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EDELNOR Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica - Período: Noviembre 2009 - Octubre 2013. Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del ST 1 - Parte 2 de 3 Julio 2009

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EDELNOR Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica - Período: Noviembre 2009 - Octubre 2013. Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del ST 1 - Parte 2 de 3 Julio 2009

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INDICE

1. Introducción 1-1

2. Instalaciones de Distribución de MT 2-1 2.1 Caracterización del Mercado Eléctrico 2-1 2.2 Definición de las Tecnologías Adaptadas 2-15 2.3 Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la

valorización del Valor Nuevo de Reemplazo de la empresa modelo 2-19

2.4 Optimización Técnico económica de las Instalaciones Eléctricas 2-22

2.5 Optimización de las Instalaciones No Eléctricas 2-24 2.6 Cálculo de las Pérdidas Estándar del Sistema Eléctrico

Modelo 2-24 2.7 Estándar de calidad de servicio 2-25

3. Instalaciones de Distribución BT 3-1 3.1 Caracterización del Mercado Eléctrico y Diseño del Tipo

de Red 3-1 3.2 Definición de la Tecnología Adaptada 3-5 3.3 Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la

valorización del Valor Nuevo de Reemplazo 3-8 3.4 Optimización técnico económica del sistema eléctrico

modelo 3-8 3.5 Optimización de las instalaciones de Alumbrado Público 3-8 3.6 Optimización de las Instalaciones No Eléctricas 3-8 3.7 Cálculo de las pérdidas estándar del sistema eléctrico

modelo 3-11 3.8 Estándar de calidad de servicio 3-12

4. Balance de Potencia y Energía MT y BT 4-1

5. Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución MT 5-1 5.1 Análisis de las actividades básicas de operación y

mantenimiento de las instalaciones 5-2 5.2 Organización de las actividades de operación y

mantenimiento 5-4 5.3 Nivel de tercerización o contratación de actividades 5-4 5.4 Cálculo de los costos de los recursos utilizados 5-5 5.5 Costo del Capital de Trabajo 5-11 5.6 Aporte a organismos reguladores 5-14

6. Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución BT 6-1 6.1 Análisis de las actividades básicas de operación y

mantenimiento de las instalaciones 6-1

INDICE…

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6.2 Organización de las actividades de operación y mantenimiento 6-2

6.3 Nivel de tercerización o contratación de actividades 6-3 6.4 Cálculo de los costos de los recursos utilizados 6-3 6.5 Costo del Capital de Trabajo 6-8 6.6 Aporte a organismos reguladores 6-9

7. Costos de Gestión Comercial y Pérdidas Comerciales 7-1 7.1 Costos de Gestión comercial 7-1 7.2 Pérdidas Estándares No Técnicas o Comerciales 7-9

8. Costos Indirectos 8-1 8.1 Análisis de las actividades básicas de administración o

apoyo 8-1 8.2 Determinación de los costos de personal de las áreas de

apoyo 8-2 8.3 Determinación de los gastos generales de las distintas

áreas de la Empresa Modelo 8-3 8.4 Otros costos de explotación 8-6

9. Asignación de Costos Indirectos 9-1 9.1 Determinación de los costos de gestión comercial, los

costos de operación comercial y los costos asociados al usuario 9-2

10. Formatos D 10-1

1-1

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1. INTRODUCCIÓN

En esta Parte 2 del Informe Definitivo se presenta el Proceso de Optimización de la Empresa Modelo Eficiente para la determinación del VAD.

Al respecto, la Ley de Concesiones Eléctricas señala que el Valor Agregado de Distribución (VAD) se basará en una empresa modelo eficiente, de la cual se determinarán los siguientes valores:

1. Costos asociados al usuario, independientes de su demanda de potencia y energía.

2. Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía.

3. Costos estándar de inversión, operación y mantenimiento asociados a la distribución por unidad de potencia suministrada.

Para la determinación de esos valores los criterios y las metodologías utilizados para efectuar la Estructuración de la Empresa Modelo tomaron en cuenta lo establecido en los Términos de Referencia publicados por el OSINERGMIN al efecto, siendo importante destacar los siguientes aspectos:

• La empresa modelo se ha diseñado considerando que efectúa actividades adicionales cuyos costos se excluyen del cálculo del VAD como son la atención de nuevos suministros (conexiones), los cortes y reconexiones y la transmisión. También se han identificado los costos asociados al diseño y construcción de las obras de distribución, de modo de evitar la duplicidad en su inclusión en el VNR adaptado. En todos los casos se han considerado los costos directos como los indirectos correspondientes.

