ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD)

Transcripción

1 ESTUDIOS DE COSTOS DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN (VAD) Sistema Eléctrico Modelo PSE Sandia II Etapa Sector Típico SER Sandia

2 CONTENIDO 1. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 2. DEFINICIÓN DE LA TÉCNOLOGÍA ADAPTADA 3. COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN 4. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES 5. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA 6. COSTOS DE EXPLOTACIÓN 7. CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

3 1. CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO El objetivo es determinar, a partir del consumo de energía y de la máxima demanda del SEM, una zonificación para determinar el tipo de redes que se usará durante el proceso de optimización. Se clasifican en dos tipos: Disperso y Concentrado. Tasa de crecimiento 1,01%.

4 2. DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA ANÁLISIS DE INFORMACIÓN DEL SEM EXISTENTE La topografía del terreno es accidentada (Selva Alta), ondulada con pendientes en lugares próximos a los ríos que lo atraviesan en toda su extensión (ríos Sandia, Inambiri y Tambopata). Altitud entre de 800 y 2300 m.s.n.m. El PSE Sandia cuenta con dos alimentadores en 22.9kV: 7501Ciudad Sandia y C.P. Huancaluque, san Juan del Oro, Yanahuaya, Putina Punco CuyoCuyo, Patanbuco, Huacuyo, Rinconada El SEM es alimentado de C.H. de Chijisia, 02 grupos hidráulicos de 1,2 MW c/uno, transformador de 3 MVA, 4,16/22,9kV. Se aprecio una diferencia entre lo reportado a través del software ArcGis y planos del estudio definitivo por lo que se procedió a validar la ruta de línea mediante el uso de cartas geográficas del IGN y Google Earth, reubicando algunas localidades y corrigiendo tramos inconsistentes con la geografía del terreno.

5 2. DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA Pequeño Sistema Eléctrico Sandia II Etapa

6 2. DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA DEFINICIÓN DE LA CONFIGURACIÓN Y NIVEL DE TENSIÓN MT Sistema 22,9/13,2 kv cumple los niveles de regulación de tensión. Según evaluación técnico-económica, se determina el uso de instalaciones 3ø y 2ø en 22,9 kv y 1ø-MRT en 13,2 kv. Configuración trifásica (3 hilos), ramales bifásicos (dos hilos) y ramales monofásicos con retorno por tierra de un hilo. Líneas MRT se consideró una potencia máxima a trasmitir limitada por una corriente de retorno por tierra de 15A. Norma IEEE 1410 para lograr los 300 kv de aislamiento, y mejorar la calidad de servicio. Altura del poste: para líneas 3φ y 2φ en zonas rurales se utilizan postes de 11 y 12 m, y en 1φ-MRT de 10 y 11 m. Conductores ACSR de 16, 25 y 35 mm². Vano promedio LP: 200 m y RP: 90,9 m. Uso de seccionadores fusibles reconectadores.

7 2. DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA EVALUACIÓN DE ESTRUCTURAS: Del análisis técnico-económico de estructuras, resulta más conveniente el poste de pino radiata, seguido del poste de pino amarillo, la madera nacional y finalmente el poste de concreto.

8 2. DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN-SED: Existen 48 SED con kva instalados para una demanda actual de 346 kw. Se consideró SED 1ø 440/220V. Se propone la agrupación de SED cercanas que no tienen radios óptimos. Potencia de transformadores 1ø de 1,5, 3, 5, 10, 15, 25 y 37,5 kva. Tablero con dimensiones mínimas e ITM y control de AP. Factor de potencia de 0,9, factor de utilización de 0,9 y factor de sobrecarga igual a 1,47. INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT: Redes aéreas existentes BT de 31,95 km y 9,52 km para el servicio particular y alumbrado público respectivamente. Se consideró postes de madera 8 m, C-6 según evaluación. Cables autoportantes de aluminio con portante de acero 16 mm². Alumbrado público de vapor de sodio de 70 y 50 W, KALP=6,3. Vano promedio 45,5 m.

9 3. COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN El objetivo es determinar los costos estándar de inversión, de las redes en MT y BT, subestaciones de distribución y alumbrado público, adaptadas tecnológicamente. Los materiales se utilizó los costos unitarios vigentes en el Mercado Nacional, los mismos que incluyen un adicional por costo de inventarios (stock). Adicionalmente se consideró los correspondientes a ingeniería, gastos generales, interés intercalario y utilidades del contratista. La mano de obra se valorizó utilizando información de costos unitarios publicados por CAPECO.

10 3. COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN El costo por módulo se determinó bajo el siguiente procedimiento: Asignación de rendimiento del personal. Número de personal que intervienen en dicha actividad. Horas de trabajo efectivo del personal. Materiales que intervienen en dicha actividad. Horas de uso efectivo de transporte y maquinaria. Determinación de rendimiento por actividad.

