TARIFAS ELECTRICAS

C 0 N T E N I D 0 SALIR INTRODUCCION Operación Libro OBJETIVO I.- TARIFAS ELECTRICAS VIGENTES APLICABLES EN LOS SISTEMAS DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y ANEAMIENTO

1.1.-TARIFASVIGENTES 1.2.-CARGO POR MANTENIMIENTO

II .- PROCEDIMIENTO DE CALCULO PARA DETERMINACION DE COSTOS DE ENERGIA ELECTRICA MENSUAL POR BOMBEO

II.1.- TARIFA 6 II.2.- FACTORES DE AJUSTE II.3.- TARIFA O-M II.4.- TARIFA H-M

III .- COMPARACION DE COSTOS DE ENERGIA ELECTRICA ENTRE TARIFAS 6, O-M Y H-M A DIFERENTES HORAS DE BOMBEO DIARIAS POR MES IV.- VERIFICACION DE RECIBOS DE C.F.E.

INTRODUCCION En la casi totalidad de los organismos operadores de agua potable y alcantarillado de la república mexicana, los equipos de bombeo utilizados, tanto en sistemas de agua potable como en manejo de aguas residuales, son accionados con motores eléctricos. Por otra parte, utilizar motores de combustión interna encarecería la operación significativamente, por lo que la práctica de emplear la energía eléctrica, como energético para la extracción, conducción y distribución del agua es hasta la fecha, la mas adecuada económicamente. El concepto de energía eléctrica impacta considerablemente en los costos de operación de los organismos operadores, llegando a ser en algunos casos el más importante; en términos generales se puede considerar entre 30 y 40 % de los costos totales de operación. A partir de 1991, en las estructuras tarifarias aprobadas por la Secretaria de Hacienda y Crédito Público, para la venta de la energía eléctrica por parte de la Comisión Federal de Electricidad, se cancelan algunas tarifas y se crean otras, en donde se introducen cambios muy importantes, que deberán ser tomados en cuenta para elegir la tarifa mas económica, de acuerdo a las condiciones de operación de cada organismo operador de agua potable y alcantarillado, es por ello que en éste documento se describe el análisis de costos, que implica cada una de las tarifas aplicables a los sistemas de bombeo. Cabe señalar que las tarifas eléctricas son dinámicas, basando sus cambios principalmente en las fluctuaciones que sufren los costos de los combustibles en el mercado. Sin embargo los procedimientos descritos en este documento son válidos para cualquier costo, solamente se requiere sustituir los valores actuales por los futuros.

OBJETIVO En la mayoría de los sistemas de agua potable y alcantarillado, abatir los costos por la utilización de la energía eléctrica, significa reducir los costos de operación de manera importante, permitiendo canalizar recursos para ampliaciones y mejoras a su infraestructura, sin afectar de manera sustancial la economía del organismo operador. El objetivo del presente documento es analizar el procedimiento de facturación y rangos de aplicación de cada una de las tarifas eléctricas aplicables a los sistemas de agua potable, alcantarillado y saneamiento, con la finalidad de que los responsables de la operación de los equipos de bombeo puedan seleccionar la opción más económica, de acuerdo a sus políticas de operación, permitiéndoles obtener ahorros significativos en sus costos. Así mismo, establecer los criterios que puedan ayudar a decidir la aplicación de la tarifa horaria, de acuerdo a sus condiciones, tomando en consideración la inversión requerida en infraestructura para su utilización. Por otro lado, en el desarrollo del documento se establece la metodología para verificar los cobros que C.F.E. lleva a cabo por consumo de la energía eléctrica en cada instalación.

1.-TARIFAS ELECTRICAS VIGENTES APLICABLES EN LOS SISTEMAS DE AGUA POTABLE, ALCANTARILLADO Y SANEAMIENTO. El suministro de energía eléctrica a los equipos electromecánicos para bombeo en los sistemas de agua potable, alcantarillado y saneamiento en la república ha sido, tradicionalmente, a través de la tarifa No. 6, cuyo titulo es "SERVICIO PARA BOMBEO DE AGUAS POTABLES 0 NEGRAS DE SERVICIO PUBLICO; también se ha utilizado la tarifa No. 8, titulada "SERVICIO GENERAL EN ALTA TENSION y en forma muy aislada la tarifa No. 12, que se conoce como "SERVICIO GENERAL PARA TENSIONES DE 66 KV 0 SUPERIORES" En el Diario oficial de la Federación del 10 de noviembre de 1991 se publica el Acuerdo que autoriza el ajuste y reestructuración de las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica, en donde se suprimen las tarifas 8 y 12, así como las modalidades horarias de ésta última, incorporando a sus usuarios a un nuevo esquema tarifario en media y alta tensión de suministro. La tarifa 6 continua vigente, incrementada con un 21.3 % con respecto al costo anterior. En éste mismo acuerdo se establecen las tarifas O-M, H-M, H-S y H-T. En el presente documento se analizarán las tarifas 6, O-M y H-M, por ser las de mayor utilización en el suministro de energía eléctrica a los sistemas de abastecimiento de agua potable, alcantarillado y saneamiento; las tarifas H-S y H-T se mencionarán únicamente para tener conocimiento de ellas, pero no se analizarán por ser estructuras tarifarias, del tipo horario en alta tensión y que para el caso de la H-S se suministra en un voltaje mayor a 35 KV, y para la H-T se requiere para su aplicación de un suministro en alta tensión de 220 KV o mayor. Ambas situaciones no es muy común encontrarlas en los sistemas de agua potable, alcantarillado y saneamiento, por tratarse de tensiones de subtransmisión y transmisión respectivamente. El 3 de abril de 1992, se publica en el mismo Diario, otro acuerdo que autoriza la reestructuración de las tarifas para el suministro y venta de energía eléctrica, en donde se establecen las tarifas H-TL, H-SL e 1-30, que son para servicio en alta tensión (valores superiores a los 35 KV). En éste mismo acuerdo se incluye la "CLAUSULA DE LOS AJUSTES DE LA FACTURACION DE LA ENERGIA POR VARIACION EN LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLES, misma que se aplicará en la facturación de la energía consumida, a partir del mes de febrero del mismo año, en las tarifas O-M, H-M, H-S, H-T, H-TL y H-SL. Nuevamente, el 21 de octubre de 1992, se publica el último acuerdo que autoriza el ajuste de las tarifas, en donde la No. 6 se ve afectada por un incremento de 9.9 %.

1.1.-TARIFAS VIGENTES.

En este apartado se indican los textos y cargos de las tarifas eléctricas usadas en los sistemas de agua potable, alcantarillado y saneamiento, que están vigentes de acuerdo a los diarios oficiales del 21 de octubre de 1992 para la tarifa 6 y 10 de noviembre de 1991 para la O-M y H-M.

TARIFA No. 6 SERVICIO PARA BOMBEO DE AGUAS POTABLES 0 NEGRAS DE SERVICIO PUBLICO

1.- CUOTAS APLICABLES MENSUALMENTE. Cargo fijo, independiente de la energía consumida: N$ 42.16 (Cuarenta y dos nuevos pesos 15/100).

Cargo adicional por la energía consumida: N$ 0.23 (Cero nuevos pesos 23/100), por cada kilowatt-hora.

NOTAS:

!" En ésta tarifa el voltaje de suministro puede ser en baja, media o alta tensión.

!" Aplicable en todas las regiones del país. TARIFA O-M TARIFA ORDINARIA PARA SERVICIO GENERAL EN MEDIA TENSION CON DEMANDA MENOR A 1000 KW.

1.- APLICACION. Esta tarifa se aplicará a los servicios que destinen la energía eléctrica en media tensión a cualquier uso, con una demanda menor a 1000 KW.

2.- CUOTAS APLICABLES MENSUALMENTE. Cargos por demanda máxima medida y por la energía consumida: Región

Baja California (Jun-Oct) Baja California (Nov-May) Baja California Sur Central Noreste Noroeste (Jun-Oct) Noroeste (Nov-May) Norte Peninsular Sur

Cargo por kilowatt de demanda máx.medida (N$) 24.240 23.086 24.240 23.778 23.086 24.240 23.086 23.778 24.240 23.086

Cargo por kilowatt-hora de energía consumida (N$) 0.14244 0.13565 0.14244 0.13972 0.13565 0.14244 0.13565 0.13972 0.14244 0.13565

3. - MINIMO MENSUAL. El importe que resulte de aplicar 10 (diez) veces el cargo por kilowatt de demanda máxima medida.

4.- DEMANDA POR CONTRATAR.

La demanda por contratar la fijará inicialmente el usuario; su valor no será menor del 60 % (sesenta por ciento) de la carga total conectada, ni menor de 20 (veinte) kilowatts o de la capacidad del mayor motor o aparato instalado. En el caso de que el 60 % (sesenta por ciento) de la carga total conectada exceda la capacidad de la subestación del usuario, sólo se tomará como demanda contratada la capacidad de dicha subestación a un factor de 85 % (ochenta y cinco por ciento). Si la demanda por contratar es mayor a 1000 (mil) kilowatts, el usuario deberá solicitar al suministrador que aplique la tarifa H-M. Cualquier fracción de kilowatt se tomará como kilowatt completo.

5.- DEMANDA MAXIMA MEDIDA.

La demanda máxima medida se determinará mensualmente por medio de instrumentos de medición que indiquen la demanda media en kilowatts durante cualquier intervalo de 15 (quince) minutos, en el cual el consumo de energía eléctrica sea mayor que en cualquier otro intervalo de 15 (quince) minutos en el período de facturación. Cuando la demanda máxima medida exceda de 1000 (mil) kilowatts, el usuario deberá solicitar al suministrador su incorporación a la tarifa H-M. De no hacerlo, al tercer mes consecutivo en que exceda la demanda de 1000 (mil) kilowatts, será reclasificado por el suministrador en la tarifa H-M, notificándole al usuario.

6.-DEPOSITO DE GARANTIA. 2 (dos) veces el importe que resulte de aplicar el cargo por demanda máxima medida a la demanda contratada. TARIFA H-M TARIFA HORARIA PARA SERVICIO GENERAL EN MEDIA TENSION, CON DEMANDA DE 1000 KW 0 MAS.

1.- APLICACION.

Esta tarifa se aplicará a los servicios que destinen la energía en media tensión a cualquier uso, con una demanda de 1000 (mil) kilowatts o más.

2.- CUOTAS APLICABLES MENSUALMENTE. Cargos por la demanda facturable, por la energía de base y por la energía de punta.

Cargo por Cargo por Cargo por kilowatt de kwatt-hora kwatt-hor¿ Regíón demanda de energía de energía facturable de punta de base (N$) (N $) (N $)

Baja California (Jun-Oct) 24.604 0.20511 0.12819 Baja California (Nov-May) 23.432 0.19534 0.12209 Baja California Sur 24.604 0.20511 0.12819 Central 24.135 0.20120 0.12575 Noreste 23.432 0.19534 0.12209 Noroeste (Jun-Oct) 24.604 0.20511 0.12819 Noroeste (Nov-May) 23.432 0.19534 0.12209 Norte 24.135 0.20120 0.12575 Peninsular 24.604 0.20511 0.12019 Sur 23.432 0.19534 0.12209

3.- MINIMO MENSUAL. El importe que resulte de aplicar 10 (diez) veces el cargo por kilowatt de demanda facturable

4.- DEMANDA POR CONTRATAR. La demanda por contratar la fijará inicialmente el usuario; su valor no será menor del 60 % (sesenta por ciento) de la carga total conectada, ni menor de 1000 (mil) kilowatts o de la capacidad del mayor motor o aparato instalado. En el caso de que el 60 % (sesenta por ciento) de la carga total conectada exceda la capacidad de la subestación del usuario, sólo se tomará como demanda contratada la capacidad de dicha subestación a un factor de 85 % (ochenta y cinco por ciento). Cualquier fracción de kilowatt se tomará como kilowatt completo.