• Se ha diseñado la Empresa Modelo para atender con la misma infraestructura y recursos a tanto a los clientes del servicio público de electricidad como a los clientes del mercado no regulado (libres), ya que la inversión y los costos de operación y mantenimiento atienden a ambas categorías y el VAD y las condiciones de prestación del servicio son las mismas.

• Se ha considerado que la empresa modelo presta el servicio de distribución eléctrica en el mismo área geográfica que la empresa de referencia (Lima Norte), con las mismas restricciones ambientales, geográficas y urbanísticas existentes y tomando en cuenta las condiciones socioeconómicas existentes en el mercado atendido.

• El diseño de las instalaciones se ha efectuado a partir de la distribución de la demanda existente en el área de servicio en el año de referencia del estudio (2008), y tomando en cuenta las restricciones mencionadas. Para ello se han analizado distintas opciones tecnológicas, topológicas y de capacidad de los elementos de manera de minimizar los costos conjuntos de inversión, operación y mantenimiento y pérdidas durante el período de análisis.

• Todos los costos considerados en el estudio están expresados en moneda del 31 de diciembre de 2008 y no incluyen el IGV. Los mismos corresponden a valores del mercado en la zona de operación de la empresa distribuidora. Los valores en dólares se ha determinado utilizando el tipo de cambio vigente al 31 de diciembre de 2008 de 3,142 nuevos soles por dólar.

• La empresa modelo se ha diseñado de manera de cumplir con los requerimientos señalados en la Norma Técnica de Calidad de los Servicios Eléctricos (NTSCE), Código Nacional de Electricidad, y Resoluciones Directorales del MEM entre otras normas vigentes.

1. Introducción

1-2

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Los criterios y metodologías utilizados para el diseño de las instalaciones de Media Tensión de la Empresa Modelo se presentan en el Capítulo 2 mientras que los correspondientes a las instalaciones de Baja Tensión se indican en el Capítulo 3.

En el Capítulos 4 se presenta la metodología utilizada para determinar tanto el balance de potencia como el de energía correspondientes a la Empresa Modelo.

En los Capítulo 5 y 6 se describe la forma en que se han determinado los costos de operación y mantenimiento de las instalaciones de Media y Baja Tensión respectivamente.

En el Capítulo 7 se presentan los criterios y métodos utilizados para determinar los costos comerciales de la Empresa Modelo.

En el Capítulo 8 se describen los criterios y métodos utilizados para definir los costos indirectos, mientras que en el Capítulo 9 se describe la forma en que se los ha asignado.

Los Formatos D se presentan en el Capítulo 10.

Los anexos correspondientes a esta parte del Estudio se presentan en Volumen separado.

2-1

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2. INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE MT

El proceso de diseño de las instalaciones técnica y económicamente adaptadas al mercado de la empresa modelo parten de la identificación y zonificación del mercado a atender, que es el mismo mercado de la empresa real, la definición del tipo de redes a utilizar y de la tecnología óptima correspondiente, la determinación de los costos unitarios estándar para cada tipo de instalación y, finalmente, el diseño de las cantidades y características de las instalaciones (respetando los tipos y tecnologías predefinidos) que puedan atender el mercado eléctrico al menor costo total, tomando en cuenta no sólo los costos de instalación, sino también los correspondientes a la operación y mantenimiento y a las pérdidas de energía y potencia.

Este proceso se ha utilizado para el diseño de las instalaciones de MT y BT por lo que en muchos casos la información de base y la metodología utilizada es similar.

En este capítulo se presentan estas metodologías y criterios que utilizados para el diseño y estructuración de las instalaciones de distribución en MT de la empresa modelo.

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

En el marco del proceso del Estudio de Costos del VAD, se presenta en este punto la subzonificación del Sector Típico 1 de distribución de acuerdo a los lineamientos establecidos para el proceso anterior por la Gerencia Adjunta de Regulación Tarifaria (GART) del OSINERGMIN.

