Post on 28-Sep-2018
1. Caracterización del Mercado Eléctrico
2. Diseño del Sistema de Distribución Eléctrica
3. Tecnología Adaptada y Costos de Inversión
4. Optimización del Sistema (Red MT, Subestaciones, Red BT)
5. Determinación de Pérdidas Estándar y Balance de Potencia y Energía
6. Estándar de Calidad de Servicio
7. Costos de O&M
8. Resultados
CONTENIDO DE LA PRESENTACIÓN
INDICADORES RELEVANTESClientes SEM Combapata 15 396Consumo Promedio 24,12 kW.hBT5BNúmero de Clientes 99,97 %Consumo Promedio 21,56 kW.h % Consumo Total 98,53 %BT5B Consumos < 30 kW.hNúmero de Clientes 93,92 %Consumo Promedio 16,90 kW.h% Consumo Total 65,82 %MT
Número de Clientes 0,03 %% Consumo Total 1,47 %Consumo Promedio kW.h 1 095 kW.h
MÁXIMA DEMANDA Y PÉRDIDAS EN EL SISTEMA
Descripción kW
Demanda Máxima MT 1 953,12
Demanda Máxima BT 1900,90
Pérdidas de potencia MT (2,06%) 40,26
Pérdidas de potencia BT (26,65%) 520,50
INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA
– Red MT: 523,3 km
– SEDs: 244• 231 de la empresa
• 13 de terceros
– Red BT SP: 482,6 km
– Red BT AP: 242,2 km
Sistema Modelo Combapata
Junta General de Accionistas
Directorio
Gerencia de Administración
Oficina de Control Interno
Gerencia General
Gerencia de Planeamiento y Control de Gestión
Gerencia de Ingeniería
Gerencia Sub Regional ApurímacGerencia
Comercial
División Finanzas
División Logística
División Contabilidad
Div. Recursos Humanos y
Capacitación
Oficina Normalización y Estandarización
Div. Sistemas de Información
Div. Planeamiento y Control de
Gestión
Servicio eléctrico Vilcanota
Servicio eléctrico La Convención
División Marketing tarifas y
t t
División Ventas
Servicio eléctrico Valle
Sagrado
Sector eléctrico
Anta
Sector eléctrico
Quispicanchi
Div. Pérdidas e Inversiones
División Operaciones
División Mantenimiento
Oficina de Seguridad y M.
Ambiente
Div. Administración y finanzas
Servicio Eléctrico Andahuaylas
Generación y centros de
transformación
División Ingeniería y Comercialización
Gerencia Sub Regional Madre de Dios
Div. Administración y finanzas
División Generación
División Ingeniería y Comercialización
Relaciones Públicas Asesoría Legal
ORGANIGRAMA DE ELECTRO SUR ESTE S.A.
EN RESUMEN EL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO SE CARACTERIZA POR:
Resumen de Indicadores de Demanda de Potencia SEM Combapata Real
Fuente: Formato VII Balance de Energía y Potencia Sistema Modelo - Elaboración propia
• Bajos consumos• Redes de distribución extensas
ZONIFICACIÓN Y MERCADO (AÑO 2008)
• Tres rangos de densidades para la zonificación (en kW/km2)
• Zona rural 1: δ < 5; • Zona rural 2: 5 < δ ≤ 10 • Zona rural 3: δ > 10.
CENTRO DE TRANSFORMACIÓN PRINCIPALSubestación Combapata
• 4 Alimentadores• 15/8/7 MVA• 138/60/22,9 kV• Conexión Y‐Y‐Delta• Transformador zig‐zag. • Neutro artificial a tierra.
CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN
Red en MT Red de BT
Tipo de red Aérea Aérea
Sistema Trifásico
22,9 kV3 conductoresSin neutro
380‐220 V4 conductoresNeutro corrido
Sistema Monofásico
13,2 kVUn conductor con retorno por tierra
440‐220V3 conductores (neutro corrido)220V2 conductores(neutro corrido)
ZONIFICACIÓN POR DEMANDA
• Zona Concentrada (δ>2,3 kW/km2)
• Zona Dispersa(δ<2,3 kW/km2)
Zona Número de SED
% Clientes (2008)
Total Promedio
Concentrada 82 34% 6 925 84
Dispersa 162 66% 8 471 52
Total 244 100%
15 396
TECNOLOGÍA ADAPTADARedes Aéreas MT Conductor de aleación de aluminio desnudo,
postes de concreto armado, aisladores de porcelana
Redes Aéreas BT Conductor autoportante de Al, poste de concreto armado (madera en zonas alejadas)
SEDs Aéreas monoposte (trifásicas y monofásicas)
Alumbrado Público Lámparas de Vapor de Sodio al Alta Presión y pastorales metálicos
Equipos de Protección
Reclosers, Seccionalizadores, seccionadores fusibles tipo expulsión, pararrayos tipo distribución.
A Materiales
B Stock(6,81% de A)
CMano de Obra(Costo Neto +
25% Contratista)E Costo Directo
A+B+C+D
DTransporte y equipos
(Costo Neto + 25% contratista)
Costo de Inversión
E+I
F Ingeniería(11,17% de E )
G Gastos Generales[6% de (E+F)] I
Costo IndirectoF+G+H
H Interés Intercalario[2,5% de (E+F+G)]
ESTRUCTURA DE COSTOS
Red en MT Red de BT
Longitud conductores1km + 3,5% 1km + 3,5%
Vano promedioLíneas : 160mRedes : 90m
Zonas concentrada: 45mZonas dispersas : 73m
Altura de postesLíneas : 11mRedes : 10m
8m
Luminarias AP V.S.A.P. de 50 W
ELEMENTOS RELEVANTES POR KILÓMETRO DE RED
PROCESO DE OPTIMIZACIÓN
Red MT
Centro de transformación
Red BT
SED MT/BTTroncal
Lateral
SED Seccionamiento
Equipo de Seccionamiento o Protección
Red SP
Red AP
Estudios Pre optimización
Caracterización del mercado y Definición preliminar del tipo de red
Modelo de Planeamiento de la
Distribución
Modelo de Confiabilidad
Definición de la Tecnología Adaptada
Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valorización del VNR
Proceso de optimización
Optimización técnica económica del sistema de distribución
Modelos matemáticos
Estudios Post optimización
Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución
• Pérdidas eléctricas del sistema.
• Calidad del producto (tensiones)
Resultados de optimización
• Calidad de suministro (interrupciones).
• Índices de confiabilidad por consumidor y sistema. Estándar de calidad de servicio
TRAZO DE RED MT
• Línea troncal (161,6 km) • Líneas laterales (309,5 km)• Transferencia de carga2 enlaces entre alimentadores• CO02 y CO03 (existente) • CO05 y CO03 (nuevo < 600m)
• OPTIMIZACIÓN 10%
• Se ubican zonas con mayores problemas por descargas atmosféricas
• Se consideran pararrayos tipo distribución en las líneas
• Fueron adicionados 58 pararrayos
DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
• Se mantiene el número de SEDs existentes (231)
• 3 localidades con más de una SED
• Se redimensionó las SED• SED trifásicas 36,8% • SED monofásicas 63,2%• 50% SEDs 1x 5 kVA
OPTIMIZACIÓN DE SEDs
Localidad de Tinta
• Se utilizaron:• Índices con la longitud de redes de BT, consumos y máximas demandas
• Criterios estadísticos
SELECCIÓN DE CONFIGURACIONES TÍPICAS
TIPO CANTIDAD SEDs
Concentrado – 1 25
Concentrado – 2 48
Disperso – 1 26
Disperso ‐ 2 60
Disperso ‐ 3 72
TOTAL 231
• En Cada Configuración Típica:• Se eliminó redes sin carga• Se verificó el trazo radial de las redes desde el centro de carga
• Se eliminó paralelismos de redes • Los resultados se expanden a todo el sistema modelo.• 78% Redes monofásicas• 16 % Redes trifásicas• 15% de reducción de redes
OPTIMIZACIÓN DEL TRAZO DE REDES BT
• Lámparas de vapor Na de 50 W• 4 473 puntos de iluminación (KALP = 6,3)• Se respetaron las áreas a iluminar existentes en el sistema modelo
• Conductor de 16 mm2, autoportante de Al• Uso compartido con red de SP.