5.- HORARIO. Para los efectos de la aplicación de esta tarifa, se utilizará el horario oficial que rige en el territorio nacional, por decreto presidencial publicado en el Diario Oficial de la Federación del 24 de abril de 1942.

6.- PERIODOS DE PUNTA Y BASE. Período de Punta: Es el tiempo comprendido entre las 18:00 (diez y ocho) y las 22:00 (veintidos) horas, de lunes a sábado. A excepción de las regiones Baja California, Baja California Sur y Noroeste, para las cuales y durante los meses de junio a octubre será el tiempo comprendido de las 16:00 (dieciseis) a las 22:00 (veintidos) horas.

Los días de descanso obligatorio, establecidos en el artículo 74 de la Ley Federal del Trabajo, a excepción de la fracción IX, así como los que se establezcan por Acuerdo Presidencial se exceptúan de esta consideración. Período de Base: El resto de las horas del mes, no comprendidas en el Período de Punta.

7.- DEMANDA FACTURABLE. Demanda Facturable: Es el resultado de sumar a la Demanda Máxima Medida en Período de Punta, la quinta parte de la Diferencia de Demandas. DIFERENCIA DE DEMANDAS: Es el resultado de restar a la Demanda Máxima Medida en Período de Base la Demanda Máxima Medida en Período de Punta, cuando esta diferencia sea positiva. En aquellos casos en que la Demanda Máxima Medida en Período de Punta sea superior a la Demanda Máxima Medida en Período de Base, la Diferencia de Demandas será igual a 0 (cero). La Demanda Máxima Medida en Período de Punta se determinará mensualmente por medio de instrumentos de medición, que indican la demanda media en kilowatts, durante cualquier intervalo de 15 (quince) minutos del Período de Punta, en el cual el consumo de energía eléctrica del consumidor sea mayor que en cualquier otro intervalo de 15 (quince) minutos en el Período de Punta. La Demanda Máxima Medida en Período de Base se determinará mensualmente por medio de instrumentos de medición, que indican la demanda media en kilowatts, durante cualquier intervalo de 15 (quince) minutos del Período de Base, en el cual el consumo de energía eléctrica del consumidor sea mayor que en cualquier otro intervalo de 15 (quince) minutos en el Período de Base. Cuando el usuario mantenga durante 6 (seis) meses consecutivos, tanto una demanda máxima medida en Período de Punta, como una demanda máxima medida en Período de Base inferiores a 1000 (mil) kilowatts, podrá solicitar al suministrador su incorporación a la tarifa O-M. Cualquier fracción de kilowatt se tomará como kilowatt completo.

8.- ENERGIA DE PUNTA Y DE BASE. Energía de Punta: Es la energía consumida durante el Período de Punta. Energía de Base: Es la energía consumida durante el Período de Base.

9.- DEPOSITO DE GARANTIA. 2 (dos) veces el importe que resulte de aplicar el cargo por demanda facturable a la demanda contratada. Para la aplicación e interpretación de las tarifas para la venta de energía eléctrica se considera que:

BAJA TENSION es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores o iguales 1.0 (uno punto cero) kilovolts. MEDIA TENSION es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 1.0 (uno punto cero) kilovolts, pero menores o iguales a 35 (treinta y cinco) kilovoits. ALTA TENSION a nivel subtransmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 35 (treinta y cinco) kilovolts, pero menores a 220 (doscientos veinte) kilovolts. ALTA TENSION a nivel transmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión iguales o mayores a 220 (doscientos veinte) kilovolts. Para la aplicación de las cuotas a que se refieren las tarifas O-M y H-M, éstas se encuentran comprendidas por los siguientes municipios: REGION BAJA CALIFORNIA

Todos los municipios del Estado de BAJA CALIFORNIA. Municipios del Estado de SONORA: San Luis Río Colorado. REGION BAJA CALIFORNIA SUR

Todos los municipios del Estado de BAJA CALIFORNIA SUR. REGION NOROESTE

Todos los municipios del Estado de SONORA excepto el comprendido en la REGION BAJA CALIFORNIA.

Todos los municipios del Estado de SINALOA. REGION NORTE

Todos los municipios de los Estados de CHIHUAHUA y DURANGO. Municipios del Estado de ZACATECAS:

Chalchihuites Jimenez del Teúl Sombrerete Saín Alto Jeréz Juan Aldama Río Grande General Francisco Murguía Mazapil Melchor Ocampo

Municipios del Estado de COAHUILA: Torreón San Pedro de las Colonias Matamoros Viesca Parras de la Fuente Francisco I. Madero REGION NORESTE

Todos los municipios de los Estados de NUEVO LEON y TAMAULIPAS.

Todos los municipios del Estado de COAHUILA excepto los comprendidos en la REGION NORTE.

Municipios del Estado de ZACATECAS:

Concepción del Oro El Salvador

Municipios del Estado de SAN LUIS POTOSI: Vanegas Cedral Cerritos Guadalcázar Ciudad Fernández Río verde San Ciro de Acosta Lagunillas Santa Catarina Rayón Cárdenas Alaquines Ciudad del maíz Ciudad Valles Tamazopo Aquismon Axtla de Terrazas Tamazunchale Huehuetlán Tamuín Tancahuitz Tanlajas San Antonio Coscatlán Tampamolón San Vicente Tancuayalab Ebano Xilitla Tampacan Tanquian de Escobedo

Municipios del Estado de VERACRUZ: Pánuco Tempoal Pueblo Viejo Tampico Alto Ozuluama de Mazcareñas El Higo Huayacocotla REGION CENTRAL

Todas las Delegaciones del DISTRITO FEDERAL.

Municipios del Estado de MEXICO: Tultepec Tultitlán Ixtapaluca Chalco de Díaz Covarrubias Huixquilucan de Degollado San Mateo Atenco Toluca Santa Cruz Atizapán Cuautitlan Coacalco Cuautitlán Izcalli Atizapán de Zaragoza Tlalnepantla Naucalpán de Juárez Ecatepec Chimalhuacán Chicoloapan Texcoco Ciudad Netzahualcóyotl Los Reyes La Paz

Municipios del Estado de MORELOS: Cuernavaca REGION SUR

Todos los municipios de los Estados de NAYARIT, JALISCO, COLIMA, MICHOACAN, AGUASCALIENTES, GUANAJUATO, QUERETARO, HIDALGO, GUERRERO, TLAXCALA, PUEBLA, OAXACA, CHIAPAS Y TABASCO.

Todos los municipios de los Estados de ZACATECAS, SAN LUIS POTOSI y VERACRUZ no comprendidos en la REGION NORTE o en la REGION NORESTE.

Todos los municipios de los Estados de MEXICO y MORELOS no comprendidos en la REGION CENTRAL.

REGION PENINSULAR

Todos los municipios de los Estados de YUCATAN, CAMPECHE y QUINTANA ROO.

NOTAS: En el Diario Oficial de la Federación del 10 de noviembre de 1991, se indica lo siguiente: Resolutivo DECIMO.- Se autoriza al suministrador para que celebre con los usuarios de la tarifa O-M que así lo soliciten, convenios que les permitan incorporarse a la tarifa H-M. Resolutivo DECIMO PRIMERO.- Los usuarios de la tarifa 6, SERVICIO PARA BOMBEO DE AGUAS POTABLES 0 NEGRAS, DE SERVICIO PUBLICO, podrán solicitar su incorporación a la tarifa de uso general que corresponda a las condiciones del suministro. Se incluyen los dos párrafos anteriores por considerarlos de importancia para la selección de la tarifa mas económica de un sistema de agua potable.

1.2.- CARGO POR MANTENIMIENTO. El 11 de noviembre de 1991, la Comisión Federal de Electricidad publica el MONTO DEL CARGO MENSUAL POR MANTENIMIENTO" que se aplicará a partir del 12 de noviembre de 1991 en cada una de las tarifas eléctricas, de acuerdo con la siguiente relación:

TARIFAS CARGO MENSUAL (N $)

Domésticas: de 0 a 25 kw-h 3.606 26 a 50 “ 4.207 51 a 75 “ 4.808 76 a 100 “ 4.808

101 a 200 “ 6.010 mas de 200 “ 9.015

2 5.459 3 9.098 5 Y 5A 9.098 6 EXENTA 7 9.098 8 3.000 (SIN I.V.A.) O-M 9.098 H-M 9.098 H-S 9.098 H-T 9.098

Dichos cargos se aplicarán en el ámbito interno de los suministradores, específicamente al mantenimiento y rehabilitación de instalaciones eléctricas y son independientes de los de índole tarifaría.

II.-PROCEDI MIENTO DE CALCULO PARA DETERMINACION DE COSTOS DE ENERGIA ELECTRICA MENSUAL POR BOMBEO

II.1.-TARIFA 6 Se desarrollará un ejemplo de cálculo con los datos siguientes:

GASTO: Q = 1.00 m3/S = 1000 l/S CARGA: H = 1 -00 m.c.a. EFICIENCIA GLOBAL B-M : ηt = 72 % PESO ESP. DEL AGUA : γ = 1000 kg/ m3= 1.00 kg/dm3 = 1.00 kg/I HORARIO DE BOMBEO : 24 horas diarias.

Cuotas aplicables mensualmente:

Cargo fijo: N$ 42.16 Cargo por energía consumida: N$ 0.23 /kw-h Cargo por mantenimiento: EXENTA a).- POTENCIA REQUERIDA: Php = Q x H x γ 76 x ηt

Donde:

Php = Potencia requerida, en HP Q = Gasto, en l/s H = Carga, en m.c.a. γ = Peso específico del agua, en kg/1 76 = Factor de conversión a HP ηt = Eficiencia del conjunto bomba-motor, sin unidades

Sustituyendo en la fórmula :

Pbp = 1000 x 1x1 = 18.275 m.c.a. 76 x 0.72

Convirtiendo a kilowatts, nos queda:

PKW = 18.275 x 0.746 = 13.633 KW

b). - COSTO MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA: El costo mensual de energía eléctrica, se obtiene sumando todos los cargos. Es decir: (CARGO FUO)+(CARGO POR ENE. CONSUMIDAMCARGO POR MANT.)

Cargo fijo = N$ 42.16 Cargo por energía = PKW x Horas de bombeo mensual x Tarifa(N$/kw-h)

= 13.633 x 24 x 30 x 0.23

= N$ 20257.62 Cargo por mantto =N$ 0.00 Sumando los tres cargos, nos queda:

42.16 + 2,257.62 + 0.00 = N$2,299.78

c).- COSTO POR m3: El costo por metro cúbico se obtiene dividiendo el costo mensual de energía eléctrica, entre el volumen, en metros cúbico, producidos en este mismo lapso de tiempo. Es decir:

Costo/ m3 = Costo mensual de E. E. Volumen mensual

El volumen mensual bombeado, para un gasto de 1 .00 m3/s es:

V = Q x 86400 x 30 = 1 .00 x 86400 x 30 = 2'592,000 m3 Sustituyendo:

Costo/ m3 = 2,299.77 2-592,000 = N$ 0.00089 / m3 En este ejemplo, todos los cargos y costos se calcularon sin el impuesto al valor agregado (1.V.A.). Para el desarrollo de este ejemplo, se supuso una eficiencia global del conjunto bomba-motor de 72 %; en el caso de que se conozca la eficiencia real, el procedimiento de cálculo es el mismo, únicamente sustituyendo el valor real por el supuesto.