La metodología utilizada, fue aprobada por el OSINERGMIN en el Estudio del VAD del 2001 y no recibió observación alguna en el Estudio del VAD del 2005.

Para la determinación de la subzonificación se han tenido en cuenta indicadores de caracterización del mercado como la densidad de carga, aspectos ambientales y legales, como así también los tipos constructivos especiales fijados por razones ajenas a la empresa.

Considerando estos factores se caracterizó el área servida según distintas subzonas homogéneas desde el punto de vista de las redes de MT y BT que las sirven. A efectos de identificar redes lo más homogéneas posible, se ha limitado el número de áreas a no menos de 5 ni más de 10 para posibilitar un adecuado estudio de las mismas.

Respecto del Balance de Potencia, las demandas se han estimado para el instante de Máxima Simultánea con el Sistema a partir de las bases de clientes teniendo en cuenta la Energía consumida y los factores de caracterización y factores de pérdidas, de acuerdo a lo descrito en el Informe de Caracterización de la Carga.

Aplicado a la zonificación del mercado en estudio, el sustento del método exige que el agregado de las energías consumidas y de las demandas asignadas a cada uno de los clientes permita reproducir el Balance de Potencia y Energía de la empresa.

2.1.1 Determinación de la demanda utilizada para la zonificación por densidad del mercado

Para elaborar la zonificación del mercado se ha tomado como base el Balance de Potencia y Energía validado para la empresa real.

2. Instalaciones de Distribución de MT

2-2

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El Balance, presentado por Edelnor y validado, se elaboró a partir de las ventas de energía registradas para cada categoría de usuarios durante el año 2008, los ingresos totales de energía y potencia a la red de MT registrados durante ese período, la estimación de las pérdidas técnicas en las redes de MT y BT y de las pérdidas comerciales en el nivel de BT, y los factores de carga obtenidos para las categorías con medición del perfil de carga y los estimados para las restantes categorías (fundamentalmente la BT5b) para obtener el cierre del balance tanto en energía como en potencia.

La demanda simultánea en el nivel del ingreso a la red de MT para cada usuario se determinó considerando su consumo anual de energía, los factores de carga y simultaneidad definidos para cada categoría tarifaria, y las pérdidas correspondientes (incluyendo las comerciales) hasta llegar al nivel de MT.

Teniendo en cuenta que se dispone de la coordenadas x-y que permiten la georeferenciación de cada usuario tanto en Baja como en Media Tensión, se distribuyó toda la demanda sobre el área de concesión de la empresa, usuario por usuario.

Las demandas del Alumbrado Público se determinaron a partir de la información de la energía anual real registrada en cada SED y considerando el factor de carga del alumbrado público. De esta manera se obtuvo la carga máxima simultánea del AP en las coordenadas x-y de la SED.

Aplicado a la zonificación del mercado en estudio, el sustento del método exige que el agregado de las energías consumidas y que el agregado de las demandas asignadas a cada uno de los usuarios permita reproducir el Balance de Potencia y Energía de la empresa real.

2.1.2 Subzonificación por rangos de densidad de carga

En los siguientes puntos se presenta el sustento metodológico del procesamiento efectuado

a. LÍMITES DE LOS RANGOS DE DENSIDAD PARA CADA SUBZONA

Para efectuar la subzonificación del mercado por rangos de densidad de carga se han considerado los límites aceptados por la GART en la revisión tarifaria del año 2005 y 2001 para el Sector Típico 1.

Los mencionados límites son los siguientes:

Estos límites de rangos de densidad resultan razonables de acuerdo con nuestra experiencia, ya que las áreas típicas generadas a partir de la aplicación de estos rangos de densidad de carga pueden ser atendidas con estructuras de red homogéneas. Aún así, y tomando en cuenta las observaciones al respecto producidas en oportunidad de la


2-3

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revisión tarifaria anterior por la GART del OSINERG y por el Supervisor del Estudio, se efectuó una subzonificación adicional dentro del área Urbana de Alta Densidad, considerando un límite intermedio de 2,5 MW/km2. De esta manera resulta la siguiente subdivisión:

Zona Rango de Densidad[ MW / km2 ]

