INFORME DE AUDITORIA ENERGETICA ELECTRICA STILAR ENERGY SRL

INFORME DE AUDITORIA ENERGETICA ELECTRICA STILAR ENERGY SRL Informe de Auditoría Energética Eléctrica realizado en Campus de la Pontificia Universidad Católica del Perú. Ing. Eduardo Tiravanti CIP67938 27/11/2014

CONTENIDO RESUMEN EJECUTIVO 4 1. DATOS GENERALES Y DE PRODUCCIÓN 6 1.1. DATOS GENERALES 1.1.1. Razón social 1.1.2. Dirección 1.1.3. Persona de contacto 1.2. DATOS DE LAS INSTALACIONES 1.2.1. Régimen de funcionamiento 1.2.2. Número de trabajadores y/o empleados 1.2.3. Principales materias primas 1.2.4. Principales productos 1.2.5. Indicadores de consumo 2. DATOS ENERGÉTICOS GENERALES 8 2.1. ENERGÍA ELÉCTRICA 2.1.1. Compañía distribuidora 2.1.2. Tensión de acometida 2.1.3. Potencia contratada 2.1.4. Consumo del último año 2.1.5. Evolución del consumo energético 2.1.6. Precio medio 2.1.7. Curva de carga 2.1.8. Tipo de contrato 3. CONTABILIDAD ENERGÉTICA 20 3.1. POTENCIA INSTALADA 3.2. POTENCIA INSTALADA DISTRIBUIDA 4. MEDICIÓN DE LOS CONSUMOS ENERGÉTICOS 22 5. MEJORAS ENERGÉTICAS IDENTIFICADAS 24 5.1. CALCULO DE MEJOR OPCIÓN TARIFARIA 5.2. CONTROL DE FACTOR DE ALIFICACIÓN Y PICOS DE DEMANDA MÀXIMA 5.3. CONTROL DE ENERGÍA REACTIVA 2 de 46

5.4. MEJORAS A SER PROFUNDIZADAS CON LA GESTIÓN DE EEE A IMPLEMENTAR 5.5. TABLA DE POTENCIALES DE AHORRO ANUAL 5.6. COSTOS DE LOS EQUIPAMIENTOS PARA LAS MEJORAS DE EE INICIALES 5.7. EVALUACIONES ECONÒMICAS DE PROYECTOS DE EE INICIALES 6. CONCLUSIONES 38 7. RECOMENDACIONES 39 8. ANEXOS 42 8.1. DIAGRAMA UNIFILAR DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS 8.2. CUADROS QUE SUSTENTAN CIFRAS Y/O DATOS DEL INFORME 8.3. DESCRIPCIÓN DE LOS EQUIPOS DE MEDICIÓN UTILIZADOS 8.4. HOJA EXCEL QUE SE ADJUNTA A ESTE INFORME CON TODA LA DATA MEDIDA 3 de 46

Resumen ejecutivo El presente documento corresponde al INFORME FINAL DE DIAGNÓSTICO DE EFICIENCIA ENERGÉTICA realizado en las instalaciones de la Pontificia Universidad Católica del Perú en su Campus ubicado en el Distrito de San Miguel. La PUCP es una Institución educativa privada, y para cumplir con su misión, utiliza a la energía eléctrica como uno de sus principales energéticos, el cual es proveído por la empresa Distribuidora EDELNOR mediante cuatro suministros eléctricos regulados, tres de ellos en Media Tensión y uno en Baja Tensión. El suministro 2287599 en Baja Tensión, tarifa BT3 con potencia contratada de 75 KW. El suministro 0229233 en Media Tensión, tarifa MT3 con potencia contratada de 2500 KW. El suministro 0401665 en Media Tensión, tarifa MT3 con potencia contratada de 2400 KW. Y por último el suministro 1864801 en Media Tensión, tarifa MT3 con potencia contratada de 2500 KW. Los cuatro suministros tienen calificación presente en hora de Punta pues su factor de calificación está por encima del valor límite de 0.50. La edificación consta en total de doce subestaciones eléctricas que distribuyen hacia todas las diversas zonas de consumo. El suministro 0229233 y 1864801 llegan en 10KV a la SE_1(Ingeniería). El suministro 0401665 llega en 10KV a la SE_10 (Rosales). En total se tienen 28 transformadores de media Tensión distribuidos en las doce subestaciones eléctricas de distribución interna. La nueva ampliación, de La nueva Biblioteca y edificio en Ingeniería, tienen una nueva subestación de distribución que no ha sido considerada en el presente estudio por ser nueva construcción y el contratista aún no hace la entrega oficial respectiva. La edificación en estudio, al ser una Institución educativa, consume electricidad productiva en horarios entre las 7:00 AM y las 10:00 PM. Fuera de este horario el consumo es mínimo y corresponde básicamente a costos fijos de iluminación de seguridad y otros menores. Los principales indicadores (anual), obtenidos en función de los datos de facturación de los cuatro suministros actuales, son: Consumo anual (KWH/año) Principales indicadores energéticos Precio Promedio (soles/kwh) Costo anual (soles/año) Factor de carga promedio (%) 9 838,594.02 0.3253 3 200,129.50 51.99 4 de 46

Las oportunidades de mejoras identificadas inicialmente a través del presente diagnóstico se muestran en los siguientes cuadros: Mejoras Resumen de mejoras Ahorro anual Costo de (S/. / año) implementación (S/.) TIR (%) VAN (S/.) Retorno de la inversión (meses) Unificación de suministros eléctricos 0401665 con 1864801 Control de Factor de Calificación y Picos de demanda máxima Control de la energía reactiva mediante 7 bancos de condensadores. 70,722.86 120,000.00 58.34 249,642.80 20 72,439.10 53,000.00 136.65 318,122.38 9 17,673.68 48,000.00 34.99 46,303.78 33 Cambio de plan tarifario BT3 a BT5A del suministro regulado 2287599 5,905.13 Hacer carta a EDELNOR 0 0 0 En conclusión, los resultados muestran que las propuestas de MEJORAS PLANTEADAS son viables y rentables. Es importante iniciar una gestión de eficiencia energética que se mantenga en el tiempo para que garantice un mejor uso de la electricidad y el planteamiento de proyectos de eficiencia energética específicos tales como mejoras de iluminaciones y mejora de equipamiento de aire acondicionado. También se puede analizar el proyecto de implementación de una Micro-planta de Generación Renovable Híbrida, que permita autogenerar parte de la electricidad requerida y poderla inyectar sobre todo en las horas de punta, ayudando con esto al control del factor de calificación, y por supuesto, convertir a la Institución en una empresa verde que mejora su huella de carbono y colabora con su medioambiente. 5 de 46

1. Datos generales y de producción 1.1. Datos generales 1.1.1. Razón social PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DEL PERU 1.1.2. Dirección Dirección Campus Región Provincia : Av. Universitaria SE584 San Miguel. : Lima : Lima 1.1.3. Persona de contacto Ing. Alberto León Area de Mantenimiento 1.2. Datos de las instalaciones 1.2.1. Régimen de funcionamiento Campus San Miguel : Diario de 7:00 AM a 10:00 PM. 1.2.2. Número de trabajadores y/o empleados En la empresa laboran 1,704 trabajadores según registro de SUNAT. 1.2.3. Principales materias primas Al ser una Institución educativa, no tienen una materia prima definida. 1.2.4. Principales productos Sus principales productos vienen a ser sus diversos servicios educativos y/o varios que brindan a la comunidad. 6 de 46