Así mismo, cualquier variación en la tarifa deberá considerarse en el procedimiento de cálculo, sustituyendo en la fórmula correspondiente, los nuevos cargos por los utilizados en éste ejemplo.

II.2.- FACTORES DE AJUSTE. En el Diario Oficial de la Federación del 3 de abril de 1992, se publica el Acuerdo que autoriza la reestructuración de las tarifas para el suministro y venta de energía eléctrica, en donde se establece la TLAUSULA DE LOS AJUSTES DE LA FACTURACION DE LA ENERGIA POR VARIACION EN LOS PRECIOS DE LOS COMBUSTIBLET, la cual se aplicará en forma retroactiva a partir del 8 de febrero de 1992. Los factores de ajuste a que se refiere la cláusula anterior serán determinados, de conformidad con lo establecido en el acuerdo referido por el "Comité de Precios de Electricidad", el cual fue constituido por la Comisión Intersecretarial de Precios y Tarifas de los Bienes y Servicios de la Administración Pública Federal y se integra con representantes de los titulares de las Secretarias de Estado que conforman la Comisión Intersecretarial, y por un representante del Director General de la Comisión Federal de Electricidad. APLICACION DE LOS AJUSTES.- Esta cláusula de los ajustes se aplicará a la facturación de la energía consumida en las tarifas 2, 3, 7, O-M, H-M, H-S, H-T, H-TL y H-SL para reflejar las variaciones de los precios de los combustibles utilizados en la generación de energía eléctrica. CALCULO DE LOS AJUSTES.- Para cada mes calendario el monto de los ajustes, expresados en pesos, se calcularán multiplicando el total de energía consumida. en dicho mes, expresado en kilowatt-hora, por los factores mensuales de ajuste que se expresan en pesos por kilowatt-hora. FACTURACION DE LOS AJUSTES.- El monto del ajuste se sumará o restará, según sea el caso, a la factura de cada usuario, siempre antes de impuestos y considerando la parte proporcional de cada mes calendario que corresponda al período de facturación. El factor de ajuste mensual, normalmente es dado a conocer a los usuarios, en los recibos de cobro que la C.F.E. envía mensualmente. En el supuesto caso de que la C.F.E. no incluya esta información en sus recibos, el usuario deberá exigirla ante los funcionarios locales de ésta institución. Desde febrero de 1992 el factor de ajuste, para las tarifas O-M y H-M, fue como lo indica la siguiente relación:

1 9 9 2 FEBRERO -0.00278 MARZO -0.00895 ABRIL -0.01166 MAYO -0.01166 JUNIO -0.00319 JULIO 0.00188 AGOSTO 0.00366 SEPTIEMBRE 0.00047 OCTUBRE 0.00769 NOVIEMBRE 0.00824 DICIEMBRE 0.01677

1 9 9 3 ENERO 0.01454 FEBRERO 0.00620 MARZO 0.00510 ABRIL 0.00352 MAYO 0.00594 JUNIO 0.00886

II.3.- TARIFA O-M

Se desarrollará un ejemplo de cálculo con los datos siguientes:

GASTO: Q = 1.00 m3/5 = 1000 I/S CARGA: H = 1.00 m.c.a.

EFICIENCIA GLOBAL B-M : ηT = 72 % PESO ESP. DEL AGUA γ = 1000 kg/ m3 = 1 -00 kg/d m3 = 1.00 kg/1 HORARIO DE BOMBEO: 24 horas diarias. REGION : Sur

FECHA: Noviembre 1992

Cuotas aplicables mensualmente, para la región SUR de C.F

Cargo por kilowatt de demanda máxima medida: N$ 23.086

Cargo por energía consumida: N$ 0.13565 /kw-h

Factor de ajuste a noviembre de 1992: N$ 0.00824 /kw-h

Cargo por mantenimiento: N$ 9.098

a).- POTENCIA REQUERIDA:

Php = Q x H x γ 76 x ηT

Donde:

Php = Potencia requerida, en HP Q =-Gasto, en l/s H = Carga, en m.c.a. γ = Peso específico del agua en kg/1

76 = Factor de conversión a HP

ηT = Eficiencia del conjunto bomba-motor, sin unidades

Sustituyendo en la fórmula:

Php = 1000 X 1 X 1 = 18.275 HP 76 x 0.72

Convirtiendo a kilowatts, nos queda: Pkw = 18.275 x 0.746 = 13.633 KW

Aun cuando ésta tarifa requiere de una demanda mayor a 20 KW y menor a 1000 KW, se utilizará el valor anterior únicamente para desarrollar el cálculo de la tarifa.

b).- COSTO MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA: El costo mensual de energía eléctrica, se obtiene sumando todos los cargos. Es decir:

(CARGO POR DEMANDA MAXIMA) +(CARGO POR ENERGIA CONSUMIDA+CARGO POR FAC. DE AJUSTE) +(CARGO POR MANTENIMIENTO)

COSTO TOTAL Cargo por Dem. máxima medida = Pkw x Dern.Max.(N$/kw) = 13.633 x 23.086 = N$ 314.73

Cargo por energía = (Pkw x Horas de bombeo mensual x Tarifa(N$/kw-h» + (Pkw x Horas de bombeo mensual x F.A. (N$/kw-h» Cargo por energía = (Pkw x HBM) x (Tarifa(N$/kw-h) + F.A.(N$/kw-h»

= (13.633 x 24 x 30) x (0.13565 + 0.00824)

= N$ 1,412.39 Cargo por mantto =N$ 9.098 Sumando los tres cargos, nos queda:

314.73 1,412.39 9.098

N$ 1,1736.22

c).- COSTO POR m3: El costo por metro cúbico se obtiene dividiendo el costo mensual de energía eléctrica, entre el volumen, en metros cúbicos, producidos en este mismo lapso de tiempo. Es decir:

Costo/ m3 = Costo mensual de E. E. Volumen mensual El volumen mensual bombeado, para un gasto de 1.00 m3/s es:

V = Q x 86400 x 30 = 1.00 x 86400 x 30 = 2'592,000 m3 Sustituyendo:

Costo/ m3 = 1,736.22 2592,000

N$ 0.00067 / m3

En este ejemplo, todos los cargos y costos se calcularon sin el impuesto al valor agregado (IN.A.). Para el desarrollo de este ejemplo, se supuso una eficiencia global del conjunto bomba-motor de 72 %; en el caso de que se conozca la eficiencia real, el procedimiento de cálculo es el mismo, únicamente sustituyendo el valor real por el supuesto.

Así mismo, cualquier variación en el cargo por demanda máxima, cargo por energía consumida, cargo por mantenimiento y cargo o bonificación del factor de ajuste, deberán considerarse en el procedimiento de cálculo, sustituyendo en la fórmula correspondiente, los nuevos valores en los cargos utilizados e Se deberá tener en cuenta la REGION en donde se utilizará la energía eléctrica, para aplicar los cargos correspondientes a la región considerada. (Ver capítulo 1.1)

II.4.- TARIFA H-M Esta tarifa por su característica de horaria es aplicable en servicios con demanda de 1000 kw o más, por lo que se desarrollará un ejemplo de cálculo con demanda máxima que rebase éste valor, operando 24 horas diarias; por otro lado se determinarán los requerimientos de potencia e inversión en infraestructura, en el caso de trabajar únicamente en horas base y los costos en ambos casos. En un sistema de bombeo en operación, el cual fue proyectado para trabajar 24 horas, programar paros en los equipos 4 horas diarias, implicaría necesariamente la construcción de infraestructura y el equipamiento necesario que nos permita cubrir la demanda de agua en las horas de paro. Así, desarrollando el ejemplo tenemos: Cuotas aplicables mensualmente, para la región SUR de C.F

Cargo por kilowatt de demanda facturable: N$ 23.432 Cargo por energía consumida en punta: N$ 0.19534 /kw-h Cargo por energía consumida en base : N$ 0.12209 /kw-h Factor de ajuste a noviembre de 1992: N$ 0.00824 /kw-h Cargo por mantenimiento: N$ 9.098

A.- PRIMER CASO: Trabajando 24 horas diarias. SISTEMA DE BOMBEO ALIMENTADO POR UNA BATERIA DE POZOS CON UN GASTO TOTAL DE 750 I/s, CON LA INFRAESTRUCTURA SIGUIENTE: CARCAMO DE SUCCION: REBOMBEO

Q = 750- l/s Para una reserva de media hora = 0.75 x 0.5 x 36001,350 m3

Capacidad del cárcamo = 1,500 m3

Costo del cárcamo = N$ 707,250.00

EQUIPO ELECTROMECANICO:

Bombas: 6 bombas tipo turbina vertical de columna corta, montadas sobre la losa superior del cárcamo. 5 en operación, 1 de reserva.

Q 150 l/S Qt = 750 l/s hf = KLQ2 = 0.00439 x 2000 x (0.75)2 = 4.94 m.c.a.

H = Desn. Top. + hf + 0.05hf

= 94.00 + 4.94 + 0.25 = 99.19 m.c.a.

Pb = 150 x 99.19 = 271.90 H.P. 76 x 0. 72

Costo de las bombas = N$ 211,680.00 Motores: 6 motores eléctricos verticales operando las bombas

Pm = 300 H.P., trabajando a factor de servicio de operación (FSO) = 90.63 %

V = 440 volts, 3 fases. Costo de los motores = N$ 180,000.00 Arrancadores: 6 arrancadores del tipo combinado con interruptor.

Capacidad por arrancador = 300 H.P. , 440 volts, 3 polos. Costo de los arrancadores = N$ 165,912.00 Subestación: 4 transformadores

3 en operación, 1 de reserva. Capacidad por transformador = 500 KVA, 34.5 - 0.44/0.22 KV., 3 fases

Costo de transformadores = N$ 254,520.00 Cuchillas, herrajes, estructura, cortacircuitos, etc. 40 % del costo de los transformadores: N$ 254,520 x 0.40 = N$ 101,808.00 Costo total de subeltación = N$ 356,328.00

LINEA DE CONDUCCION: La línea de conducción de 762 mm de diámetro (30") tiene un desarrollo de 2000 m, con un desnivel topográfico de 94 m. El material de la línea es de asbesto cemento clase A-1 4 en los primeros 500 m y clase A-1 0 en el resto de ella. Costo de la línea de conducción = N$ 2294,080.00 TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Volumen = 14.58 x Qt = 14.58 x 750 = 10,935 m3 Se construyó un tanque de 12,000 m3 Costo del tanque de almacenamiento = N$ 2158,537.00 CALCULO DEL COSTO MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA: 5 equipos de bombeo de 271.90 H.P. cada uno

2 71.90 x 0. 746 x 5 = 1,0 14.2 kw

POTENCIA: Pkw = 1,015 KW-

HORARIO DE TRABAJO : 24 horas diarias.