Urbana Alta Densidad - 1 4,0 >= δ > 2,5Urbana Alta Densidad - 2 2,5 >= δ >= 1,5

Esta subzonificación surgió de un análisis conjunto entre el OSINERG, el Supervisor y el Consultor del estudio del VAD, de manera de lograr una mejor representación de los tipos de red a emplear en cada zona de densidad.

b. METODOLOGÍA PARA ESTABLECER LA DENSIDAD DE CARGA EN EL SECTOR TÍPICO 1

Para determinar la densidad de carga sobre el área en estudio se requirió determinar un área unitaria de cálculo (que denominamos bloque), para lo cual se efectuó un procesamiento consistente en subdividir cada área típica en áreas unitarias. Las mismas posibilitaron realizar un estudio en detalle con el objeto de definir la densidad de carga.

Se adoptó un tamaño variable de las áreas unitarias que componen cada zona, para lograr que la cobertura de redes eléctricas sea lo más ajustada posible al área efectivamente con mercado, y que los límites de las zonas resultaran lo más homogéneos posible.

i. Criterios de apropiación de la carga a cada área unitaria

Para la determinación de la densidad de carga se utilizó el criterio de pertenencia, que consiste en asociar a cada uno de las áreas unitarias definidas el valor de la carga que se encuentra ubicada dentro de su perímetro. Para el cálculo de la densidad de carga, se determinó al valor de la potencia total dentro del área y, conocida el área del cuadrado, se determinó la densidad de carga asociada a esa porción de la distribuidora. Para una mayor claridad de lo expuesto se presenta el siguiente esquema:

BLOQUE-0001 BLOQUE-0002 BLOQUE-0003

BLOQUE-0004 BLOQUE-0006BLOQUE-0005

BLOQUE-0007 BLOQUE-0008 BLOQUE-0009

1

3

2

4

Dados los clientes ubicados en sus coordenadas x-y dentro del área de concesión de la distribuidora identificados en el gráfico con los círculos grises de números 1, 2, 3 y 4, cada uno con su correspondiente demanda coincidente con la máxima de la distribuidora, P1, P2, P3 y P4, y definidos los bloques para la zonificación de un tamaño determinado, la


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densidad de potencia para un bloque determinado, en este caso el bloque 0005, estará dada por:

0005

320005 Sup

PP +=δ

ii. Demanda utilizada para la determinación de las zonas de densidad de carga

Para realizar la determinación de la densidad de carga se trabajó con la información disponible en base de datos.

Esta información comprende las demandas de Baja Tensión y de Media Tensión correspondientes a los clientes particulares, determinadas según lo indicado en el Balance de Potencia. Las demandas del Alumbrado Público se determinaron a partir de la información de la energía anual real registrada en cada SED y considerando el factor de carga del alumbrado público. De esta manera se obtuvo la carga máxima simultánea del AP en las coordenadas x-y de la SED.

A partir de la ubicación georeferenciada de cada cliente (tanto BT como MT) y del AP (asociado a las SED correspondientes), se determinó la densidad de carga correspondiente a cada bloque unitario utilizando el criterio de Pertenencia, dado que el mismo refleja la real distribución del mercado en el área de concesión. La aplicación de este método fue posible por disponer de las coordenadas geo-referenciadas de todos los usuarios, lo que evitó la utilización de métodos aproximados tales como trabajar con la demanda a nivel de SED, alimentador MT o SET AT/MT.

La potencia máxima simultánea en la Red de MT de cada bloque se determinó a partir de la siguiente expresión:

BTMTBT

nBLOQUEMTMT

nBLOQUEnBLOQUE PPPPUSUPPUSU FFDFDD *** −−− +=

Donde:

nBLOQUED − : Demanda Máxima Simultánea del Bloque-n, en la Red de MT.

MTnBLOQUEUSUD − : Demanda Máxima Simultanea de los Usuarios de MT que

pertenecen al Bloque-n

BTnBLOQUEUSUD − : Demanda Máxima Simultanea de los Usuarios de BT que

pertenecen al Bloque-n

MTPPF : Factor de Perdidas de MT (incluye Perdidas Técnicas).

BTPPF : Factor de Perdidas de BT (incluye Perdidas Técnicas y No Técnicas).

