado, pero considerando el programa de reposición del 10% cada 10 años y mantenimiento anual del parque completo. En base a lo anterior, se ha decidido implementar esta segunda alternativa, o sea, utilizar postes de madera de eucalipto con reposición del 10% de los postes y mantenimiento del parque anualmente.

31 Cuadro 6.8 EVALUACION DE COSTOS DE POSTES POSTE DE EUCALIPTUS POSTE DE HORMIGON AÑO Inversión Operación Desmontaje Valor Residual Total Inversión Operación Desmontaje Valor Residual Total VAC(12%) ,8% 100,0% 124

32 125 Comparación de costos entre postes de 11 y 13 metros de altura Para realizar esta comparación, se procede a efectuar el diseño mecánico de las redes de media tensión, considerando postes de 11 metros de altura y conductor de aleación de aluminio de 16 mm 2 de sección, obteniéndose un vano máximo de 90.2 metros de modo de respetar la flecha máxima y los esfuerzos máximos capaz de soportar el conductor. En estas condiciones, suponiendo que todos los postes de media tensión son de 13 metros clase 6 y se reemplazan por postes de 11 metros clase 6, se tiene el siguiente resultado: Cuadro 6.9 Costos y Metrados Adicionales para Alternativa de Postes de 11 metros de altura Item Metrado US$ Poste de Madera (Euca) 11 Mt. Clase Armado de Estructuras (Adicionales) Excavacion para Postes (Adicionales) Transporte de Postes Alm-Sitio (Adicionales) Excavacion para Retenidas (Adicionales) Instalacion de Retenidas (Adicionales) Excavacion para Puestas a Tierra (Adicionales) Instalacion de Puestas a Tierra (Adicionales) COSTO TOTAL Este costo debe compararse con el costo de la solución alternativa de emplear 1020 postes de 13 metros clase 6, el cual corresponde a US$ De lo anterior, se aprecia que conviene instalar postes de 13 metros de altura.