REGION : Sur

FECHA: Noviembre 1992

COSTO MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA: El costo mensual de energía eléctrica, se obtiene sumando todos los cargos. Es decir: (CARGO POR DEMANDA FACTURABLE) + (CARGO POR ENERGIA CONSUMIDA EN PUNTA + CARGO POR F. A.) + (CARGO POR ENERGIA CONSUMIDA EN BASE + CARGO POR F. A.) + (CARGO POR MANTENIMIENTO)

COSTO TOTAL CARGO POR DEMANDA FACTURABLE:

Diferencia de demandas = Dem.max.base - Dem.max.punta

= 1015 - 1015

= 0 kw

Demanda Facturable = Dem.max.punta + 1/5 x (Dif.Dem.)

= 1015 + 1/5 x (0)

= 1015 kw Cargo por Dem. facturable = Dem.fact. x Costo (N$/kw) = 1015 x 23.432 = N$ 23,783.48 CARGO POR ENERGIA CONSUMIDA EN PUNTA + CARGO POR FACTOR DE AJUSTE Cargo por energía punta = (Pkw x HBMp x Tar.punta(N$/kw-h» + (Pkw x HBMp x F.A. (N$/kw-h» Si se le denomina HBMp a las horas de bombeo mensual en punta y simplificando la fórmula, queda: Cargo por energía punta = (Pkw x HBMp) x (Tar.punta(N$/kw-h)+F.A.(N$/kw-h» Para definir las horas de bombeo mensual en punta, se consulta el texto de la tarifa, en donde se indican los “PERIODOS DE PUNTA Y BASE” A partir de esto tenemos:

HBMp = Horas de punta diaria x No. de días laborables/mes. (No incluye domingos ni días de descanso obligatorio.)

Horas de punta diaria = 4 No. de dias laborables para el mes de Noviembre/'92 = 24 HBMp = 4 x 24 = 96 horas

Sustituyendo los valores, nos queda: Cargo por energía punta = (10 15 x 96) x (0. 19 5 34 + 0.00824) = N$ 19,836.84 CARGO POR ENERCIA CONSUMIDA EN BASE + CARGO POR FACTOR DE AJUSTE Cargo por energía base = (Pkw x HBMb) x (Tar.base(N$/kw-h)+F.Á.(N$/kw-h»

En donde HBMb son las horas de bombeo mensual en base y su valor se determina de la siguiente forma:

HBMb = Horas totales del mes - HBMp Horas totales del mes = 24 x 30 = 720 horas

De donde:

HBMb = 720 - 96 = 624 horas Sustituyendo los valores, nos queda: Cargo por energía base = (1015 x 624) x (0.12209 + 0.00824)

= N$ 82,545.81 Cargo por mantto = N$ 9.098 Sumando los cuatro cargos, nos queda: 23,783.48 19,836.84 82,545.81 9.098

N$ 126,175.23 B.- SEGUNDO CASO: Trabajando 20 horas diarias Supongamos ahora que la planta de bombeo se proyecta para trabajar 20 horas diarias, programándose los paros de las 18:00 a las 22:00 horas (período de horas punta), aprovechándose los días domingo y de descanso obligatorio a trabajar las 24 horas del día;, para esto se requerirá aumentar la potencia instalada, que cubrirá las horas faltantes de bombeo y construir infraestructura para almacenamiento, por lo que el sistema se adecua de la siguiente forma: SISTEMA DE BOMBEO ALIMENTADO POR UNA BATERIA DE POZOS CON UN GASTO TOTAL DE 750 I.P.S., CON LA INFRAESTRUCTURA SIGUIENTE: CARCAMO DE SUCCION: REBOMBEO

Q = 750 1.p.g. Para una reserva de cuatro y media horas:

= 0.75 x 4.5 x 3600 = 12,150 m3 Capacidad del cárcamo -t: 15,000 m3 Costo del cárcamo = N$ 2'446,832.00

EQUIPO ELECTROMECANICO: El volumen en 24 horas de bombeo con un gasto de 750 I/s es de: 64,800 m3 Este mismo volumen para un horario de 20 horas, requerirá un gasto de:

Qt = 64, 800 = 900 l/S 20 x 3,600

El gasto total se repartirá en 6 bombas de:

Qb = 900 = 150 l/s 6 Por lo tanto, el equipo electromecánico queda constituido de la siguiente forma: Bombas: 7 bombas tipo turbina vertical de columna corta, montadas sobre la losa superior del cárcamo. 6 en operación, 1 de reserva.

Q = 150 l/s Qt = 900 1/5

hf = KLQ2 = 0.00439 x 2000 x (0.9)2 = 7.11 m.c.a. H = Desn. Top. + hf + 0.05hf = 94.00 + 7.11 + 0.36 = 101.47 m.c.a. Pb = 150 x 101.47 = 278.15 H.P. 76 x 0. 72

Costo de las bombas = N$ 246,960.00 Motores: 7 motores eléctricos verticales operando las bombas

Pm = 300 H.P., trabajando a factor de servicio de operación (FSO) = 92.72 %

V = 440 volts, 3 fases. Costo de los motores = N$ 210,000.00 Arrancadores: 7 arrancadores del tipo combinado con interruptor

Capacidad = 300 H.P. , 440 volts, 3 polos. Costo de los arrancadores = N$ 193,564.00 Subestación: 4 transformadores de 500 KVA 34.5 - 0.44/0.22 KV, 3 fases

1 transformador de 300 KVA 34.5 - 0.44/0.22 KV, 3 fases

4 transformadores en operación 3 de 500 KVA 1 de 300 KVA

1 transformador de reserva de 500 KVA

Costo de transformadores = 4 de 500 KVA N$ 254,520.00 1 de 300 KVA 52,500.00 N$ 307,020.00 Cuchillas, herrajes, estructura, cortacircuitos, etc. 40 % del costo de los transformadores:

N$ 307,020 x 0.40 = N$ 122,808.00

Costo total de subestación = N$ 429,828.00 LINEA DE CONDUCCION: Se calculó la capacidad de la línea de conducción para el nuevo gasto, resultando ser la misma que para el caso anterior, o sea de 762 mm de diámetro (30"), de 2000 m de longitud. El material es asbesto cemento clase A-1 4 en los primeros 500 m y clase A-1 0 en el resto de ella. Costo de la línea de conducción = N$ 2'294,080.00 TANQUE DE ALMACENAMIENTO: Para calcular la capacidad del tanque de almacenamiento, se toma en cuenta el incremento en el gasto de bombeo y la variación horaria en la demanda, obteniéndose la siguiente ecuación:

Volumen = 20.34 x Qt Para mayor detalles respecto al desarrollo de la fórmula anterior, consultar el libro “LINEAMIENTOS TÉCNICOS PARA LA ELABORACIÓN DE ESTUDIOS Y PROYECTOS DE AGUA POTABLE Y ALCANTARILLADO SANITARIO”, Cap. 1, Pag. 17, editado por esta Comisión. Sustituyendo:

Volumen = 20.34 x 900 = 18,306 m3 Se construirá un tanque de almacenamiento de 20,000 m3 Costo del tanque de almacenamiento = N$ Y214,331.00

CALCULO DEL COSTO MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA: 6 equipos de bombeo de 278.15 H.P. cada uno

278.15 x 0.746 x 6 = 1,245 kw

POTENCIA: Pkw = 1,245 KW. HORARIO DE TRABAJO: 20 horas diarias. REGION : Sur FECHA : Noviembre 1992

El costo mensual de energía eléctrica que se pagaría tomando en cuenta ésta política de operación sería:

COSTO MENSUAL DE ENERGIA ELECTRICA: El costo mensual de energía eléctrica, se obtiene sumando todos los cargos. Es decir:

(CARGO POR DEMANDA FACTURABLE) + (CARGO POR ENERGIA CONSUMIDA EN BASE + CARGO POR F. A.) + (CARGO POR MANTENIMIENTO)

COSTO TOTAL El cargo por energía consumida en punta se elimina por mantener fuera de servicio la carga de 1245 KW, en las horas punta. CARGO POR DEMANDA FACTURABLE:

Diferencia de demandas = Dem.max.base - Dem.max.punta

= 1245 - 0 = 1245 kw Demanda Facturable = Dem.max.punta + 1 /5 x (Dif.Dem.)

= 0 + 1/5 x (1245)

= 249 kw Cargo por Dem.

facturable = Dem.fact. x Costo (N$/kw)

= 249 x 23.432

= N$ 5,834.57

CARGO POR ENERGIA CONSUMIDA EN BASE + CARGO POR FACTOR DE AJUSTE Cargo por energía base = (Pkw x HBMb) x (Tar.base(N$/kw-h)+F.A.(N$/kw-h)) En donde HBMb son las horas de bombeo mensual en base y su valor se determina de la siguiente forma:

HBMb = Horas totales del mes - HBMp

Horas totales del mes = 24 x 30 = 720 horas De donde:

HBMb = 720 - 96 = 624 horas Sustituyendo los valores, nos queda: Cargo por energía base = (1245 x 624) x (0. 12209 + 0.00824)

= N$ 101,2 50.77 Cargo por mantto = N$ 9.098 Sumando los tres cargos, nos queda: 5,834.57 101,250.77 9.098 N$ 107,094.44 Si se comparan los dos costos anteriores, vemos que trabajar la instalación únicamente en horas base nos representa un ahorro en la facturación de este servicio: Costo de energía eléctrica mensual trabajando 24 horas diarias = N$ 126,175.23 Costo de energía eléctrica mensual trabajando 20 horas diarias (Fuera de servicio en horas punta) = N$ 107,094.44 Diferencia = N$ 19,080.79 En la comparación de costos, se observa una diferencia de N$ 19,080.79, que representa el 1.5.12 %, que se dejaría de pagar por la utilización de este servicio, únicamente por mantener la instalación fuera de servicio 4 horas diarias. En los ejemplos, todos los cargos y costos se calcularon sin el impuesto al valor agregado (I.V.A.).

Así mismo, cualquier variación en el cargo por demanda facturable, cargo por energía consumida en punta, cargo por energía consumida en base, cargo por mantenimiento y cargo o bonificación del factor de ajuste, deberán considerarse en el procedimiento de cálculo, sustituyendo en la fórmula correspondiente, los nuevos valores en los cargos utilizados en los ejemplos. Se deberá tener en cuenta la REGION en donde se utilizará la energía eléctrica, para aplicar los cargos correspondientes a la región considerada. En el cuadro siguiente se presenta, en forma tabulada, el resumen de costos de la infraestructura para ambas opciones.

RESUMEN DE COSTOS CONCEPTO

VIDA UTIL

(años)

COSTO INFR.

P/OP. 20 h/d (N$)

COSTO INFR. P/OP. 20 h/d

(N$)

DIFERENCIA INVERSION

(N$)

CARCAMO DE SUCCION

40

(1,500 m3) 707,250

(1,500 m3) 2’446,832

1’739,582

BOMBAS

8-20

211,680

246,960

35,280

MOTORES

15-20

180,000

210,000

30,000

ARRANCADORES

15-20

165,912

193,564

27,652

SUBESTACION

15-20

356,328

429,828

73,500

LINEA DE CONDUCCION

40

2’294,080

2’294,080

0

TANQUE DE ALMACENAMIENTO

40

(12,000 m3) 2’158,537

(20,000 m3) 3’214, 331

1’055, 794

S U M A S

6’073, 787

9’035, 595

2’961, 808

Con los valores del cuadro anterior y los costos de operación por consumo de energía eléctrica calculados, se comparan las inversiones y las anualidades a lo largo de la vida útil de la infraestructura, a valor presente, para ambas opciones:

HORAS DE BOMBEO

INVERSION INICIAL ($)

REPOSICION ELECTROMEC C/13 AÑOS (N$)

ENERGIA ELECTRICA

MENSUAL (N$)

ENERGIA ELECTRICA ANUAL (N$)

24 6,073,787 913,920 (1) 126,175 1,514,100

20 9,035,595 1,080,352 (2) 107,094 1,285,128 (1).-Suma de costos de infraestructura P/OP. 24 h/d de los conceptos de BOMBAS,MOTORES,

ARRANCADORES, Y SUBESTACION. (2).-Suma de costos de infraestructura P/OP 20 h/d de los conceptos de BOMBAS, MOTORES, ARRANCADORES Y SUBESTACION.