A partir de este cálculo, y dependiendo de la ubicación geográfica y del Indicador resultante, se calificó cada bloque en cada uno de los rangos de densidad considerados,


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y de esta manera se obtuvieron los valores de densidad de carga total para efectuar la subzonificación.

iii. Determinación de las áreas de densidad

Se estudió la subzonificación del mercado de EDELNOR utilizando distintos tamaños de bloque, de manera de representar de la mejor manera posible el área cubierta por el mercado eléctrico, teniendo en cuenta las particularidades del área de Lima Norte, con presencia de clientes que en muchos casos presentan contornos irregulares.

El procedimiento efectuado para la determinación de los bloques de densidad variable es el siguiente:

1. Se efectuó la división de las áreas de servicio urbanas en bloques de 800 m x 800 m, y se determinaron los bloques de Muy Alta Densidad, es decir aquellos con densidad igual o superior a 4 MW / km2, según se muestra en el siguiente esquema:

800

800

Zonas de Muy Alta Densidad

2. Se eliminaron del área en análisis los bloques de Muy Alta Densidad y se dividió toda el área restante en bloques de 400 m x 400 m. Se calcularon las densidades de los nuevos bloques y se identificaron los bloques de Alta Densidad considerando aquellos con densidades iguales o mayores a 1,5 MW / km2. En el proceso de reducción del tamaño de bloque resultaron áreas en la periferia que dejan de estar cubiertas por el mercado (se incrementa la discriminación del análisis). El proceso se muestra en el siguiente esquema:


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400

400

Zonas de Alta Densidad

Nuevas zonas de Muy Alta Densidad

En el caso que, debido a la reducción del área de análisis, se registraron en algunos bloques nuevos densidades iguales o superiores a 4 MW / km2, se reclasificaron estos bloques como MAD.

En este proceso y de acuerdo con los valores de densidad resultantes, se identificaron las zonas Urbano Alta Densidad -1 y Urbano Alta Densidad - 2.

3. A continuación se repitió el proceso reduciendo el tamaño del bloque a 200 m x 200 m, eliminando del área en análisis los bloques de Alta Densidad, y los nuevos de Muy Alta Densidad. En este caso se identificaron los bloques de Media Densidad como aquellos con densidades iguales o mayores a 0,25 MW / km2. De la misma manera que lo ya explicado, la reducción del tamaño del bloque produjo que en la periferia resultaran áreas sin demanda, como se indica en el siguiente esquema:

200

200

Zonas de Media Densidad

Nuevas zonas de Muy Alta Densidad

Nuevas zonas de Alta Densidad


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En este caso también aparecieron nuevos bloques que por densidad se clasificaron como de MAD o de AD.

4. Finalmente se repitió el proceso reduciendo el tamaño del bloque a 100 m x 100 m, eliminando del área en análisis los bloques de Media Densidad, y los nuevos de Muy Alta Densidad y Alta Densidad. En este caso se identificaron los bloques de Baja Densidad como aquellos con densidades menores a 0,25 MW / km2. De la misma manera que anteriormente, la reducción del tamaño del bloque produjo que en la periferia resultaran áreas sin demanda, como se indica en el siguiente esquema:

Nuevas zonas de Alta Densidad

Nuevas zonas de Media Densidad

Nuevamente, se reclasificaron nuevos bloques como de MAD, de AD o de MD, de acuerdo con las densidades resultantes.

Esta metodología de zonificación ha sido utilizada en el estudio del VAD del año 2005 permitiendo clasificar los bloques en su correspondiente rango de densidad de carga, cualquiera sea su tamaño, evitando que puedan darse zonas que siendo en teoría de menor densidad, resulten luego con una densidad media superior a zonas definidas como de mayor densidad.

Además de la densidad de carga existen otras características del mercado, que inciden directamente en la definición de las tecnologías y el tipo de red a utilizar:

• Zonas con contaminación Salina y Polución industrial

• Zonas con restricciones al uso de redes aéreas convencionales

2.1.3 Zonas con Contaminación Salina

Con el fin de considerar las restricciones a la utilización de ciertos tipos de tecnologías en las zonas costeras debido a la alta contaminación salina, se estableció una zonificación particular.


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Como una etapa previa a la zonificación se elaboró un modelo específico que permite identificar la región que se encuentra reconocida como zona de contaminación salina, con el fin de trabajar con ella de forma separada del resto de la empresa.