1.2.5. Indicadores de consumo Para efectos del presente estudio no se ha podido definir un indicador energético específico que nos sirva. En todo caso para implementar un sistema de gestión energética se puede definir en el futuro un indicador general que relacione el consumo de energía con la cantidad de alumnos matriculados. También se podría definir en el futuro un indicador que relacione el consumo de energía eléctrica con los ingresos netos globales de la Institución. También se puede definir el indicador económico del costo total entre el costo de energía eléctrica. Una vez definidos estos indicadores, se les hace un seguimiento mensual, esto es parte de las tareas a desarrollar en un sistema de gestión energética, pensando, en el mediano plazo, en lograr una certificación en la norma ISO 50001:2011, sobre Gestión energética. 7 de 46

2. Datos energéticos generales 2.1. Energía eléctrica 2.1.1. Compañía distribuidora Distribuidor : EDELNOR Número de suministro (regulado) :2287599, 0229233, 1864801 y 0401665 2.1.2. Tensión de acometida Tres suministros Un suministro : 10 KV MT : 220V - BT 2.1.3. Potencia contratada SUM 2287599 SUM 0229233 SUM 1864801 SUM 0401665 : 75 KW BT3 : 2500 KW MT3 : 2500 KW MT3 : 2400 KW MT3 2.1.4. Consumo del último año Las instalaciones objeto de estudio tienen un consumo neto de energía eléctrica, dichos consumos durante el periodo de Octubre de 2013 a Setiembre de 2014, para los cuatro suministros se muestra en el siguiente cuadro resumen: MES kwh-total Kw - FP Kw- HP PAGADO FC P_ PROM S/. % S/./KWH Oct-13 840,262.80 2,042.72 2,089.50 262,491.50 55.85 0.3124 Nov-13 871,456.20 2,172.20 2,178.78 270,263.50 55.72 0.3101 Dic-13 739,788.90 2,072.82 2,095.92 234,592.50 49.57 0.3171 Ene-14 508,148.60 2,031.22 1,758.28 170,181.50 34.75 0.3349 Feb-14 716,114.80 1,962.82 1,595.42 238,556.50 50.67 0.3331 Mar-14 803,971.80 2,284.10 2,064.40 273,508.00 48.89 0.3402 Abr-14 934,691.00 2,325.50 2,262.04 306,462.50 55.82 0.3279 May-14 943,524.40 2,335.74 2,361.92 317,511.00 56.10 0.3365 Jun-14 876,694.35 2,258.11 2,214.26 300,552.50 53.92 0.3428 Jul-14 806,267.20 2,185.02 2,072.47 269,993.50 51.25 0.3349 Ago-14 910,358.37 2,267.46 2,331.34 285,900.50 55.76 0.3141 Sep-14 887,315.60 2,219.70 2,218.32 270,116.00 55.52 0.3044 TOT 12 M: 9,838,594.02 2,335.74 2,361.92 3,200,129.50 51.99 0.3253 8 de 46

2.1.5. Evolución del consumo energético Según datos registrados en la facturación, la evolución del consumo de energía durante el periodo de Octubre de 2013 a Setiembre de 2014 se muestra en los siguientes gráficos: SUM_0229233 CONSUMOS MENSUALES DE ENERGIA ELECTRICA ACTIVA KWH 120,000.00 100,000.00 80,000.00 60,000.00 40,000.00 20,000.00 0. 00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 DIAGRAMAS DE DEMANDAS MAXIMAS EN HP Y FP 300.00 250.00 200.00 KW 150.00 100.00 50.00 0.00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 Ago 14 Sep 14 9 de 46

SUM_1864801 CONSUMOS MENSUALES DE ENERGIA ELECTRICA ACTIVA KWH 120,000.00 100,000.00 80,000.00 60,000.00 40,000.00 20,000.00 0. 00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 DIAGRAMAS DE DEMANDAS MAXIMAS EN HP Y FP 300.00 250.00 200.00 KW 150.00 100.00 50.00 0.00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 Ago 14 Sep 14 10 de 46

SUM_0401665 CONSUMOS MENSUALES DE ENERGIA ELECTRICA ACTIVA KWH 120,000.00 100,000.00 80,000.00 60,000.00 40,000.00 20,000.00 0. 00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 DIAGRAMAS DE DEMANDAS MAXIMAS EN HP Y FP 300.00 250.00 200.00 KW 150.00 100.00 50.00 0.00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 Ago 14 Sep 14 11 de 46

SUM_2287599 CONSUMOS MENSUALES DE ENERGIA ELECTRICA ACTIVA KWH 120,000.00 100,000.00 80,000.00 60,000.00 40,000.00 20,000.00 0. 00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 DIAGRAMAS DE DEMANDAS MAXIMAS EN HP Y FP 300.00 250.00 200.00 KW 150.00 100.00 50.00 0.00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 Ago 14 Sep 14 2.1.6. Precio Promedio El precio promedio registrado durante el periodo de análisis fue de S/.0.3253 por KWH. Este precio sale de dividir el total pagado por electricidad anual (para los cuatro suministros) entre el consumo total de energía activa en KWH, considerando el total de los cuatro suministros eléctricos. Es por esto que este precio considera toda la combinaciónn de los diversos rubros que contiene la facturación eléctrica tales como potencia de generación, potencia de distribución, energía reactiva, alumbrado 12 de 46

público. Se incluye el IGV. La variación de los precios promedios para cada uno de los cuatro suministros, y para el total de la edificación lo vemos a continuación en los siguientes gráficos: VARIACION DEL PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL KWH_SUM_0229233 S/./KWH 0.4500 0.4000 0.3500 0.3000 0.2500 0.2000 0.1500 0.1000 0.0500 0.0000 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 VARIACION DEL PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL KWH_SUM_1864801 S/./KWH 0.4500 0.4000 0.3500 0.3000 0.2500 0.2000 0.1500 0.1000 0.0500 0.0000 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 Ago 14 Sep 14 13 de 46

VARIACION DEL PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL KWH_SUM_0401665 S/./KWH 0.4500 0.4000 0.3500 0.3000 0.2500 0.2000 0.1500 0.1000 0.0500 0.0000 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 VARIACION DEL PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL KWH_SUM_2287599 S/./KWH 0.4500 0.4000 0.3500 0.3000 0.2500 0.2000 0.1500 0.1000 0.0500 0.0000 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 VARIACION DEL PRECIO PROMEDIO TOTAL EDIFICACION S/. / KWH 0.3500 0.3400 0.3300 0.3200 0.3100 0.3000 0.2900 0.2800 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 Sep 14 Sep 14 14 de 46