Se toma una tasa real de 12 % anual, que se obtiene de restar al costo del dinero la inflación anual. Así mismo se considera la vida útil de la infraestructura de 40 años para la obra civil y 13 años para las instalaciones electromecánicas. Con los datos anteriores, se obtiene el valor presente de todos los costos, sean éstos de inversión y de anualidades por la utilización de la energía eléctrica: Para 24 horas de bombeo por día.

a).- Por reposición electromecánica

VPR124 = VFR124 (1 + i) m1

Donde: VPR124 = Valor presente de reposición electromecánica a 13 años (24 h/d de bombeo). VFR124 = Valor futuro de reposición electromecánica a 13 años (24 h/d de bombeo).

i = Tasa real.

m1 = Número de años en que se hace la reposición (13 años). Sustituyendo:

VPR124 = 913,920 = 0.229x 913,920= N$ 209,288 (1+0.12)13

De la misma manera para 26 años:

VPR124 = 913,920 = 0.053 x 913,920= N$ 48,438 (1+0.12)26

b).- Por anualidades derivadas del pago de energía eléctrica.

VPR124 = A x 1 - 1 O I (1 – i) n Donde: VPA24 = Valor presente de la anualidad por pago de energía eléctrica (24 h/d de bombeo).

A = Anualidad por pago de energía eléctrica. i = Tasa real. n = Número de períodos (40 años)

Sustituyendo: VPR124 = 1’514,100 x 1- 1 O 0.12 (1 +0.12)40 = 8.244 x 1’514,100 = N$ 12'482,240 Sumando los costos a valor presente: Inversión Inicial: N$ 6’073,787 VPR124: 209,288

VPR224: 48,438 VPA24: 12’482,240

N$ 18'813,753 Para 20 horas de bombeo por día.

a).- Por reposición electromecánica VPR12o = VFR120 . (1 + i )m1

Donde: VPR120 = Valor presente de reposición electromecánica a 13 años (20 h/d de bombeo) VFR120 = Valor futuro de reposición electromecánica a 13 años (20 h/d de bombeo) i = Tasa real. m1 = Número de años en que se hace la reposición (13 años). Sustituyendo:

VPR120 = 1’080,352 _ = 0.229 x 1’080,352 = N$ 247,401 (1+0.12)13 De la misma manera para 26 años:

VPR220 = 1’080,352 = 0.053 x 1’080,352 = N$ 57,259 (1+0.12)26


VPR124 = A x 1 - 1 . i (1 + i)n

Donde:

VPA20 = Valor presente de la anualidad por pago de energía eléctrica (20 h/d de bombeo).

A = Anualidad por pago de energía eléctrica. i = Tasa real. n = Número de períodos (40 años)

VPR124 = 1’285,128 x 1- 1 . 0.12 (1 + 0.12)n

= 8.244 x 1’285,128 = N$ 10'594,595 Sumando los costos a valor presente: Inversión Inicial: N$ 9’035,595 VPRI 20: 247,401 VPR220: 57,259 VPA20: 10'594,595 N$ 19'934,850

COMISION HACIONAL DEL AGUA

SUBDIRECCION GENERAL DE INFRAESTRUCTURA HIDRAULICA URBANA E INDUSTRIAL

GERENCIA DE NORMAS TECNICAS

SUBGERENCIA DE APOYO A LA OPERACION Y MANTENIMIENTO DE ORG. OPERADORES

TABLA No. II .l

AMALISIS DE SENSIBILIDAD PARA DIFERENTES VALORES DE LA TASA REAL (i) EJEMPLO TEORICO

1er CASO: 24 HORAS/DIA DE BOMBEO ANUALIDAD: REPOSICION ELECMEC: INVERSI ON 1,514,100 913,920 6,073,787

2º CASO: 20 HORAS/DIA DE BOMBEO

ANUALIDAD: REPOSICION ELECMEC: INVERSION 1,285,128 1,080,352 9,035,595

TASA REAL (%)

VPR124 VPR284 VPA24 ∑COSTO

VP24 VPR130 VPR289 VPA39

∑COSTO VP30

DIFERENCIA INVERSIONE

S 1er.

C-2º C

%

ENTRE 1er.C

A 2º.C

0 4 6 8

10 12 14 16 18 20

913,920 549,266 428,628 336,323 263,037 209,288 166,333 132,518 186,615

84,995

913,920 329,925 201,362 123,379

76,769 48,438 30,159 19,192 12,795

8,225

60,465,627 29,968,581 22,781,149 18,855,643 14,806,384 12,482,240 10,757,681

9,438,899 8,499,227 7,565,958

68,465,627 36,921,559 29,484,626 24,589,131 21,221,977 18,813,753 17,027,960 15,668,397 14,592.823 13,732,965

1,080,352

649,292 506,685 397,578 313,302 247,401 196,624 156,651 125,321 108,473

1,080,352

398,007 237,677 145,848

90,750 57,259 35,652 22,687 15,125

9,723

51,405,120

25,436,53 19,336,836 15,325,151 12,567,267 10,594,595

9,138,834 8,011,488 7,129,898

6,421,785

62,601,419 35,511,432 29,115,993 24,984,163 22,886,913 19,934,849 18,398,795 17,226,421 16,395,931 15,567,576

5,864,288 1,418,127

368,633 (315,832) (784,936) 1,121,897 1,378,745 1,562,824 1,713,188 1,834,611

8.57 3.82 1.25

-1.28 -3.78 -5.96 -8.05 -9.97

-11.74 -13.36

NOTAS: VPR124 = VALOR PRESENTE DE REPOSICION ELECTRONECANICA A 13 AÑOS. (24 h/día DE BOMBEO) VPR224 = VALOR PRESENTE DE REPOSICION ELECTRONECAMICA A 26 AÑOS. (24 h/día DE BOMBEO) VPA20 = VALOR PRESENTE DE LA ANUALIDAD POR PAGO DE ENERGIA ELECTRICA A 40 AÑOS. (24 h/día DE BOMBEO) VPR120 = VALOR PRESENTE DE REPOSICION ELECTRONECARICA A 13 AMS. (20 h/día DE BORREO) VPR220 = VALOR PRESENTE DE REPOSICION ELECTROMECAMICA A 26 AAROS. (20 h/día DE BMBF-01 VPA20 = VALOR PRESENTE DE LA ANUALIDAD POR PAGO DE ENERGIA ELECTRICA A 40 A905. (20 h/día DE BOMBEO) TODAS LAS CANTIDADES SON EN N$, EXCEPTO LAS COLUMNAS EN PORCIENTO QUE ESTAN INDICADAS.

Comparando los costos:

Para 24 h/d de bombeo: N$ 18'813,753 Para 20 h/d de bombeo: 19’934,850 N$ -1’121,097

CONCLUSIONES DEL EJEMPLO TEORICO En la comparación de costos se observa que la alternativa mas económica, a lo largo de la vida útil de la infraestructura (40 años), es la de operar a 24 horas de bombeo por día, ya que la otra opción nos obligaría a gastar 5.96 % mas que la primera, en el mismo lapso de tiempo. Por otra parte, si modificamos el valor de la tasa real, los valores a valor presente se modificarían también, lo que haría cambiar la decisión de optar por una u otra alternativa. Para una mejor comprensión de esto se anexa la tabla No.

II.1.- ANALISIS DE SENSIBILIDAD PARA DIFERENTES VALORES DE LA TASA REAL. EJEMPLO TEORICO.

Del análisis de la TABLA II.1, se observa que para un valor de tasa real de 7 %, el costo de la infraestructura y las anualidades por pago de energía eléctrica, a valor presente a lo largo de la vida útil de las obras, es prácticamente la misma para ambos casos en estudio. Si el valor de la tasa real es menor a 7 %, significa que los costos a valor presente, a lo largo de la vida útil de las obras, son menores en el caso de operar 20 h/d. El caso contrario, valor de tasa real mayor a 7 %, se observa que es mas económico operar en el 1er. caso, o sea 24 h/d. Dado que los sistemas de bombeo son diferentes unos de otro, buscar alternativas de ahorro de energía y disminución de costos en la utilización de energía eléctrica, hace necesario que cada sistema se analice cuidadosamente en forma particular, por no existir recomendaciones generales que sean aplicables a la totalidad de los sistemas. Por otra parte, es recomendable considerar en futuros proyectos de sistemas de bombeo, la posibilidad de operar únicamente en los períodos de tiempo donde la energía eléctrica resulte mas económica. Esta condición depende del análisis técnico económico que resulte de los costos de inversión adicionales o requeridos.

Deberán de analizarse, cuidadosamente, para cada caso en particular, lo siguiente:

!" Condiciones de crédito destinado a esta infraestructura. !" Características de la captación. !" Disponibilidad de agua. !" Capacidad de almacenamiento. !" Capacidad del cárcamo de succión. !" Capacidad de línea de conducción. !" Capacidad de los equipos electromecánicos. !" Demandas de agua de la población. !" Disponibilidad de terrenos para obras.

Además de lo anterior, las acciones operativas siguientes influyen en la factibilidad de operar en horas base:

!" Promover campañas de ahorro y uso eficiente de agua !" Coordinar estrechamente los departamentos de producción y distribución !" Establecer políticas de operación rígidas en las estaciones de bombeo !" Vigilar permanentemente los niveles de operación en tanques !" Registrar diariamente las horas de operación de los equipos electromecánicos

III.-COMPARACION DE COSTOS DE ENERGIA ELECTRICA ENTRE TARIFAS 6, O-M Y H-M A DIFERENTES HORAS DE BOMBEO DIARIAS POR MES. En los sistemas de bombeo, como en toda la industria, la comparación de costos por la energía eléctrica utilizada, nos puede proporcionar elementos de juicio, que nos lleven a seleccionar la estructura tarifaria de consumo de electricidad más económica, tomando en cuenta el número de horas diarias de bombeo. Para la comparación de tarifas, se supondrá una carga conectada operando al 100 % de capacidad de 1000 kw. Aunque las tarifas O-M y H-M, ambas para servicio en media tensión, tienen rangos bien definidos de carga que determinan su aplicación (tarifa O-M demanda menor a 1000 kw, tarifa H-M demanda de 1000 kw o más), es interesante comparar sus costos para la condición límite, es decir, en el umbral en que cada tarifa define su utilización. Esta consideración no afecta la aplicación de la tarifa 6, por lo que para la comparación de tarifas, se supondrá una carga conectada de 1000 kw operando al 100 % de capacidad. Las 3 tarifas están consideradas en la REGION SUR del país y fechada en el mes de Noviembre de 1992. En las hojas siguientes aparecen tabulados los valores de costo mensual en nuevos pesos (TABLA No. III.1), para las condiciones indicadas en los párrafos anteriores, así como la gráfica correspondiente (FIGURA No. III.l). Comparando las tarifas 6 y O-M, es fácil observar que el cruce de ellas ocurre en la hora/día número 9, lo que nos indica que operar equipos con éste horario diariamente, el costo de energía eléctrica es el mismo para ambas tarifas. Es claro que sí se opera en un horario menor, la tarifa 6 resulta mas barata y sí el horario es mayor la tarifa O-M, sería la mas económica. Para el caso en que la operación sea las 24 horas/da, el costo de la tarifa 6 resulta 30.74 % mayor que la tarifa O-M. Con respecto a la tarifa H-M, se observa que es la mas económica, hasta las 20 h/d, siendo prácticamente igual a la O-M en 24 h/d de operación. Por otro lado, su utilización es obligada si la demanda máxima medida alcanza los 1000 kw o mas. Cabe señalar que donde existan instalaciones con demandas máximas superiores a los 1000 kw, por ningún motivo convendrá la contratación del suministro en las tarifas 6 u O-M.