Este modelo desplaza a lo largo de la línea costera, sobre una base cartográfica, una circunferencia de radio 7 km, que es la distancia reconocida por la GART como zona de contaminación. Al unir los puntos extremos de la circunferencia desplazada queda determinada el área de contaminación salina.

Como resultado de la combinación de las áreas de densidad y de las zonas con elevada contaminación salina se han establecido finalmente diez zonas, a saber:

• Zonas con elevada contaminación salina − Zona 1: Muy Alta Densidad (MAD) − Zona 2: Alta Densidad 1 (AD1) − Zona 3: Alta Densidad 2 (AD2) − Zona 4: Media Densidad (MD) − Zona 5: Baja Densidad (BD)

• Zonas con baja contaminación salina − Zona 6: Muy Alta Densidad (MAD) − Zona 7: Alta Densidad (AD1) − Zona 8: Alta Densidad (AD2) − Zona 9: Media Densidad (MD) − Zona 10: Baja Densidad (BD)

2.1.4 Zonas con restricciones al uso de redes aéreas convencionales

Además de la densidad de carga y con contaminación existen otras características del mercado, que inciden directamente en la definición de las tecnologías y el tipo de red a utilizar. Las mismas son las siguientes:

• Áreas de protección del patrimonio histórico

• Áreas con restricciones a la utilización de redes aéreas

a. ÁREAS DE PROTECCIÓN DEL PATRIMONIO HISTÓRICO

Se trata de zonas dentro del área de cobertura de la Empresa Modelo donde se ubican monumentos históricos que requieren una protección especial, tanto desde el punto de vista visual como en lo que respecta a la reparación y mantenimiento de las instalaciones, con el objeto de preservar el patrimonio cultural.

b. ÁREAS CON RESTRICCIONES A LA UTILIZACIÓN DE REDES AÉREAS

La instalación de redes aéreas desnudas, autosoportadas o redes subterráneas dependerán directamente, entre otras variables, del ancho de la calle (AC) existente y el cumplimiento de las distancias mínimas de seguridad al límite de propiedad y a los cables de comunicaciones indicados en el CNE 2001.

En este Informe Final se ha considerado el mismo criterio respecto a las distancias de seguridad entre el conductor y la línea de edificación, y a la distancia de paso entre el


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poste plantado en la vereda y la línea de edificación que el definido en el Tercer Informe Parcial.

A partir de las observaciones del OSINERGMIN referidas a la información relevada por EDELNOR respecto de los anchos de veredas realmente existentes y a su posibilidad de ampliación en caso de existir espacio disponible en las vías, este criterio se ha aplicado de una manera conservadora, considerando solamente las restricciones en los casos en que, debido al ancho total de las vías, resultara imposible la ampliación de las veredas, existentes o no, para permitir la implantación de los postes de la red BT y/o MT.

Esto implica que mientras en el Tercer Informe Parcial el análisis de las restricciones se desarrolló sobre la base de los anchos de vereda efectivamente existentes en cada tramo de vía relevado, en este informe se aplica sobre los anchos mínimos de vía que permitirían la existencia de veredas con ancho suficiente para implantar los postes requeridos por la red aérea.

Este criterio es totalmente conservador y plantea una situación de mínima no alcanzable en la práctica, porque implica la ampliación de las veredas (tarea que no puede efectuar la empresa distribuidora) o la implantación de los postes sobre la berma o la pista, lo que tampoco es permitido por la reglamentación vigente.

Como resultado de aplicar los criterios para las restricciones en el tendido de la red de MT por anchos de las calles resultan:

ANCHO DE VEREDA RED DE MT

AC ≥ 12,2 m CONVENCIONAL

12,2 m > AC ≥ 10,0 m CONVENCIONAL EN BANDERA

10,0 m > AC ≥ 9,0 m AUTOSOPORTADA AL POSTE

9,0 m > AC ≥ 8,0 m AUTOSOPORTADA EN BANDERA

AC < 8,0 m SUBTERRÁNEA

Para veredas mayor a 3,4 m, se debe considerar red aérea convencional (triangular + vertical). Si bien no hay restricciones de la vereda, el uso de red triangular limita el tendido de otra redes en paralelo por que la rede triangulares ocupan mucho espacio horizontal, por tanto la construcción estándar es una mezcla de ambas.