2.1.7. Curva de carga o Diagrama de Demanda Máxima La curva de carga o demanda máxima que se muestra a continuación, es producto del análisis realizado a las mediciones efectuadas en planta en la semana típica, para este efecto se tomó la data semanal para cada transformador (una semana típica), y luego se simuló las tres curvas en una sola. Obteniéndose de esta manera el diagrama de carga para la semana típica de la instalación: La demanda máxima estuvo en: 250.00 200.00 DIAGRAMA DEMANDA MAXIMA SUM_0229233 KW 150.00 100.00 50.00 0.00 10:00:00 02:15:00 18:30:00 10:45:00 03:00:00 19:15:00 11:30:00 03:45:00 20:00:00 12:15:00 04:30:00 20:45:00 13:00:00 05:15:00 21:30:00 13:45:00 06:00:00 22:15:00 14:30:00 06:45:00 23:00:00 15:15:00 FCT_CARG(%) 27.06 DIAGRAMA DEMANDA MAXIMA TOTAL SUM_401665 KW 1,200.00 1,000.00 800.00 600.00 400.00 200.00 0.00 09:45:00 02:15:00 18:45:00 11:15:00 03:45:00 20:15:00 12:45:00 05:15:00 21:45:00 14:15:00 06:45:00 23:15:00 15:45:00 08:15:00 00:45:00 17:15:00 09:45:00 02:15:00 18:45:00 11:15:00 03:45:00 20:15:00 FAC_CARG(%) 52.21 15 de 46

KW 1,000.00 800.00 600.00 400.00 200.00 DIAGRAMA DEMANDA MAXIMA TOTAL SUM_1864801 0.00 09:45:00 02:15:00 18:45:00 11:15:00 03:45:00 20:15:00 12:45:00 05:15:00 21:45:00 14:15:00 06:45:00 23:15:00 15:45:00 08:15:00 00:45:00 17:15:00 09:45:00 02:15:00 18:45:00 11:15:00 03:45:00 20:15:00 FAC_CARG(%) 55.49 KW 2,500.00 2,000.00 1,500.00 1,000.00 500.00 0.00 DIAGRAMA DEMANDA MAXIMA SUM_401665_0229233 Y 1864801 UNIFICADOS 09:45:00 02:15:00 18:45:00 11:15:00 03:45:00 20:15:00 12:45:00 05:15:00 21:45:00 14:15:00 06:45:00 23:15:00 15:45:00 08:15:00 00:45:00 17:15:00 09:45:00 02:15:00 18:45:00 11:15:00 03:45:00 20:15:00 FAC_CARG(%) 54.25 16 de 46

2.1.8. Tipo de contrato El tipo de contrato según la facturación eléctrica, para los tres suministros de Media Tensión es: Tarifa MT3 Esta opción tarifaria está dirigida para aquellos usuarios cuyos consumos de potencia se da durante las 24 horas al día o aquellos usuarios cuyo turno de trabajo empieza en horas de la mañana y acaban pasadas las 18:00 h. Y para las horas de punta entre las 6 a 11 PM tienen un consumo igual o menor que las horas de fuera de punta. Este tipo de plan tarifario es ideal para consumidores que tienen que consumir en la hora punta (entre las 6 a 11 PM). Esta tarifa considera precios diferenciados para las facturaciones de energía y potencia, según si los usuarios se encuentran calificados como presentes en punta o presentes en fuera de la punta. Esta tarifa es en Media Tensión, es decir el suministrador entrega la tensión de uso en 10 KV Los cargos que se facturan en esta opción tarifaria son los siguientes: Energía activa (HP y HFP). Calificación tarifaria. Potencia activa de generación. Potencia por uso de las redes de distribución. Energía reactiva. La Calificación tarifaria está dada por el factor de calificación que tiene valores de 0 a 1 siendo el límite el 0,5 que determina si se califica como cliente presente en HP o cliente presente en FP. La variación histórica de este factor para esta planta lo vemos en el gráfico siguiente: 17 de 46

VARIACIONES MENSUALES DEL FACTOR DE CALIFICACION SUM_02292333 FC 1..00 0..80 0..60 0..40 0..20 0..00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 VARIACIONES MENSUALES DEL FACTOR DE CALIFICACION SUM_18648011 FC 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 VARIACIONES MENSUALES DEL FACTOR DE CALIFICACION SUM_0401665 FC 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 Ago 14 Sep 14 Ago 14 Sep 14 18 de 46

Tarifa BT3, Para el suministro de BT Esta opción tarifariaa es similar a la MT3 en cuanto a características cualitativas, la Variación solo está en los mayores costos unitarios para las variables de consumos. El suministro en BT tiene el siguiente gráfico de variación del factor de calificación: VARIACIONES MENSUALES DEL FACTOR DE CALIFICACION SUM_22875999 FC 1.00 0.80 0.60 0.40 0.20 0.00 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 19 de 46

3. Contabilidad energética En la siguiente sección se muestra los resultados del inventario de mediciones realizado en EL Campus de la PUCP en cuanto a capacidad instalada. 3.1. Potencia instalada La potencia instalada registrada durante el inventario energético en la Edificación se muestra en el siguiente cuadro: Potencia instalada SERVICIO SUM_401665 CARGA MAXIMA(KW) SE4_TRAFO_1_ 630 535.50 SE4_TRAFO_2_ 630 535.50 SE5_TRAFO_1_ 400 340.00 SE5_TRAFO_2_ 250 212.50 SE6_TRAFO_1_ 400 340.00 SE6_TRAFO_2_ 400 340.00 SE6_TRAFO_3_ 400 340.00 SE6_TRAFO_4_ 500 425.00 SE7_TRAFO_1_ 400 340.00 SE7_TRAFO_2_ 400 340.00 SE8_TRAFO_1_ 400 340.00 SE8_TRAFO_2_ 400 340.00 SE9_TRAFO_1_ 200 170.00 SE9_TRAFO_2_ 400 340.00 SE9_TRAFO_3_ 400 340.00 TOTAL: 5,278.50 Potencia instalada SERVICIO SUM_0229233 CARGA MAXIMA(KW) SE1_TRAFO_1_ 400 340.00 TOTAL: 340.00 20 de 46

Potencia instalada SERVICIO SUM_1864801 CARGA MAXIMA(KW) SE2_TRAFO_1_ 500 425.00 SE2_TRAFO_2_ 320 272.00 SE3_TRAFO_1_ 320 272.00 SE3_TRAFO_2_ 320 272.00 SE10_TRAFO_1_ 320 272.00 SE11_TRAFO_1_ 400 340.00 SE11_TRAFO_2_ 400 340.00 SE12_TRAFO_1_ 630 535.50 SE12_TRAFO_2_ 400 512.00 SE12_TRAFO_3_ 400 340.00 SE12_TRAFO_4_ 630 535.50 TOTAL: 4,116.00 El total de la carga instalada es de 9,734.50 KW. 3.2. Potencia instalada distribuida Los siguientes cuadros hacen referencia a la potencia instalada determinada a partir del inventario energético. Este inventario se realizó haciendo mediciones en los principales consumidores formados por los Transformadores de Media Tensión. Distribución de Potencia instalada y Disponibilidad SERVICIO SUM_401665 CARGA CARGA PART(%) MEDIDA(KW) DISPONIBLE(KW) SE4_TRAFO_1_ 630 191.00 15.47 344.50 SE4_TRAFO_2_ 630 0.00 0.00 535.50 SE5_TRAFO_1_ 400 151.00 12.23 189.00 SE5_TRAFO_2_ 250 35.00 2.84 177.50 SE6_TRAFO_1_ 400 65.60 5.32 274.40 SE6_TRAFO_2_ 400 54.60 4.42 285.40 SE6_TRAFO_3_ 400 53.00 4.29 287.00 SE6_TRAFO_4_ 500 66.40 5.38 358.60 SE7_TRAFO_1_ 400 137.90 11.17 202.10 SE7_TRAFO_2_ 400 56.80 4.60 283.20 SE8_TRAFO_1_ 400 113.60 9.20 226.40 SE8_TRAFO_2_ 400 173.60 14.07 166.40 SE9_TRAFO_1_ 200 34.00 2.75 136.00 SE9_TRAFO_2_ 400 37.80 3.06 302.20 SE9_TRAFO_3_ 400 63.90 5.18 276.10 TOTAL: 1,234.20 100.00 4,044.30 Distribución de Potencia instalada y Disponibilidad SERVICIO SUM_0229233 CARGA CARGA PART(%) MEDIDA(KW) DISPONIBLE(KW) SE1_TRAFO_1_ 400 209.46 100.00 130.54 TOTAL: 209.46 100.00 130.54 21 de 46