COMISION NACIONAL DEL AGUA



SUBSERENCIA DE APOYO A LA OPERACION Y MANTENIMIENTO DE ORD. OPERADORES

TABLA No. III .l COMPARACION DE COSTOS DE ENERGIA ELECTRICA EN TARIFAS 6, 0-0 y H-N

A DIFERENTES HORAS DE BOMBEO DIARIAS POR MES

COSTO MENSUAL (NUEVOS PESOS) KW KW-H/MES

HORAS DE

BOMBEO DIARIO TARIFA 6 TARIFA O-M TARIFA H-M

1000 0 0 42.15 239.96 243.42 1000 30000 1 6,942.15 27,411.80 8,605.40 1000 60000 2 13,842.15 31,728.50 12,515.30 1000 90000 3 20,742.15 36,045.20 16,425.20 1000 120000 4 27,642.15 40,361.90 20,335.10 1000 150000 5 34,542.15 44,678.60 24,245.00 1000 180000 6 41,442.15 48,995.30 28,154.90 1000 210000 7 48,342.15 53,312.00 32,064.80 1000 240000 8 55,242.15 57,628.70 35,974.70 1000 270000 9 62,142.15 61,945.40 39,884.60 1000 300000 10 69,042.15 66,262.10 43,794.50 1000 330000 11 75,942.15 70,578.80 47,704.40 1000 360000 12 82,842.15 74,895.50 51,614.30 1000 390000 13 89,742.15 79,212.20 55,524.20 1000 420000 14 96,642.15 83,528.90 59,434.10 1000 450000 15 103,542.15 87,845.60 63,344.00 1000 480000 16 110,442.15 92,162.30 67,253.90 1000 510000 17 117,342.15 96,479.00 71,163.80 1000 540000 18 124,242.15 100,795.70 75,073.70 1000 570000 19 131,142.15 105,112.40 78,983.60 1000 600000 20 138,042.15 109,429.10 82,893.50 1000 630000 21 144,942.15 113,745.80 107,307.00 1000 660000 22 151,842.15 118,062.50 112,974.90 1000 690000 23 158,742.15 122,379.20 118,642.80 1000 720000 24 165,642.15 126,695.90 124,310.70

NOTAS: l.- REGIONES DE C.F.E. DONDE SE APLICAN:

BAJA CALIFORNIA (Noviembre -Mayo). NORESTE

NOROESTE (Noviembre -Mayo). SUR 2.-TARIFAS VIGENTE DESDE El 11 DE NOVIEMBRE DE 1991,

EXCEPTO LA 6 QUE ENTRO EN VIGOR A PARTIR DEL 22 DE OCTUBRE DE 1992. 3.-EN LOS CARGOS NO ESTA INCLUIDO EL 1. V. A. 4.-FACTOR DE AJUSTE PARA NOV. 1992 INCLUIDO EN

LOS CARGOS DE LA TARIFA O-N Y H-N F.A.= . 00824 N$/kw-h

COMPARACION DE COSTOSTARIFAS 6, O-M,H-M

MILES DE NUEVOS PESOS

200

150

100

50

0 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24

H O R A S

REGION SUR

6 O-M H-MTARIFAS

FIGURA No.lll.1

CUALQUIER DEMANDA Y VOLTAJE

DEMANDA DE 1000 KW A O MAYOR

TENSION MAYOR A 1 KV

PERO MENORES O IGUALES A 3.5 KV

DEMANDA MENOR A 1000 KW

TENSION MAYOR A 1 KV

PERO MENORES O IGUALES A 3.5 KV

IV.-VERIFICACION DE RECIBOS DE C.F.E. Los recibos que la Comisión Federal de Electricidad, emite para el cobro del suministro de energía eléctrica, son documentos que contienen información técnica y de control que el usuario debe de conocer e interpretar, con la finalidad de saber que es lo que va a pagar y si esto es correcto, además de verificar y analizar el comportamiento de su instalación, en cuanto al consumo de éste energético. La verificación de los datos de un recibo de C.F.E., debe ser una práctica rutinaria en cada período de facturación para evitar cobros indebidos, ocasionados en la mayoría de los casos, por errores en las lecturas de los medidores o por la transcripción errónea de éstos en las máquinas emisoras de recibos. Los datos básicos que se deben de verificar en cada recibo son:

!" Nombre del usuario y dirección postal. !" Número de cuenta (Debe coincidir con el del contrato). !" Nomenclatura de la tarifa. !" Período de consumo. !" Mes de facturación. !" Fecha límite de pago. !" Número de los medidores (Deben coincidir con los instalados) !" Los valores de los multiplicadores (Corresponden a la relación de

transformación de los transformadores de corriente (T.C.) y transformadores de potencial (T.P.).

Como una forma de auditoria de los recibos, a continuación se analizarán 3 de ellos correspondientes a las tarifas 6, O-M y H-M en donde se determinarán los valores de demanda máxima, consumo, factor de potencia, cargos e impuestos. Como se podrá ver en los recibos que se analizarán, dos de ellos presentan un cargo denominado VEDICION EN BAJA TENSION"; al respecto, en el Diario Oficial del 2 de agosto de 1982 se especifica: "MEDICION EN EL LADO DEL PRIMARIO 0 EN EL LADO DEL SECUNDARIO DE LOS TRANSFORMADORES.- En los servicios que se proporcionen en alta tensión, el suministrador podrá efectuar la medición de la energía eléctrica consumida y de la demanda máxima en el lado del secundario o en el del primario de los transformadores del usuario. Si se hiciere en el lado del secundario, las facturaciones se aumentarán en un 2% (dos por ciento)”

primario de los transformadores del usuario. Si se hiciere en el lado del secundario, las facturaciones se aumentarán en un 2 % (dos por ciento)" "En los servicios con tarifa de baja tensión, si la medición se hiciere en el lado primario de los transformadores, las facturaciones se disminuirán en un 2 % (dos por ciento)"

TARIFA 6 Período de consumo: 92 12 04 a 93 01 07 Lect. Ant. Lect. Actual Dif. Mult. Total Consumo 17,852 34,881 17,029 1 17,029 kw-h

Cargo Fijo : N$ 42.16

Costo de energía: N$ 0.2334 / kw-h CARGOS FIJO:

42.16 x 27/31 = N$ 36.71 42.16 x 7/31 = 9.52 N$ 46.24

ENERGIA:

17,029 x 0.2334 = N$ 3,974.57

MEDICION BAJA TENSION (2 %): (46.22 + 3,974.57) x 0.02 = N$ 80.42

RESUMEN DE CARGOS: CARGO FUO: N$ 46.24 ENERGIA: 3,974.57 4,020.81 MEDICION EN B.T.: 80.42 4,101.23 I.V.A. (10 %): 410.12 TOTAL A PAGAR: 4,511.35

En el recibo aparece N$ 4,510.00, lo que hace una diferencia a favor del usuario de N$ 1.35 Para éste caso particular, el cargo o bonificación por concepto de factor de potencia no aparece especificado en el recibo, razón por la cual que no se analizó este rubro.

TARIFA O-M Período de consumo: 92 12 01 a 93 01 04 Lect. Ant. Lect. Actual Dif. Mult. Total Consumo 43,923 70,812 26,889 1 26,889 kw-h Dem. Max 0 50 50 1 50 kw Reactivos 77,166 88,762 11,596 1 11,596 kvar-h

Demanda Máxima: N$ 23.086 / kw Costo de energía: N$ 0.13565 / kw-h CARGOS DEMANDA MAXIMA:

50 x 23.086 x 30/31 = N$ 1,117.06 50 x 23,086 x 4/31 = 148.94 N$ 1,266.00

ENERGIA: 26,889 x 0.13565 = N$ 3,647.49

FACTOR DE AJUSTE (Combustible): Dic/92 = N$ 0.01677 /kw-h

26,889 x 0.016 x 30/31 = N$ 416.35

Ene/93 = N$ 0.01454 /kw-h 26,889 x 0.0 14 x 4/31 = N$ 48.57 N$ 464.92

MEDICION EN BAJA TENSION (2 %): (1266.00 + 3,647.49 + 464.92) x 0.02 = N$ 107.57

FACTOR DE POTENCIA:

Fp = cos tan-' kvar - h = cos tan-' 11, 596 = 0. 9183 kw-h 26,889

FP = 91.83 % El cálculo del factor de potencia se realizó en base a lo indicado en capítulo III de la "GUIA PARA EVALUACION DE LA EFICIENCIA EN EQUIPOS ELECTROMECANICOS EN OPERACION PARA POZO PROFUNDO", editado por ésta Comisión.

BONIFICACION = 0.25 x 1 - 90 x 100 FP

= 0. 25 x 1 - 90 x 100 = 0.4982 91.83

= 0.5% La fórmula de bonificación aplicada se tomó del Diario Oficial del 10 de Noviembre de 1991. Aplicándolo a la suma de cargos:

(1266.00 + 3,647.49 + 464.92 + 107.57) x 0.005 = N$ 27.43)

MANTENIMIENTO: (Dic/92) 9.098 x 30/31 = N$ 8.80 (Ene/93) 9.098 x 4/31 = 1.17

N$ 9.97 RESUMEN DE CARGOS:

DEMANDA MAXIMA: N$ 1,266.00 ENERGIA: 3,647.49 COMBUSTIBLE: 464.92 MEDICION EN B.T.: 107.57 FACTOR DE POTENCIA: 27.43 (-) MANTENIMIENTO: 9.97 5,468.52

1.V.A. (10 %): 546.85

T OTAL A PAGAR: N$ 6,015.37 En el recibo aparece N$ 5,992.00, lo que hace una diferencia a favor del usuario de N$ 23.37 .