OPTIMIZACIÓN DE ALUMBRADO PÚBLICO
OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS
Tipo de Instalación Valor US $
Terrenos, edificios y construcciones 390 266,90
Equipos y vehículos de transporte 255 831,32
Equipos de comunicaciones 10 312,62
Herramientas y equipos de seguridad 187 578,12
Equipos y Muebles de Oficina 46 275,78
Equipos de cómputo 159 321,52
Total US Dólares ($) $ 334 263,14
Asignado al SEM $ 90 351,65
VNR SISTEMA MODELOComponente Unidad Metrado
VNR Miles de US$
Media Tensión 471,10 2 466,83 Red Aérea km 471,10 2 400,82 Equipos de Protección y Secc. unidad 97,00 66,01
Subestaciones 231,00 684,28 MT/BT Monoposte unidad 231,00 684,28
Baja Tensión – Red Aérea 3 423,47 Servicio Particular km 407,76 2 326,24 Alumbrado Público km 285,67 684,41 Luminarias unidad 4 473,00 369,71 Equipos de Control unidad 231,00 43,11
Instalaciones No Eléctricas 90,35 TOTAL 6 664,94
35
PÉRDIDAS ESTÁNDAR
Demanda SP y AP
SE Combapata
Pérdidas en la red MT
Pérdidas en SEDs
Pérdidas Técnicas:• En la red de BT (SP y AP)• En acometidas• En medidores
Pérdidas No Técnicas
5 976 MW.h
5 718 MW.h
Ingreso a MT
Pérdidas en MT: 192 MW.h (3.22%) Ventas
MTIngreso
BT
66 MW.h
Pérdidas Técnicas : 347 MW.h Pérdidas No Técnicas : 114 MW.h
VentasBT
5 257 MW.h
BALANCE DE ENERGÍA
(6.06%)
(2.0%)
1 824 kW
1749 kW
Ingreso a MT
Pérdidas en MT: 59 kW (3.24%)Ventas
MTIngreso
BT
16 kW
Pérdidas Técnicas : 156 kWPérdidas No Técnicas : 36 kW
VentasBT
1557 kW
15 391 clientes
BALANCE DE POTENCIA
262 NHUBT
(8.90%)
(2.08%)
• Indicadores de calidad según NTCSER
ESTÁNDAR DE CALIDAD
• Equipos de protección de acción coordinada considerando la cantidad de clientes y la probabilidad de interrupciones
• Verificación de los límites de caída de tensión.• Tiempo Máximo de Indisponibilidad de lámparas 10 días
Concepto Unidad Cantidad
Número de interrupciones por Cliente Interrupciones/semestre 10
Duración de las interrupciones por Cliente Horas/semestre 40
Caída de Tensión en MT % de la tensión nominal 6,0 %
Caída de Tensión en BT % de la tensión nominal 7,5 %
Índice de lámparas apagadas % de número de unidades 2,0%
COSTOS DE OPERACIÓN & MANTENIMIENTO• Costos de Explotación Técnica
Actividades correspondientes a O&MCostos unitarios por actividad Frecuencias
• Costos de Explotación ComercialActividades de atención al usuario: Lectura y Procesamiento, Emisión, Reparto y Cobranzas
• Costos IndirectosAsignación de los costos de gestión, administración, contabilidad y otros de: Empresa total, Vilcanota y SEM.Se deducen costos de otras actividades no VAD (conexiones, cortes y reconexiones, alquiler de postes, etc.)
COSTOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA
Componente Criterios
Costo de Materiales
Materiales Relevantes
Costo de TercerosTodas las Actividades TercerizadasTransporte Tercerizado
Supervisión Directa
Personal de ELSEPorcentaje de Participación del SEM
JEFE DEL SERVICIO ELÉCTRICO VILCANOTA(JUAN JOSE GIBAJA MENDIZABAL)
SUPERVISOR PROCESOS COMERCIALES(ATILIO COLLANTES ORTIZ)
SUPERVISOR ADMINISTRATIVO(NAY RUTH CONDORI LAZO)
SUPERVISOR DE O&M(PEDRO SAMALVIDES CUBA)
APOYO ADMINISTRATIVO(RICARDO ORCOTORIO QUIÑONEZ)
EJECUTIVO COMERCIAL(JULIO COLQUE PUMA)
GASELECCentros Servicios
(4 Tecnicos)
EJECUTIVO DE O&M(FAUSTINO AUCCAPURE MOZO)
GASELEC(2 Ingenieros & 12 Tecnicos)
SUPERVISOR DE O&M(HERNANDO QUISPE VARGAS)
TECNICO DE O&M(PRUDENCIO MACEDO A.)
ANALISTA LOGISTICO Y ALMACENES(EDUARDO YUCA JIHUALLANCA)
ESPECIALISTA SID(RENATO VIZARRETE LIMACHI)
EJECUTIVO DE ATENCIÓN(SABINO MOSQUIPA SANCHEZ)
EJECUTIVO DE INSTALACIONES Y MEDICIONES (PERDIDAS)
(MARIO COPACONDORI PUMA)
EJECUTIVO DE ATENCIÓN Y COBRANZAS(MELITON LIGAS QUISPE)
EJECUTIVO DE O&M(AMERICO VALDERRAMA HIDALGO)
JEFE DE SEGURIDAD E HIGIENE OCUPACIONALNUEVO PERSONAL
PROPUESTO
ORGANIGRAMA DEL SE VILCANOTA
RATIOS DE EXPLOTACIÓN TÉCNICA
Descripción Metrado CO & M
(Miles de S/.)
Ratio
Cantidad Unidad Cantidad Unidad
Redes de MT 471,10 Km 177,47 376,72 S/.Km
Redes de BT 407,76 Km 235,98 578,72 S/.Km
Redes de AP 285,67 Km 103,02 360,61 S/.Km
Potencia Instalada 3 195,00 kVA 235,98 73,86 S/.KVA
Número de SEDs 231,00 Unidad 235,98 1 021,56 S/./ Unidad
Número de Luminarias 4 473,00 Unidad 103,02 23,03 S/./ Unidad
Cantidad de Clientes 15 396,00 Unidad 667,33 43,34 S/./ Unidad
COSTOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL
Actividades Criterios
Lectura de Medidores Terceros
Reparto de Recibos Terceros
Cobranza y Transporte de Efectivo
80% CAPs20% Centro de Pago ELSE
SupervisiónActividades Técnicas y ComercialesPersonal propio de ELSE
COSTOS DE EXPLOTACIÓN COMERCIAL Miles de S/.