Distribución de Potencia instalada y Disponibilidad SERVICIO SUM_1864801 CARGA CARGA PART(%) MEDIDA(KW) DISPONIBLE(KW) SE2_TRAFO_1_ 500 173.00 15.56 252.00 SE2_TRAFO_2_ 320 131.00 11.78 141.00 SE3_TRAFO_1_ 320 61.00 5.49 211.00 SE3_TRAFO_2_ 320 125.00 11.25 147.00 SE10_TRAFO_1_ 320 8.00 0.72 264.00 SE11_TRAFO_1_ 400 76.00 6.83 264.00 SE11_TRAFO_2_ 400 58.90 5.29 281.10 SE12_TRAFO_1_ 630 333.50 30.00 202.00 SE12_TRAFO_2_ 400 46.00 4.14 294.00 SE12_TRAFO_3_ 400 49.60 4.46 290.40 SE12_TRAFO_4_ 630 49.40 4.44 486.10 TOTAL: 1,111.40 100.00 2,832.60 4. Medición de los consumos energéticos La campaña de mediciones se realizó entre el 13 de octubre y el 24 de Noviembre del 2014. Se presenta en el anexo 8.4 una hoja Excel con toda la data registrada y los gráficos resumen de todas las curvas de los parámetros medidos tanto en los tableros generales como en los tableros de distribución según se muestra en la siguiente tabla. Los equipos utilizados en las mediciones se describen en el anexo 8.3. Parámetros registrados mediante mediciones UBICACIÓN DE LA INSTALACIÓN SE4_TRAFO_1_ 630 SE5_TRAFO_1_ 400 SE5_TRAFO_2_ 250 SE6_TRAFO_1_ 400 SE6_TRAFO_2_ 400 SE6_TRAFO_3_ 400 SE6_TRAFO_4_ 500 SE7_TRAFO_1_ 400 THD- U Max % THD- I Max % V Max V Parámetro Medido V Min V I Max A FACT. CARGA (%) P Max Kw 3.00 20.30 228.60 218.80 503.00 50.49 191.00 2.80 13.40 398.80 385.30 234.00 47.08 151.00 2.70 0.90 231.20 224.20 91.00 32.61 35.00 2.80 7.80 397.60 382.20 122.80 20.02 65.60 2.80 20.20 229.10 221.60 142.20 59.24 54.60 3.00 38.60 229.20 221.60 139.00 36.33 53.00 2.80 0.00 401.05 388.66 116.00 11.31 66.40 2.70 21.60 397.40 383.40 205.80 41.96 137.90 22 de 46

Parámetros registrados mediante mediciones UBICACIÓN DE LA INSTALACIÓN SE7_TRAFO_2_ 400 SE8_TRAFO_1_ 400 SE8_TRAFO_2_ 400 SE9_TRAFO_1_ 200 SE9_TRAFO_2_ 400 SE9_TRAFO_3_ 400 SE1_TRAFO_1_ 400 SE2_TRAFO_1_ 500 SE2_TRAFO_2_ 320 SE3_TRAFO_1_ 320 SE3_TRAFO_2_ 320 SE10_TRAFO_1_ 320 SE11_TRAFO_1_ 400 SE11_TRAFO_2_ 400 SE12_TRAFO_1_ 630 SE12_TRAFO_2_ 400 SE12_TRAFO_3_ 400 SE12_TRAFO_4_ 630 THD- U Max % THD- I Max % V Max V Parámetro Medido V Min V I Max A FACT. CARGA (%) P Max Kw 2.70 22.70 396.30 383.40 86.60 33.84 56.80 3.00 18.40 229.20 220.40 321.60 56.74 113.60 2.90 11.70 229.20 220.40 468.20 49.60 173.60 3.10 35.80 401.40 388.10 52.00 7.63 34.00 2.50 4.90 231.00 223.20 121.20 18.68 37.80 2.50 10.40 230.80 222.60 194.80 32.56 63.90 3.50 5.80 230.90 218.70 587.18 27.06 209.46 4.60 29.60 226.80 216.20 468.00 61.46 173.00 4.10 16.00 227.30 216.40 365.00 48.10 131.00 3.50 5.80 230.90 218.70 171.00 27.06 61.00 3.60 18.50 229.70 218.20 334.00 43.15 125.00 3.70 9.30 225.40 214.20 40.00 45.57 8.00 3.90 20.50 227.90 216.70 211.20 36.72 76.00 3.70 10.70 228.20 216.40 154.80 37.95 58.90 3.70 17.20 227.70 210.90 897.00 47.41 333.50 3.70 77.00 407.80 381.20 76.00 55.29 46.00 3.50 10.50 235.60 220.30 126.80 43.96 49.60 3.70 19.00 406.70 377.10 77.20 47.41 49.40 El THD de voltaje y/o corriente, es la resultante de los voltajes y/o corrientes armónicas individuales, es decir los voltajes y/o corrientes que se generan a frecuencias por encima de la nominal de 60 Hz, que al sumarse vectorialmente resultan totalizadas en la corriente y/o voltaje nominal que actuarán en los conductores de cobre. Se observa en tabla anterior que los valores del THD de voltaje están por debajo del 5% en todos los casos. Así también el THD de corriente, en promedio, está en valores tolerables en todos los tableros medidos.. 23 de 46

5. Mejoras energéticas identificadas La presente sección muestra las oportunidades de mejora encontradas, si bien es cierto que en todas se muestra un potencial de ahorro interesante, esto no quiere decir que será una recomendación aplicable, deberán analizarse los resultados obtenidos durante la evaluación económica. 5.1. Cálculo tarifario para confirmar mejor opción tarifaria. La selección de la opción tarifaria adecuada para el usuario final, consiste básicamente en comparar cuanto es lo que se pagaría en cada opción tarifaria tomando en cuenta las diferentes variables (Energía activa, Potencia Activa, Potencia de Distribución y Generación y Energía reactiva) y los precios unitarios respectivos para el periodo analizado que dependerá de la concesionaria al que la empresa está adscrita. Los precios unitarios de potencia y energía para las tarifas en media tensión de clientes regulados pueden apreciarse en el siguiente cuadro que es bajado de la página web del Osinergmin: Fuente: OSINERGMIN http://www2.osinerg.gob.pe/tarifas/electricidad/pliegostarifariosusuariofinal.aspx?id=150000 24 de 46