TARIFA H-M Período de consumo: 92 12 04 a 93 01 05 Punta Base Total Dem. Max 2,508 2,514 Consumo 189,200 1,279,129 1,468,329 kw-h Reactivos 674,695 kvar-h

Demanda Facturable : N$ 23.432 / kw Costo de energía en Punta: N$ 0.19534 / kw-h Costo de energía en Base: N$ 0.12209 / kw-h CARGOS DEMANDA FACTURABLE: DIFERENCIA DE DEMANDAS = Dem. Max. Base – Dem. Max. Punta = 2,514 – 2,508 = 6kw DEMANDA FACTURABLE = Dem. Max. Punta + 0.2 x (Dif. Dem.) = 2,508 + 0.2 x (6) = 2,509.2 = 2,510 kw

2,510 x 23.432 x 27/31 = N$ 51,225.38 2,510 x 23.432 x 5/31 = 9,486.18 N$ 60,711.56

ENERGIA: EN PUNTA = 189,200 X 0.19534 = N$ 36,958.33 EN BASE = 1,279,129 X 0.12209 = 156,168.86 N$ 193,127.19 FACTOR DE AJUSTE (Combustible): Dic/92 = N$ 0.01677 / kw-h 1,468,329 x 0.01677 x 27/31 = N$ 21,446.60 Ene/93 = N$ 0.01454 /kw-h 1,468,329 x 0.01454 x 5/31 = N$ 3,443.47 N$ 24,890.07 FACTOR DE POTENCIA: FP = cos tan –1 kvar - h = cos tan –1 674,695 = 0.9087 Kw – h 1,468,329 FP = 90.87 % El cálculo del factor de potencia se realizó en base a lo indicado en el capítulo III de la “GUIA PARA EVALUACION DE LA EFICIENCIA EN EQUIPOS ELECTRO MECANICOS EN OPERACION PARA POZO PROFUNDO", editado por ésta Comisión.

BONIFICACION = 0.25 x 1 - 90 x 100

FP

= 0. 25 x 1 - 90 x 100 = 0.2394

90.87


( 60,711.56 + 193,127.19 + 24,890.07 ) x 0.002 = N$ 557.46 MANTENIMIENTO:

(Dic/92) 9.098 x 27/31 = N$ 7.92 (Ene/93) 9.098 x 5/31 = 1.47

N$ 9.39

RESUMEN DE CARGOS:

DEMANDA FACTURABLE: N$ 60,711.56 ENERGIA: 193,127.19 COMBUSTIBLE: 24,890.07

MEDICION EN B.T.: 0.00 FACTOR DE POTENCIA: 557.46(-) MANTENIMIENTO: 9.39

278,180.75 IVA. (10%) 27,818.07 TOTAL A PAGAR: N$ 305,998.82

En el recibo aparece N$ 305,148.00, lo que hace una diferencia a favor del usuario de N$ 850.82 Ahora, tomando los datos del mismo recibo, se calcularán los cargos considerando que la instalación opera únicamente en horas base. Para esto se determinará la demanda máxima equivalente para trabajar en éste período. Horas del período de consumo = 32 x 24 = 768 horas Horas de puta = 25 x 4 = 100 horas Horas de base = 768 – 100 = 668 horas Consumo total del período = 1,468,329 kw-h Demanda media = Consumo . No. De horas Demanda media = 1,468,329 . = 1,911.89 768

Demanda media equivalente = (768 / 668) x 1911.89 = 2,198.10 kw Demanda máxima equivalente = Dem Med. Eq. . = 2,198.20 .= 2,891 kw Factor de Carga 0.7604 CARGOS DEMANDA FACTURABLE: DIFERENCIA DE DEMANDAS = Dem. Max. base - Dem. Max. punta = 2,891 – 0 = 2891 kw DEMANDA FACTURABLE = Dem. Max. punta + 0.2 x (Dif. Dem.) = 0 + 0.2 x (2,891) = 578 = 579 kw

579 x 23.432 x 27/31 = N$ 11,816.53 579 x 23.432 x 5/31 = 2,188.25 . N$ 14,004.78 ENERGIA: EN BASE = 1,468,329 X 0.12209 = N$ 179,268.29 FACTOR DE AJUSTE (Combustible): Dic/92 = N$ 0.01677 /kw-h 1,468,329 x 0.01677 x 27/31 = N$ 21,446.60 Ene/93 = N$ 0.01454 /kw-h

1,468,329 x 0.01454 x 5/31 = N$ 3,443.47 N$ 24,890.07

FACTOR DE POTENCIA:

FP = cos tan-' kvar-h = cos tan-' 674,695 = 0. 9087 Kw-h 1’468,329

FP = 90.87 % El cálculo del factor de potencia se realizó en base a lo indicado en capítulo III de la "GUIA PARA EVALUACION DE LA EFICIENCIA EN EQUIPOS ELECTROMECANICOS EN OPERACION PARA POZO PROFUNDO", editado por ésta Comisión. BONIFICACION = 0.25 x 1 - 90 x 100 FP

= 0. 25 x 1 - 90 . x 100 = 0.2394

90.87


( 14,004.78 + 179,268.29 + 24,890.07 ) x 0.002 = N$ 436.33

MANTENIMIENTO: (Dic/92) 9.098 x 27/31 = N$ 7.92 (Ene/93) 9.098 x 5/31 = 1.47 N$ 9.39 RESUMEN DE CARGOS: DEMANDA FACTURABLE: N$ 14,004.78

ENERGIA: 179,268.29 COMBUSTIBLE: 24,890.07 MEDICION EN B.T.: 0.00

FACTOR DE POTENCIA: 436.33 MANTENIMIENTO: 9.39 .

217,736.20 1.V.A. (10 %): 21,773.62 TOTAL A PAGAR: N$ 239,509.82

Si se comparan los dos costos anteriores, vemos que trabajar la instalación únicamente en horas base nos representa un ahorro en la facturación de este servicio: Costo de energía eléctrica mensual

trabajando 24 horas diarias = N$ 305,998.82 Costo de energía eléctrica mensual trabajando 20 horas diarias (Fuera

de servicio en horas punta) = N$ 239,509.82 N$ 66,489.00 En la comparación de costos, se observa una diferencia de N$ 66,489.00, que representa un de 21.73 %, que se dejaría de pagar por la utilización de este servicio, únicamente por mantener la instalación fuera de servicio 4 horas diarias, durante los días del mes establecidos para el período de punta. Para trabajar únicamente en el período de base, manteniendo el suministro de agua normalmente, es necesario adecuar la infraestructura del sistema de bombeo, por lo que se hará un análisis de éste, a fin de determinar los requerimientos de obra que nos permitan reducir el horario de bombeo a 20 horas/día. Para el análisis de este caso real, se procederá en forma similar a lo asentado en el ejemplo teórico. Los datos básicos de éste sistema son: Rebombeo alimentado por una batería de pozos con gasto constante de 1200 l/s. Bombeo a un tanque de distribución a través de una línea de conducción para posteriormente abastecer a la red de distribución por gravedad.

Capacidad cárcamo de succión: 2,500 m3

Estación de bombeo: 7 equipos de bombeo, con un gasto por bomba

de 200 l/s, carga dinámica de 140 m.c.a. Gasto total de 1,200 I/s. Accionados con motores eléctricos de 600 H.P., 4,160 Volts, 3 fases. 6 equipos en operación 1 equipo de reserva

Línea de conducción: 8,400 m de longitud 914 mm (36") de diámetro, compuesta por 1,000 m de tubería de acero y 7,400 m de tubería asbesto cemento Clase A-14 115 m de desnivel topográfico. Tanque de distribución: 15,000 m3 El costo estimado de la infraestructura y el equipamiento de éste sistema es:

CARCAMO DE SUCCION: N$ 900,405 EQUIPOS DE BOMBEO: 462,000 MOTORES: 1’955,919 ARRANCADORES: 539,000 SUBESTACION: 591,360 LINEA DE CONDUCCION: 18'557,893 TANQUE DE DISTRIBUCION: 2'691,515

T 0 T A L 25'698,092

El recibo de C.F.E. que se verificó incluye solamente el consumo de energía eléctrica correspondiente a la operación de los equipos instalados en el rebombeo. Análisis de la energía consumida en el período del 4 de diciembre de 1992 al 5 de enero de 1993: De la demanda máxima, tomada del recibo, se tiene: Dmax = 2,514 kw Pot. Total = 2,514 = 3,369.97 hp 0.746 Pot. / Motor = 3,369.97 = 561.66 hp

6

Cada motor instalado es de 600 hp, por lo que cada uno opera a Factor de Servicio de Operación (FSO) de 93.61 % de plena carga. El consumo medido, de acuerdo con el recibo es: V468,329 kw-h Aplicando la Dmax al número total de horas del período se tiene: 2,514 x 24 x 32 = 1,930, 752 kw-h Con lo que se obtiene el número total de horas efectivas de operación:

1’468,329 x 24 x 32 = 584 1’930,752 584 = 18.25 horas/ día 32

Análisis de la operación considerando 20 horas de bombeo: REQUERIMIENTO DE ALMACENAMIENTO EN EL CARCAMO DE SUCCION: Q = 1,200 l/s alimentación constante de la batería de pozos. para una reserva de 4 horas, se obtiene:

Cap. = 1.2 m3/s x 4 x 3600 = 17,280 m3 restando la capacidad de almacenamiento actual de 2,500 m3, resulta el requerimiento de almacenamiento, que es de 14,780 m3, por lo que será necesario construir un tanque de 15,000 m3. Costo del tanque de 15,000 m3 = N$ 2'446,832.00

10 % IVA. 244,683.20 N$ 2,691,515.20 EQUIPO ELECTROMECANICO: El volumen en 24 horas de bombeo al día con un gasto de 1,200 I/s es de 103,680 m3; este mismo volumen para un horario de 20 horas/día, requerirá un gasto de: 103,680 = 1.44 m3/s 20 x 3,600 por otro lado, la carga de bombeo será: hf = KLQ2 donde para una tubería de 914 mm (36)" de diámetro, de asbesto -cemento, la constante K es igual a 0.00202

hf = 0.00202 x 8400 x (1.44)2 = 35.18 m

H = D.T. + hf+ 0.05hf = 115 + 35.18 + 1.759 = 151.94 m

Bombas: Las bombas actuales en operación son 6 de:

Q = 200 l/s; H = 140 m.c.a. para un gasto total de 1.2 m3/s para incrementar el gasto total a 1.44 m3/s se requerirá:

!" Instalar un equipo de bombeo de 240 I/s y carga de 151.94 m.c.a.; potencia de 599.76 hp,

Costo de la bomba: N$ 60,000.00 10 % I V.A. 6,000.00 N$ 66,000.00

!" Adicionar tazones a los cuerpos de bombeo a cada una de las 7 bombas existentes para que venzan la carga de 151.94 m.c.a. Cada una de estas bombas tendrán las características básicas siguientes:

Gasto de 200 l/s, carga de 151.94 m.c.a., potencia de 545.49 hp. Costo de las adecuaciones de las bombas: N$ 8,000.00 x 7 = N$ 56,000.00 10 % I.V.A. 5,600.00 N$ 61,600.00

Motores: Se utilizarán los mismos motores existentes y se adquirirá e instalará uno mas de las mismas características de los actuales.

Costo del motor: N$ 254,016.00 10 % I.V.A. 25,401.60 N$ 279,417.60

Arrancadores:

Se utilizarán los mismos arrancadores existentes y se adquirirá e instalará uno mas de las mismas características de los actuales. Costo del arrancador: N$ 70,000.00 10 % 1.V.A. 7,000.00

N$ 77,000.00

Subestación: Adquirir e instalar un transformador de 750 KVA

Costo del transformador: N$ 80,000.00 Adecuación subestación 40 % 32,000.00

112,000.00 10 % I.V.A. 11,200.00

N$ 123,200.00 LINEA DE CONDUCCION: Se determinó la velocidad del agua en la tubería para 1.44 m3/s, resultando de 2.19 m/s. Por otro lado, la máxima recomendada para este tipo de tubería es de 5 m/s, concluyéndose que no es necesario una tubería de diámetro mayor para las nuevas condiciones. Costo de la línea de conducción = N$ 16'870,812 10 % 1.V.A. 1’687,081 N$ 18'557,893 TANQUE DE DISTRIBUCION: El tanque de distribución, para un horario de bombeo de 20 horas diarias, de las 22:00 a las 18:00 h., debe tener un volumen de: Volumen = 20.34 x Q = 20.34 x 1440 = 29,286.60 m3 = 30,000 m3 La capacidad de éste tanque se determinó de la misma forma, como se indica en el ejemplo teórico. Se utilizará el tanque existente de 15,000 m3, construyéndose anexo al mismo, otro de la misma capacidad e interconectado con el primero.