Descripción Total Partic
Lectura de Medidores 120,42 19.07%
Contraste de Medidores 63,14 10,00%
Reparto de Recibos 118,66 18,79%
Procesamiento de Lecturas 34,02 5,39%
Impresión y Facturación 70,20 11,11%
Cobranza y Transporte 121,42 19,22%
Costos Neto 527,85 83,57%
Mano de Obra Empresa 103,74 16,43%
Costo Total 631,60 100%
COSTOS ASOCIADO AL CLIENTE POR TIPO DE TARIFA
(En Miles de Nuevos Soles Mensuales)
Asociado al Cargo
Fijo
Costos Asociados al Cliente
Directos Indirectos Total
CFE (BT5B) 41,45 2,95 44,41
CFS (MT2 y BT2) 0,03 0,00 0,03
CFH (MT3 y BT3) 0,05 0,00 0,05
CFEAP (AP) 1,18 0,08 1,27
CFECO 0,00 0,00 0,00
Total 42,71 3,04 45,76
CONCEPTO
DISTRIBUCIÓN COMERCIALIZACIÓN
MT BT SEDALUMB.PUBLICO
GestiónComercial
Atención al
Cliente
Costo asociado
alusuario
COSTOS DIRECTOS
Suministros 17,88 14,49 5,10 50,39 26,88 15,16 36,05
Supervisión Directa 44,62 39,28 12,14 16,93 13,07 13,07 13,07
Gasto de Personal 47,31 32,63 12,67 22,04 22,97 28,06 13,48
Servicio de terceros 68,43 42,36 11,19 62,48 15,47 0,00 422,77
Cargas diversas 1,73 2,17 0,86 0,51 0,00 0,00 0,19
Total 179,97 130,93 41,96 152,35 78,39 56,30 512,57
PRORRATA DE COSTOS INDIRECTOS 24,01 19,02 5,53 20,41 29,71 29,71 29,71
Aporte a Organismo Regulador 0,10 10,54 0,62 1,32 1,00 6,30
Costo Capital de Trabajo 0,18 0,14 0,04 0,15 0,10 0,08 0,49
ASIGNACIÓN GESTIÓN COMERCIAL 50,55 37,55 14,51 7,12
ASIGNACIÓN ATENCIÓN AL CLIENTE 40,19 29,70 11,53 5,66
TOTAL 294,99 227,69 73,58 186,32
PARA CÁLCULO DE VAD 294,99 414,01 73,58
PARA CÁLCULO DE C.F 549,07
Cálculo VADMT, VADSED y VADBT
VAD = ---------------------------------
MD
@VNR + CO&M
Descripción Unidad MT SED BT Total
Valor Nuevo de Reemplazo Miles de S/. 7 852,30 2 178,18 10 897,44 20 927,91
Anualidad del VNR Miles de S/. 974,81 270,41 1 352,85 2 598,07
Costo Anual de Explotación Miles de S/. 294,99 73,58 414,01 782,58
Total Costo Anual Miles de S/. 1 269,80 343,98 1 766,86 3 380,64
Total Costos Mensual Miles de S/. 100,41 27,20 139,71 267,32
Máxima Demanda kW 1 894,62 1 818,23 1 818,23 1 894,62
VAD S/. S/.KW‐mes 53,00 14,96 76,84 141,09
VAD $ US$KW‐mes 16,88 4,76 24,47 44,03
CALCULO CARGO FIJO
CF = ---------------------------------
NCL
CCCL
Descripción Unidades CFE CFS CFH CFEAP CFECO Total
CCCL (Costos Comercial) Miles de S/. 44,41 0,03 0,05 1,27 ‐ 45,76
NCL (Número de Clientes) Clientes 15 391 2 3 231 ‐ 15 627
Costos Fijo Mensual por Cliente S/.Cliente ‐mes 2,89 14,12 17,59 5,50 ‐ 2,93
Costos Fijo Mensual por Cliente US$ Cliente‐mes 0,92 4,50 5,60 1,75 ‐ 0,93
FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA
FEE = ---------------------------------
1+tc
1+tc Pvc
FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA DEL VAD
Periodo MT SED BT
Noviembre 2009‐Octubre 2010 0,9901 0,9911 0,9917
Noviembre 2010‐Octubre 2011 0,9803 0,9823 0,9835
Noviembre 2011‐Octubre 2012 0,9706 0,9735 0,9753
Noviembre 2012‐Octubre 2013 0,9610 0,9648 0,9672
FORMULA DE REAJUSTECálculo FAVAD = f (Prodnac, Prodimp, ProdCu, ProdAl)
Parámetro FAVADMT FAVADSED FAVADBT Indicador Asociado
A 0,727673 0,875587 0,693916 Índice de Precios al por Mayor (IPM)
B 0,151343 0,120317 0,163817 Índice de Productos Importados
C 0,013599 0,004095 0,001685 Índice del Precio del Cobre
D 0,107385 0,000000 0,140583 Índice del Precio del Aluminio