Procedemos a hacer el cálculo tarifario para cada suministro, tomando al mes de Setiembre del 2014 como datos de consumos y cargas. RESULTADO EVALUACION TARIFARIA SUM_0229233 CALIFICACION DE CLIENTE: PRESENTE HORA DE PUNTA CONSUMOS KWH EN HORA PUNTA 21,300.00 KWH EN FUERA DE PUNTA 80,160.00 KW EN HORA PUNTA 234.00 KW EN FUERA DE PUNTA 252.00 KAVARH EXCEDE AL 30% DE KWH 0.00 PLAN TARIFARIO MT2 MT3 MT4 MONTO A PAGAR S/. 25,763.39 25,713.81 25,814.97 RESULTADO EVALUACION TARIFARIA SUM_0401665 CALIFICACION DE CLIENTE: PRESENTE HORA DE PUNTA CONSUMOS KWH EN HORA PUNTA 100,680.00 KWH EN FUERA DE PUNTA 368,280.00 KW EN HORA PUNTA 1,194.00 KW EN FUERA DE PUNTA 1,134.00 KAVARH EXCEDE AL 30% DE KWH 41,282.00 PLAN TARIFARIO MT2 MT3 MT4 MONTO A PAGAR S/. 125,542.62 122,543.63 122,943.19 25 de 46

RESULTADO EVALUACION TARIFARIA SUM_1864801 CALIFICACION DE CLIENTE: PRESENTE HORA DE PUNTA CONSUMOS KWH EN HORA PUNTA 77,580.00 KWH EN FUERA DE PUNTA 275,580.00 KW EN HORA PUNTA 942.00 KW EN FUERA DE PUNTA 936.00 KAVARH EXCEDE AL 30% DE KWH 0.00 PLAN TARIFARIO MT2 MT3 MT4 MONTO A PAGAR S/. 95,650.51 93,279.00 93,526.20 RESULTADO EVALUACION TARIFARIA SUM_2287599 CALIFICACION DE CLIENTE: PRESENTE HORA DE PUNTA CONSUMOS KWH EN HORA PUNTA 256.20 KWH EN FUERA DE PUNTA 797.40 KW EN HORA PUNTA 10.32 KW EN FUERA DE PUNTA 11.70 KAVARH EXCEDE AL 30% DE KWH 0.00 PLAN TARIFARIO MT2 MT3 MT4 BT2 BT3 BT4 BT5A MONTO A PAGAR S/. 604.99 510.02 510.01 1,006.22 878.37 878.24 452.03 Como nos han manifestado que por razones estratégicas se desea mantener este suministro de BT, entonces se concluye que la mejor opción tarifaria para el suministro 2287599 es la BT5A. El ahorro a obtener por este cambio tarifario es: 100*(878.37-452.03) / 878.37 = 48.53% Para hacer efectivo el cambio tarifario, hay que hacer una solicitud de cambio tarifario a EDELNOR, de tarifa BT3 a tarifa BT5A. Este cambio se hace efectivo el mes de mayo del 2015. Para los suministros en Media Tensión, la mejor opción tarifaria es la MT3. La nueva normatividad vigente desde el 2009, estipula como demanda máxima límite, para ser clientes regulados, los 2,500 KW. Con este valor, si se tienen dos suministros eléctricos, se puede llegar a los 5,000 KW de demanda máxima, sin cambiar de condición. 26 de 46

Actualmente la PUCP tiene tres suministros en Media Tensión, lo que encarece sus costos tal como vamos a demostrar en este informe. Lo más conveniente es unificar todas las Subestaciones eléctricas en un solo suministro (SUM 0401665), y mantener el otro suministro 0229233 con la mínima carga, sirviendo solo para el control del factor de calificación del suministro unificado. Cualquier requerimiento de carga futura se puede cargar a este suministro 0229233. Según las mediciones realizadas, al unificar los suministros 0401665 y el 1864801, se tendría una reducción automática de la demanda máxima total en 120.33 KW. El ahorro automático que se da por la unificación de los suministros está dado por la reducción de la demanda máxima en 120.33 KW más los costos de Alumbrado público y otros fijos. Para el mes de setiembre del 2014 este ahorro hubiera sido de S/.5,972.54. Lo que corresponde a un porcentaje de ahorro del 2.21% del total pagado por electricidad de la PUCP. 5.2. Control de Picos de Demanda Máxima y Factor de calificación. Control del Factor de Calificación Un factor a tener en cuenta para reducir costos de facturación es la calificación tarifaria. La calificación tarifaria solo se da en las opciones tarifarias BT3 o MT3 y BT4 o MT4. La ventaja de ser calificado como un cliente presente en fuera de punta, está en el precio unitario de la potencia de generación, es decir para un cliente calificado como fuera de punta el precio de la potencia es menor que la de un cliente calificado como presente en punta (Ver el siguiente cuadro). Costos de Potencia por tipo de Calificación Tarifaria para clientes MT Calificación Tarifaria Cargos Usuario Presente en Usuario Fuera de Punta Punta Potencia de generación 29.34 S/./KWH-mes 20.00 S/./KWH-mes Potencia por usos de redes de 10.29 S/./KWH-mes 10.34 S/./KWH-mes Distribución Si el usuario está calificado como cliente presente en punta, debe evaluar la factibilidad de poder ser calificado como cliente fuera de punta, esta calificación está dada por el factor de calificación que se calcula según la siguiente ecuación: 27 de 46

Donde: EA HP mes M.D. registrada en el mes HP MES Calificaci ón tarifaria = EA HP mes M.D. regist. mes xhp MES = Energía Activa consumida en horas punta del mes = Máxima Demanda registrada en el mes = Número de Horas Punta del Mes Si el resultado es 0.5, el cliente es considerado como cliente presente en punta Si el resultado es < 0.5. El cliente es considerado como cliente fuera de punta A partir de este punto, debe de recalcularse el exceso de energía por la cual estamos siendo calificados como PRESENTES EN PUNTA, considerar una calificación, por ejemplo de 0.49. Posteriormente esta energía deberá de trasladarse a Horas Fuera de Punta, Días de no facturación como son Domingos y Feriados, a través de modificaciones en las operaciones y control, a este proceso se le denomina ADMISTRACIÓN DE LA DEMANDA, la cual deberá gestionarse a través de Controladores de Máxima Demanda. Por ejemplo, en el campus de la PUCP se observa que el factor de calificación se mantiene por encima del límite de 0,5 para todos los cuatro suministros, por ello, se les está considerando como clientes presentes en hora Punta, esto encarece la facturación mensual, por esto, es importante implementar dentro de la gestión energética la tarea de un seguimiento de este factor de calificación para asegurarse que disminuya en su valor, y porqué no tratar de llegar a valores por debajo del 0.50 para todos los meses del año. Para controlar este factor de calificación es necesario hacer un seguimiento de los consumos en horas de punta para verificar que todos estos consumos sean prioritarios, se identifica consumos superfluos y se trasladan a otro horario que sea fuera de punta y/o se eliminan de ser el caso. Por supuesto para facilitar este control se requiere de información diaria de los consumos, los cuales se obtienen del sistema de monitoreo y control de cargas y consumos eléctricos en tiempo real que se tendría que implementar en la edificación. Así mismo, para un mejor control del factor de calificación se tiene que unificar los suministros 0401665 con 1864801, y usar el suministro 0229233 para los consumos en horas de punta que se requieran controlar de los otros suministros. Mejora de los picos de demanda máxima Otro potencial de ahorro es el control de los picos de demanda máxima, es decir evitar simultaneidades entre consumidores de electricidad que resulten en picos de demanda máxima. Debemos recordar que la demanda máxima es el valor promedio de los valores 28 de 46