Costo del tanque de 15,000 m3 = N$ 2'446,832.00 10 % I.V.A. 244,683.20 N$ 2'691,515.20

R E S U M E N D E I N V E R S I O N E S

C O N C E P T O

VIDA UTIL

(AÑOS)


(N$)


(N$)

DIFERENCIA INVERSIÓN

(N$) CARCAMO DE SUCCIÓN 40 (2,500 m3)

900 405 (17,500 m3)

3' 591,920 2'691,515

EQU I PO D E BOMBEO 8-20 462,000 528,000 66,000

ADECUACION DE BOMBAS 8-20 0 61,000 61,000

MOTORES 15-20 1'955,919 2'235,336 279,417

ARRANCADORES 15-20 539,000 616,000 77,000

SUBESTACIÓN 15-20 591,360 714,560 123,200

LINEA DE CONDUCCIÓN 40 18'557,893 18'557,893 0

TANQUE DE DISTRIBUCIÓN 40 (15,000 m3)

2'691,515 (30,000 m3)

5'383,.030 2'691,515

S U M A S 25'698,092 31'688,339 5'990,247

Con los valores del cuadro anterior y los costos de operación por consumo de energía eléctrica , se comparan las inversiones y las anualidades a lo largo de la vida útil de la infraestructura, a valor presente, para ambas opciones:

HORAS DE BOMBEO

INVERSION INICIAL (N$)

REPOSICION ELECTROMEC. C/13 AÑOS (N$)

ENERGIA ELECTRICA

MENSUAL (N$)

ENERGÍA ELECTRICA ANUAL (N$)

24 25,698,092 3,548,279 (1) 305,999 3,671,988

20 31,688,339 4,155,496 (2) 239,510 2,874,120 (1).- Suma de costos de infraestructura P/OP. 24 h/d de los conceptos de EQUIPOS DE

BOMBEO, MOTORES, ARRANCADORES Y SUBESTACION.

(2).- Suma de costos de infraestructura P/OP 20 h/d de los conceptos de EQUIPOS DE BOMBEO,ADECUACION DE BOMBAS, MOTORES, ARRANCADORES Y SUSESTACION.

Se considera una tasa real de 12 % anual, que se obtiene de restar al costo del dinero, la inflación anual. Así mismo, se considera la vida útil de la infraestructura de 40 años para la obra civil y 13 años para las instalaciones electromecánicas. Con los datos anteriores, se obtiene el valor presente de todos los costos, sean éstos de inversión y de anualidades por la utilización de la energía eléctrica: Para 24 horas de bombeo por día.


VPR124 = VFR124 . (1 + i)m1 Donde: VPR124 = Valor presente de reposición electromecánica a 13 años (24 h/d de bombeo).

VFR124 = Valor futuro de reposición electromecánica a 13 años (24 h/d de bombeo).

i = Tasa real.

m1 = Número de años en que se hace la reposición (13 años).

Sustituyendo:

VPR124 = 3’548,279 = 0.229 x 3’548,279= N$ 812,556 (1+0.12)13


VPR124 = 3’548,279 = 0.053 x 3’548,279= N$ 188,059 (1+0.12)26

|b).- Por anualidades derivadas del pago de energía eléctrica.

VPR124 = A x 1- 1 . i (1 + i)n

Donde:


A = Anualidad por pago de energía eléctrica. i = Tasa real. n = Número de períodos ( 40 años).

Sustituyendo:

VPR124 = 3’671,988 x 1- 1 . 0.12 (1 + 0.12)40

= 8.244 x Y671,988 = N$ 30'271,869 Sumando los costos a valor presente: Inversión Inicial: N$ 25'698,092 VPR 124: 812,556 VPR224: 188,059 VPA24: 30’271,869 N$ 56,970,576 Para 20 horas de bombeo por día.


VPR120 = VFR120 . (1 + i)m1

Donde: VPR 120 = Valor presente de reposición electromecánica a 13 años (20 h/d de bombeo). VFR 120 = Valor futuro de reposición electromecánica a 13 años (20 h/d de bombeo). i = Tasa real.

mi = Número de años en que se hace la reposición (13 años).

Sustituyendo:

VPR120 = 4’155,496 = 0.229 x 4’155,496= N$ 951,609 (1+0.12)13


VPR220 = 4’155,496 = 0.053 x 4’155,496= N$ 220,241 (1+0.12)26


VPA20 = A x 1- 1 . i (1 + i)n Donde:


A = Anualidad por pago de energía eléctrica. i = Tasa real. n = Número de períodos ( 40 años).

Sustituyendo: VPA20 = 2’874,120 x 1- 1 . 0.12 (1 +0.12)40

= 8.244 x 2'874,120 = N$ 23'6940245 Sumando los costos a valor presente: Inversión Inicial: N$ 31'688,339 VPR1 20: 951,609 VPR220: 220,241 VPA20: 23'694,245 N$ 56'554,434 Comparando los costos:

Para 24 h/d de bombeo: N$ 56’970,576 Para 20 h/d de bombeo: 56'554,434

N$ 416,142 CONCLUSIONES PARA ESTE EJEMPLO PRACTICO

En la comparación de costos se observa que la alternativa mas económica, a lo largo de la vida útil de la infraestructura (40 años), es la de operar a 20 horas diarias. Cabe señalar que los valores obtenidos a valor presente se modifican si la tasa real utilizada varia. Esto es, a menor valor de la tasa, la operación a 20 horas resulta mas atractiva y si la tasa aumenta su valor , ocurre lo contrario. Si observamos la tabla No. IV.1.- ANALISIS DE SENSIBILIDAD PARA DIFERENTES VALORES DE LA TASA REAL. EJEMPLO PRACTICO (siguiente pagina), veremos el comportamiento de los valores presentes derivados de las variaciones de la tasa real. Del análisis de la TABLA IV.1, se observa que para un valor de tasa real de 13 %, el costo de la infraestructura y las anualidades por pago de energía eléctrica, a valor presente a lo largo de la vida útil de las obras, es prácticamente la misma para ambos casos en estudio.

COMISION NACIONAL DEL AGUA



SUGERENCIA DE APOYO A LA OPERACION Y MANTENIMIENTO DE ORG.OPERADORES

T A B L A No. IV.1 ANALISIS DE SENSIBILIDAD PARA DIFERENTES VALORES DE LA TASA REAL (i)

EJEMPLO PRACTIVO 1er. CASO: 24 HORAS/DIA DE BOMBEO

ANUALIDAD REPOSICION ELECMEC. INVERSION 3,671,988 3,548,279 25,698,092

2o. CASO: 20 HORAS/DIA DE BOMBEO ANUALIDAD: REPOSICION ELECMEC: INVERSION: 2,874,120 4,155,496 31,688,339

TASAREAL (%)

VPR124 VPR224 VPA24 ΣCOSTOS VP24 VPR120 VPR220 VPA20 ΣCOSTOS VP20

DIFERENCIA INVERSIONES 1er. C – 2o. C

% ENTRE 1er.C A

2o. C 0 3,548,279 3,548,279 146,879,520 179,674,170 4,155,496 4,155,496 114,964,800 154,964,131 24,710,039 13.75

4 2,132,516 1,280,929 72,679,658 101,791,195 2,497,453 1,500,134 56,887,457 92,573,383 9,217,812 9.06

6 1,664,143 780,621 55,248,731 83,391,588 1,948,928 914,209 43,244,010 77,795,485 5,596,102 6.71

8 1,305,767 479,018 43,788,457 71,271,333 1,529,223 560,992 34,273,881 68,052,434 3,218,899 4.52

10 1,029,001 298,055 35,908,371 62,933,519 1,205,094 349,062 28,106,019 61,348,514 1,585,005 2.52

12 812,556 188,059 30,271,869 56,970,576 951,609 220,241 23,694,245 56,554,434 416,142 .73

14 645,787 117,093 26,089,475 52,550,447 756,300 137,131 20,420,623 53,002,393 (451,947) -.86

16 514,500 74,514 22,891,173 49,178,280 602,547 87,265 17,917,264 50,295,415 (1,117,136) -2.27

18 411,600 49,676 20,372,189 46,531,558 482,038 58,177 15,945,618 48,174,171 (1,642,614) -3.53

20 329,990 31,935 18,348,924 44,408,940 386,461 37,399 14,361,978 46,474,177 (2,065,237) -4.65

VPR124 = VALOR PRESENTE DE REPOSICION ELECTRONECANICA A 13 AÑOS. (24 b/día DE BOMBEO) VPR224 = VALOR PRESENTE DE REPOSICION ELECTRONECAMICA A 26 AÑOS. (24 b/día DE BOMBEO) VPA 20 = VALOR PRESENTE DE LA ANUALIDAD POR PAGO DE ENERGIA ELECTRICA A 40 AÑOS. (24 h/día DE BOMBEO) VPR120= VALOR PRESENTE DE REPOSICION ELECTRONECARICA A 13 AMS. (20 h/día DE BOMBEO) VPR220= VALOR PRESENTE DE REPOSICION ELECTROMECAMICA A 26 AAROS. (20 h/día DE BOMBEO) VPA20 = VALOR PRESENTE DE LA ANUALIDAD POR PAGO DE ENERGIA ELECTRICA A 40 AÑOS (20 h/día DE BOMBEO) TODAS LAS CANTIDADES SON EN N$, EXCEPTO LAS COLUMNAS EN PORCIENTO QUE ESTAN INDICADAS.

Si el valor de la tasa real es menor a 13 %, significa que los costos a valor presente, a lo largo de la vida útil de las obras, son menores en el caso de operar 20 h/d. El caso contrario, valor de tasa real mayor a 13 %, se observa que es mas económico operar en el 1er. caso, o sea 24 h/d. Por otra parte, un parámetro muy importante que debe tomarse en cuenta, en la estructura tarifaría que se esta analizando (H-M), es la relación del cargo por kw-h en horas punta al cargo por kw-h en horas base. Actualmente ésta relación tiene un valor de 1.5999, lo que quiere decir que el cargo por consumo en punta es 59.99 % mayor que el cargo por consumo en base; esto es independiente del cargo por demanda máxima, que es el mismo en ambos casos. Si la relación mencionada se modifica, los valores de las anualidades se modificarían también . Si la tendencia es a la alza, la operación en horas punta se encarecería, incrementándose los costos en la facturación; esto haría mas atractivo operar únicamente en horas base. Por supuesto todo proyecto debe analizarse tomando en cuenta estos parámetros, adicionalmente a los indicados en las conclusiones del ejemplo teórico de este documento. En este caso particular, se observa en el consumo de kw-h, que el horario de operación en el período del 4 de dic./92 al 5 enero/93, corresponden a 18.2 5 horas/día (18 horas 15 minutos). Una alternativa de ahorro en esta instalación, seria la de utilizar en las horas punta el menor número posible de equipos, si la demanda de agua lo permite, para reducir la Dmax. eléctrica en el período de punta y operar a máxima capacidad en el período de base.

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