11 3. COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN Costos Unitarios de Inversión MT Componente Código Descripción Und. Costos Unitarios (US$) MT Red Aérea AC03503-A-A1-A-G-L 3x35 mm² ACSR-22,9 kv km Línea Primaria AC02503-A-A1-A-G-L 3x25 mm² ACSR-22,9 kv km AC01603-A-A1-A-G-L 3x16 mm² ACSR-22,9 kv km AC03502-A-A1-A-G-L 2x35 mm² ACSR-22,9 kv km AC02502-A-A1-A-G-L 2x25 mm² ACSR-22,9 kv km AC01602-A-A1-A-G-L 2x16 mm² ACSR-22,9 kv km AC03501-A-A1-A-G-L 1x35 mm² ACSR-13,2 kv km AC02501-A-A1-A-G-L 1x25 mm² ACSR-13,2 kv km AC01601-A-A1-A-G-L 1x16 mm² ACSR-13,2 kv km MT Red Aérea AC01601-A-A1-A-G-R 1x16 mm² ACSR-13,2 kv km Red Primaria AC02501-A-A1-A-G-R 1x25 mm² ACSR-13,2 kv km MT EL1423-C-C2-E-G- 3xCut Out, 15/26 kv, 100 A U 299 Equipo de EL1421-C-C2-E-G- 1xCut Out, 15/26 kv, 100 A U 149 Protección y EL1423R-C-C2-E-G- 3xSFR 1ø-22,9/13,2kV U 3,019 Seccionamiento EL1422R-C-C2-E-G- 2xSFR 1ø-22,9/13,2kV U 2,067 EL1421R-C-C2-E-G- 1xSFR 1ø-22,9/13,2kV U 1,116 EL1421P-C-C4-E-G- 1xP 1ø 21kV 150 kvbil U 216 EL1422P-C-C4-E-G- 2xP 1ø 21kV 150 kvbil U 285 EL1423P-C-C4-E-G- 3xP 1ø 21kV 150 kvbil U 355

12 3. COSTOS ESTÁNDAR DE INVERSIÓN Costos Unitarios de Inversión BT Componente Código Descripción Und. Costos Unitarios (US$) SED SM00101-A-A1-S-F-Z 1,5kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U Subestación Aérea Monoposte SM00301-A-A1-S-F-Z 3kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U SM00501-A-A1-S-F-Z 5kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U SM01001-A-A1-S-F-Z 10kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U SM01501-A-A1-S-F-Z 15kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U SM02501-A-A1-S-F-Z 25kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U SM03701-A-A1-S-F-Z 37,5kVA-1ø-13,2/0,44-0,22kV U BT Servicio Particular AS01611-A-A1.1-A-I- 1x16 / 25 mm² km Red Aérea SP AS01612-A-A1.1-A-I- 2x16 / 25 mm² km Autoportante Al AS02512-A-A1.1-A-I- 2x25 / 25 mm² km AS03512-A-A1.1-A-I- 2x35 / 25 mm²-urbano km AS01603-A-A1.1-A-I- 3x16 / 25 mm²-urbano km AS01611-A-A1.1-C-I- 1x16 / 25 mm²-urbano km AS01612-A-A1.1-C-I- 2x16 / 25 mm²-urbano km AQ A-A1.1-C-I- 1x / 25 mm²-urbano km AR A-A1.1-C-I- 2x / 25 mm²-urbano km AP AQ A-A2-A- - 1x / 25 mm² km Luminarias LU07(5)002-A-A4-B- - 70/50W Na-Pastoral Fe 1,5m U 90 AP Equipos FC002-A-A5-A- - Fotocelula y Contactor 15A U 38 de Control FC002-A-A5-B- - Fotocelula y Contactor 30A U 34

13 SEM Sandia

14 4. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

15 4. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

16 4. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS El VNR de la empresa modelo ascienden a: 845,37 miles US$, sin considerar las conexiones domiciliarias.

17 4. OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS Para las conexiones eléctricas se consideró dos alternativas: con medidor convencional y medidor prepago monocuerpo con tarjeta: Para la alternativa de conexiones con medidor convencional, el VNR total asciende a miles US$, de los cuales 448 miles US$ corresponden a MT y 719 miles US$ corresponden a BT. Para la alternativa de conexiones con medidor prepago monocuerpo con tarjeta, el VNR total asciende a miles US$, de los cuales 448 miles US$ corresponden a MT y 924 miles US$ corresponden a BT.

18 5. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA El balance de energía y potencia para la red adaptada se efectuó teniendo en cuenta los siguientes: Las ventas de energía por opción tarifaria de MT y BT. El Balance del SEM Real, en el cual se determinó el exceso de pérdidas totales y el NHUBT de la tarifa BT5B. Las pérdidas de energía y potencia de las redes de MT y BT del Sistema Eléctrico Adaptado-SEA. La demanda del AP optimizado.

19 5. BALANCE DE ENERGÍA Y POTENCIA Los resultados de demanda en MT y BT para el cálculo del VAD, NHUBT y pérdidas estándar son los siguientes:

20 6. COSTOS DE EXPLOTACIÓN Los COyM asciende a: 52,06 miles US$ para un sistema con medidores convencionales y 48,11 miles US$ para un sistema con medidores prepago. Asimismo, se observa un incremento del 16% en los costos asociados al usuario por el cambio de medidor convencional a medidor prepago. Tabla de Asignación de Costos de Operación y Mantenimiento Sistema Convencional (US$)

21 6. COSTOS DE EXPLOTACIÓN Tabla de Asignación de Costos de Operación y Mantenimiento Sistema Convencional (US$)

22 7. CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN Finalmente los resultados obtenidos para el Costo Fijo y Valor Agregado de Distribución son:

23 Gracias Intervenciones de los Asistentes.