instantáneos que se presentan durante cada intervalo de medición de 15 minutos. Entonces si queremos controlar los picos de demanda máxima, es necesario enterarse con medición en tiempo real de los valores de potencia instantánea que ocurren en nuestra edificación, para que mediante una alarma nos enteremos que estos picos instantáneos están ocurriendo, con lo que podemos actuar desconectando consumidores No prioritarios, que permitan que el promedio del intervalo crítico, baje a valores predeterminados que permitan una buena productividad. Este control también puede hacerse para levantar la demanda máxima con la finalidad de controlar el factor de calificación, dependiendo de lo que sea más conveniente en el mes que se está administrando la carga total de la PUCP. El diagrama de demanda máxima de los suministros unificados sería así, según la simulación hecha en las mediciones de semana típica: Picos de Demanda KW 2,500.00 2,000.00 1,500.00 1,000.00 500.00 0.00 DIAGRAMA DEMANDA MAXIMA SUM_401665_0229233 Y 1864801 UNIFICADOS 09:45:00 02:15:00 18:45:00 11:15:00 03:45:00 20:15:00 12:45:00 05:15:00 21:45:00 14:15:00 06:45:00 23:15:00 15:45:00 08:15:00 00:45:00 17:15:00 09:45:00 02:15:00 18:45:00 11:15:00 03:45:00 20:15:00 Para lograr este control, es necesario, primero unificar los suministros, segundo, adquirir el sistema de control y monitoreo de energía para el control de demanda máxima, instalado en las subestaciones eléctricas, que permita tener en tiempo real como varía los picos de tal manera que nos enteremos cuando la planta está llegando a intervalos críticos y poder actuar apagando y/o prendiendo consumidores no prioritarios que permita nivelar la demanda de intervalo pico a los valores de productividad. Para el presente caso de la PUCP, este potencial de ahorro por control del factor de calificación y control de la demanda máxima lo pasamos a simular con el siguiente cálculo tarifario, usando los datos del mes de setiembre del 2014. Primero calculamos lo que se pagaría con los suministros unificados sin control: 29 de 46

RESULTADO EVALUACION TARIFARIA SUM UNIFICADOS CALIFICACION DE CLIENTE: PRESENTE HORA PUNTA CONSUMOS KWH EN HORA PUNTA 168,438.20 KWH EN FUERA DE PUNTA 617,417.40 KW EN HORA PUNTA 2,000.00 KW EN FUERA DE PUNTA 1,996.00 KAVARH EXCEDE AL 30% DE KWH 41,292.00 PLAN TARIFARIO MT2 MT3 MT4 MONTO A PAGAR S/. 209,099.96 204,120.89 204,798.86 A este monto hay que sumarle lo que paga el suministro 0229233 actual, que es S/.25,713.81, lo que resulta un pago unificado antes del control de S/. 229,834.70. Ahora, para controlar el factor de calificación habría que trasladar el exceso de KWH en horas punta, en este caso 45,938 KWH a las horas de punta mediante el suministro 0229233, por lo que este suministro tendría los siguientes costos: CALIFICACION DE CLIENTE: PRESENTE HORA DE PUNTA CONSUMOS KWH EN HORA PUNTA 67,238.00 KWH EN FUERA DE PUNTA 80,160.00 KW EN HORA PUNTA 587.00 KW EN FUERA DE PUNTA 252.00 KAVARH EXCEDE AL 30% DE KWH 0.00 PLAN TARIFARIO MT2 MT3 MT4 MONTO A PAGAR S/. 48,959.43 47,485.27 46,525.25 30 de 46

RESULTADO EVALUACION TARIFARIA SUM UNIFICADOS CALIFICACION DE CLIENTE: PRESENTE HORA FUERA PUNTA CONSUMOS KWH EN HORA PUNTA 122,500.00 KWH EN FUERA DE PUNTA 617,417.40 KW EN HORA PUNTA 2,000.00 KW EN FUERA DE PUNTA 1,996.00 KAVARH EXCEDE AL 30% DE KWH 41,292.00 PLAN TARIFARIO MT2 MT3 MT4 MONTO A PAGAR S/. 200,789.74 177,230.67 178,969.81 Entonces El total del costo con control del factor de calificación sería S/. 223,755.92 Entonces el potencial de ahorro sería: 100*(229,834.70-223,755.92) / 229,834.70 = 2.64% 5.3. Control de la Energía Reactiva La energía reactiva es una ineficiencia energética que se genera al interior de los usuarios de electricidad, producto del trabajo de sus motores eléctricos primordialmente y de ciertos tipos de luminarias. Los motores eléctricos necesitan generar esta energía reactiva para poder funcionar y cumplir con su función de transformar la energía eléctrica recibida de la red en energía mecánica de movimiento a la salida de su eje. Cuánto mayor cantidad de motores funcionen, mayor será la generación de energía reactiva que se pasea por nuestros circuitos eléctricos. Esta ineficiencia se paga con una penalidad que nos cobra el suministrador de electricidad. La cantidad de energía reactiva que generamos al interior de nuestros circuitos eléctricos, es medida cuando esta energía pasa por el medidor que está en la salida de nuestra red eléctrica. Según la normatividad vigente, la penalidad que nos cobran es por una cantidad de energía reactiva en RH que sobrepasa el límite permisible, que es el 30% de la cantidad de energía activa total que consumimos mensualmente. Entonces, para evitar pagar esta penalidad es necesario compensar la cantidad de energía reactiva que producimos, para que sea menor al límite tolerable antes indicado. Esta compensación se realiza mediante la instalación de bancos de condensadores que sirven para capturar esta energía y evitar que sea contabilizada en el medidor del suministrador. El tamaño del banco de condensadores, dado por su capacidad en R 31 de 46

se diseña de acuerdo a la cantidad de energía reactiva que generamos, que está dada por la cantidad de motores y/o luminarias que funcionan en nuestra Edificación. El cálculo teórico de la capacidad necesaria del banco de condensadores está dado por la siguiente fórmula: R = P * (Tag phi1 Tag phi2) En donde: R: Capacidad del Banco de condensadores P: Demanda máxima en KW Tag phi1: Tangente del ángulo de desfase actual dado por el cociente de la energía reactiva entre la energía activa. Tag phi2: Tangente del ángulo ideal correspondiente al cosphi de 0,97 Para el caso de la Edificación de la PUCP evaluada, se tiene que considerar una compensación de energía reactiva que esté formada por bancos de condensadores (Modalidad por grupos) que se ubiquen en los transformadores de Media Tensión que lo requieran. Según las mediciones realizadas en todos los transformadores, las capacidades de estos bancos de condensadores serían: 1. SE2, Tablero Trafo_1_500 230V : 30 R 2. SE6, Tablero Trafo_1_400 380V : 40 R 3. SE6, Tablero Trafo_4_500 380V : 20 R 4. SE8, Tablero Trafo_1_400 230V : 40 R 5. SE9, Tablero Trafo_2_400 230V : 30 R 6. SE9, Tablero Trafo_3_400 230V : 40 R 7. SE12, Tablero Trafo_4_630 380V : 30 R Para uniformizar la adquisición se puede adquirir 7 bancos de condensadores automáticos de 40 R cada uno con pasos de 10-10-10-10 (3 de 380V y 4 de 230V). 32 de 46

Los potenciales de ahorro están dados por los montos que se dejarán de pagar por este concepto, que los calculamos de las facturas eléctricas y son presentados en los siguientes acápites, en la tabla de potenciales de ahorro. 5.4. Mejoras a ser profundizadas en el futuro con el sistema de gestión de eficiencia energética a Implementar La clave de la eficiencia energética en el alumbrado es identificar la cantidad y calidad de iluminación que se necesita en cada uno de los ambientes, tanto interiores como exteriores. Una de las estrategias, para un uso eficiente de los sistemas de iluminación, es apegarse a los niveles de iluminación recomendables de acuerdo con la actividad desarrollada. Las zonas excesivamente iluminadas ofrecen mayores oportunidades de ahorro, mientras que las áreas con niveles bajos deben rediseñarse, buscando un balance entre los niveles de iluminación y el consumo energético. Una acción que siempre da buenos resultados es eliminar las lámparas de eficiencia baja, por ejemplo, los incandescentes convencionales y fluorescentes T12 o T8. También debe evitarse el uso de balastros electromagnéticos y luminarias que cumplieron su vida útil y/o están en mal estado. Se ha observado la presencia en la edificación de gran cantidad de lámparas tradicionales de diversas potencias, esto hay que evaluarlo para ver la posibilidad de cambiar estas con LEDS de mejor rendimiento y menor consumo. Este es un tema que debe evaluarse durante la gestión energética que tienen que implementar, y hacer la implementación de manera paulatina, zona por zona. Así también, hay que evaluar todos los sistemas de aire acondicionado, verificar su operatividad, y de acuerdo a la antigüedad ir reemplazando equipos antiguos por equipos modernos de mejor rendimiento y menor consumo. También se debe evaluar, en el mediano plazo, la posibilidad de autogenerar, parte de la electricidad requerida por la edificación, mediante micro plantas de Generación Renovables híbridas, que inyecten electricidad solar durante el día, y mediante bancos de baterías, inyecten electricidad acumulada solar, en las horas de punta, con lo que se ayuda al control del factor de calificación, con lo que se gana reducción de costos económicos y medioambientales. 33 de 46

5.5. Tabla de Potenciales de ahorro anual por diversas mejoras planteadas En la siguiente tabla se ha resumido los potenciales de ahorro a obtener por las mejoras de eficiencia energética planteadas anteriormente: MES PAGO EE Proyectado S/. AHORRO S/. AHORRO S/. AHORRO S/. AHORRO S/. Cambio BT3 a BT5A SUM2287599 Picos DM Unificación de suministros en MT3 Control del Factor de Calificación Control de Ereact MES 1 262,491.50 521.94 5,801.06 6,929.78 1,038.21 MES 2 270,263.50 403.04 5,972.82 6,026.88 955.70 MES 3 234,592.50 478.26 5,184.49 5,231.41 1,253.58 MES 4 170,181.50 478.02 3,761.01 3,795.05 1,400.57 MES 5 238,556.50 547.90 5,272.10 5,319.81 1,337.47 MES 6 273,508.00 554.94 6,044.53 6,099.23 1,344.65 MES 7 306,462.50 539.41 6,772.82 6,834.11 1,861.49 MES 8 317,511.00 508.59 7,016.99 7,080.50 1,713.94 MES 9 300,552.50 485.54 6,642.21 6,702.32 1,819.05 MES 10 269,993.50 473.65 5,966.86 6,020.86 1,867.73 MES 11 285,900.50 401.10 6,318.40 6,375.58 1,598.91 MES 12 270,116.00 512.72 5,969.56 6,023.59 1,482.38 TOTAL: 3,200,129.50 5,905.13 70,722.86 72,439.10 17,673.68 5.6. Costos de los equipamientos para las Mejoras de EE Planteadas En el siguiente cuadro se presentan las inversiones aproximadas necesarias para la implementación de las propuestas de mejora energética identificadas en el campus de la PUCP. Se ha tomado para estas inversiones precios aproximados de mercado. Para precios exactos deberá pedirse cotizaciones a proveedores del mercado local. 34 de 46

Presupuesto aproximado para Mejoras planteadas Ítem Descripción Costo total (S/.) 1 2 3 Acondicionamiento de las instalaciones eléctricas para que se unifiquen los dos suministros 1864801 con 0401665 en tarifa regulada MT3. Adquisición e instalación de Sistema de monitoreo y control de consumos energéticos, calidad y demanda máxima. Adquisición de 7 bancos de condensadores automàticosde40 R cada uno. 120,000.00 53,000.00 48,000.00 Los costos de mantenimiento de los equipamientos planteados se pueden despreciar pues caen dentro de los costos de mantenimientos de las instalaciones actuales. 5.7. Evaluaciones Económicas de los Proyectos de EE Planteados Para realizar la evaluación económica, se tomó como información base lo mostrado en los cuadros de la sección anterior, obteniéndose los siguientes resultados (Se aplica un tipo de cambio de 2.9 S/. / US$) Se muestra a continuación la hoja de cálculo para los tres proyectos identificados siguientes: 1. Unificación de suministros eléctricos. 2. Control de Factor de calificación y picos de demanda máxima. 3. Control de la energía reactiva mediante Bancos de condensadores. En resumen se tiene: Mejoras Resultado de evaluación económica de mejoras Periodo (años) TIR (%) VAN (S/.) Rentable PRC (Meses) Unificación de suministros eléctricos. 10 58.34 249,642.80 SI 20 Control de Factor de calificación y Picos de demanda máxima. 10 136.65 318,122.38 SI 9 Control de energía reactiva 10 34.99 46,303.78 SI 33 A continuación las evaluaciones económicas de las mejoras propuestas: 35 de 46

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6. Conclusiones La principal fuente de energía identificada en las instalaciones es la electricidad. El consumo promedio de energía eléctrica para el periodo analizado es de 819,882.83 KWH/mes. El precio medio de energía eléctrica es de S/.0.3253 / KWH. El costo promedio por consumo de energía eléctrica es de 266,677.46 Nuevos Soles por mes. El factor de carga promedio mensual histórico es de 51.99% y el factor de carga según la semana de mediciones es de 54.25%. Según mediciones realizadas en la semana típica, la Edificación tuvo una demanda máxima de 1,996.93 KW, el consumo de energía activa estuvo en 178,749.84 KWH. De acuerdo a los cálculos realizados, se observa mayores potenciales de ahorro, en relación a la rentabilidad de las mismas mediante la aplicación de las siguientes mejoras: Unificación de dos suministros MT. Mejora del Factor de calificación y los picos de demanda máxima. Control de la energía reactiva. Cambio tarifario de BT3 a BT5A del suministro 2287599. Se ha identificado, para el total de las mejoras planteadas, un potencial de ahorro anual económico de S/. 166,740.77 / año. Se ha encontrado que no tienen implementado un sistema de monitoreo de cargas y consumos eléctricos, y tampoco tienen un sistema de gestión energética que les permita el control y eficiencia del uso de los recursos de energía. Sus consumos son por costumbre y aleatorios, por lo que, al no haber control, existen los desperdicios e ineficiencias que se traducen en mayores costos. En cuanto a calidad de energía, según mediciones realizadas, se puede concluir lo siguiente: En cuanto a las distorsiones armónicas de voltaje y corriente, estas se encuentran en valores por debajo del rango de la norma NTCSE para voltaje (límite del 5%). Para armónicos de corriente tienen valores tolerables, pero que pueden ser peligrosos para la electrónica de control y sistemas, por lo que se recomienda tener bien mantenidos las protecciones a tierra, sobre todo las impedancias de las rutas a los pozos de tierra, con valores bajos (por debajo del 5 a 8 Ohmios). 38 de 46

7. Recomendaciones La Edificación está considerada actualmente como CLIENTES REGULADOS, en sus cuatro suministros. Se recomienda mantenerse como cliente regulado. Según la normatividad vigente, esta condición se puede mantener si cada suministro eléctrico tiene una demanda máxima de 2,500 KW. No es eficiente tener muchos suministros, pues encarecen los costos por demanda máxima y otros costos fijos. Recomendamos unificar los dos suministros 0401665 con 1864801. Mantener el suministro 0229233 solo para el control del factor de calificación. Si se desea mantener el suministro en baja tensión 2287599, se recomienda el cambio de plan tarifario de BT3 a BT5A. este cambio se realiza haciendo una carta de solicitud a Edelnor, y el cambio se hace efectivo en el mes de mayo del 2015. Se recomienda invertir en un sistema de monitoreo y control de cargas y consumos de electricidad. Este sistema debe tener medidores en cada uno de los 28 Transformadores de Media tensión, y el acumulador de data que centraliza los consumos y permite la comunicación a la red interna e internet, con lo que se tiene los consumos y cargas en tiempo real, para facilitar la gestión energética a implementar. Esta gestión permitirá el control del factor de calificación y el control de picos de demanda máxima y energía reactiva, lo que redunda en la reducción de costos, según lo explicado en el desarrollo de este informe. En cuanto a la energía reactiva, actualmente se está pagando una penalidad por este concepto. Se recomienda la instalación de los 7 Bancos de condensadores automáticos detallados en acápite anterior del presente informe. Según lo mostrado en la Evaluación económica de proyectos de eficiencia energética, es bastante rentable considerar la inversión en el Sistema de monitoreo de consumos eléctricos, nos permite tener la información de demanda máxima y consumos en tiempo real y poder configurar alarmas y/o salidas de control para bloquear otros consumidores no prioritarios cuando se está llegando a demandas máximas por encima de las normales de trabajo, para cumplir con la función de la empresa. Este control se logra con la ayuda del sistema de monitoreo y control que se recomiendan instalar en la Edificación, los que monitorean en tiempo real lo que ocurre con la energía en Hora punta, fuera de punta y demanda máxima y nos avisa con alarmas cuando la demanda máxima está acercándose a valores peligrosos, con lo que se puede actuar sea manualmente o en forma automática para compensar los picos. Así también, este sistema nos ayuda a monitorear y controlar los consumos de energía activa y reactiva, y 39 de 46

con ello controlar el factor de calificación. Los potenciales de ahorro se muestran en acápite anterior del presente informe. En cuanto al sistema de iluminación de la edificación se pueden tomar en cuenta las siguientes recomendaciones generales: Limpiar periódicamente las luminarias, porque la suciedad disminuye el nivel de iluminación de las lámparas hasta en un 20 %. Apagar las luces que no se utilicen, como por ejemplo cuando el personal está en refrigerio, esto mismo para los equipos de cómputo y otros que no se utilicen. Aunque parezca mentira pequeños ahorros en diferentes consumidores hacen grandes ahorros en la suma total en el mes. Evaluar la posibilidad de usar más la luz natural en los nuevos diseños arquitectónicos.. Reemplazar fluorescentes convencionales de 40 W y 36W por fluorescentes delgados T-5 de 28 Wy/o por luminarias LED. Así mismo analizar el cambio de lámparas tradicionales por lámparas de mejor rendimiento y menor potencia. Esto debe evaluarse posteriormente con la gestión de eficiencia energética que se debe implementar en la edificación. Independizar y sectorizar los circuitos de iluminación, esto ayudará a iluminar sólo los lugares que se necesitan. Evaluar la posibilidad de instalar sensores de presencia, timers y/o dimmers para el control automático de los sistemas de iluminación. Hacer un seguimiento de los diversos circuitos para ver la posibilidad de controlar estos consumos mediante proyectos de eficiencia energética de iluminación, tarea de la gestión energética a implementar. Hacer una revisión periódica de todos los tableros eléctricos, malas conexiones y suciedad en las instalaciones son causantes de mayores consumos al aumentar las pérdidas. Es necesario realizar un mantenimiento adecuado al sistema de puesta a tierra para asegurar que se mantengan valores bajos de impedancia, con lo que se asegura que las corrientes armónicas generadas sigan su camino regular a los pozos. Se recomienda un sistema de puesta a tierra diferente, para fuerza y otro para control o sistemas. Primero hay que hacer un inventario de todos los pozos actuales, averiguar que protege cada pozo, y a partir de esto hacer la redistribución necesaria, de tal manera de tener pozos para control y sistemas diferentes que para fuerza. Verificar las impedancias de la ruta a tierra de tal manera que se encuentren en valores por debajo de los 10 a 15 Ohm. 40 de 46

En el corto plazo se debe implementar el sistema de gestión de eficiencia energética, formando el comité de energía e invirtiendo en el sistema de monitoreo y control de demanda máxima y consumos eléctricos que permitirá hacer el seguimiento diario de los consumos y con ello lograr las metas trazadas de ahorro de energía mencionadas en este informe. Este sistema de gestión se debe mantener en el tiempo buscando ahondar en los diferentes proyectos de eficiencia energética a plantear y evaluar según lo comentado en el presente informe, que sirve de línea base. En el mediano plazo, pensar en certificarse en la Norma Internacional ISO50001:2011:Gestiòn energética, lo que las presentaría ante la sociedad como una institución verde que se preocupa y toma acciones concretas para la mejora del medioambiente. El ahorro de energía no es algo automático, se requiere un trabajo planificado que se mantenga en el tiempo, trazándose metas concretas de ahorros y haciendo las evaluaciones respectivas en las diferentes épocas del año siguiendo las pautas recomendadas en el presente informe. Es recomendable que se inicie con un sistema de gestión de eficiencia energética eléctrica que permita la buena administración del recurso electricidad con ayuda del sistema de monitoreo y control de cargas y consumos a implementar. Las tareas futuras de este sistema de gestión es la búsqueda de proyectos específicos de eficiencia energética que permitan reducir y/o mejorar consumos. Lo primero es implementar la gestión tomando este informe como línea base, implementar las mejoras recomendadas en este informe y luego seguir con las tareas del sistema de gestión, que es la búsqueda de proyectos de eficiencia energética específicos en las diversas áreas. En el presente estudio, no se ha tenido en cuenta la subestación eléctrica nueva de la edificación por entregar de la Biblioteca Central. Se recomienda en el corto plazo hacer mediciones de los transformadores de MT de esta nueva edificación. Es recomendable hacer estas mediciones en el inicio del nuevo ciclo académico del 2015, cuando ya estén en pleno funcionamiento estas nuevas instalaciones. 41 de 46

8. Anexos 8.1. Diagrama unifilar de distribución de Potencias Eléctricas 42 de 46

8.2. Cuadros que sustentan cifras y/o datos del informe 43 de 46

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8.3. Descripción de los equipos de medición utilizados Analizador de redes eléctricas: Marca Camille Bauer, Modelo Sineax A230S Fabricación Suiza : 45 de 46

Multìmetro Analizador de Energía: Marca Gossen Metrawatt, Modelo: Metra hit 29S Fabricación : Alemana 46 de 46