• Distancia de los Conductores a la Vivienda

En el acápite 012ª del CNE se indica que las líneas de suministro eléctrico y de comunicaciones “deberán cumplir con las demás normas técnicas y recomendaciones de las entidades gubernamentales competente según corresponda, siempre y cuando no se contraponga con el marco legal vigente”

Al respecto, el Reglamento Nacional de Construcciones en su acápite III-VI-7 de Edificación Sobre Retiros, define que “una Comisión Técnica Municipal Provincial podrá establecer que la línea municipal en 2do piso y pisos superiores sobre la calle, sobresalga sobre la línea municipal del primer piso, en cualquier caso esta distancia o


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voladizo no podrá sobresalir a más de medio metro y deberá estar a un mínimo de 2,50m de altura sobre el nivel de la vereda”.

• Restricciones al Tendido de Red Aérea en Media Tensión

Para el tendido de la Red Aérea de Media Tensión hay que considerar las restricciones establecidos en la Norma para el Diseño de Vías Locales en Habilitaciones Urbanas, publicada por R.M Nº 705-79-VC-5500 del 03/12/79.

En esta normativa se establece las medidas de las vías mediante "módulos". Para el caso de las calles secundarias el ancho es:

− Vereda (V): 1,20 m por vereda (dos módulos de 0,60 m) − Calzada (C): 5,4 m (dos módulos de 2,7 m) − Estacionamiento (E): 1,8 m por lado

El ancho de una calle (AC) secundaria es:

AC = V + E + C + E + V = 1,20 + 1,80 + 5,40 + 1,80 + 1,20 = 11,40 m

Un tema adicional que está considerado en el nuevo Reglamento Nacional de Edificaciones (RNE 2006) es que permite la ubicación de postes de alumbrado público y subestaciones aéreas en las bermas de estacionamiento ( Art. 19 del Capítulo II, Diseño de Vías).

Sin embargo dicho artículo no hace referencia a postes de redes de servicio particular, con conductor aéreo o subterráneo. No obstante lo indicado por esta norma, está claro la necesidad de dar cumplimiento con lo establecido por el CNE Suministro de colocar los postes en la vereda, fundamentalmente por condiciones de seguridad ante el impacto de vehículos.

En tal sentido, y tomando en consideración la propuesta enviada por el OSINERGMIN, se ha considerado el plantear condiciones más conservadoras basadas en el ancho de las calles en lugar del tamaño de las veredas, para definir las restricciones en el tendido de redes.

Además, también con un criterio conservador, se analiza el caso del ancho mínimo de vía sin tomar en cuenta la existencia de bermas, es decir solamente considerando las veredas y las pistas reglamentarias.

A continuación se analiza para cada tipo de armado las distancias mínimas de las veredas en donde habilita al tendido de cada tipo de red:


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Vía

DMSLi

mite

de

Pro

pie

dad

a cbv

Vereda

ARMADO AUTOSOPORTADO

Vía

DMS

Lim

ite d

e P

ropi

edad

a cbv

Vereda

ARMADO AUTOSOPORTADO CON MENSULA

Vía

DMS

Lim

ite d

e P

ropi

eda

d

a cbv

Vereda

ARMADO DISPOSICION EN BANDERA

Vía

DMS

Lim

ite d

e P

rop

ieda

d

a cbv

Vereda

ARMADO DISPOSICION TRINAGULAR

Donde:

DMS Distancia Mínima de Seguridad

a Área libre entre el poste y el límite de propiedad

b Ancho del poste

c Distancia entre el lado externo del poste y el borde de la vereda


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v Ancho de la vereda

Un detalle de las distancias a considerar se presenta en la tabla siguiente:

TIPO DE POSTE DIMENSIONES (mm)

a b c DMS v

Conductor Autosoportada con Ménsula 800 (1) 360 150 1.500 1.310

Conductor Autosoportada 1.320 360 150 1.500 1.830

Convencional Vertical 1.820 (2) 360 150 2.500 2.330

Convencional Triangular 2.920 (3) 360 150 2.500 3.430

Nota:

-(1) Este valor se ha fijado en el Reglamento Nacional de Edificaciones.

-(2) Las redes Autosportadas se diseñan exclusivamente para redes laterales y con distancia mínima de seguridad a las viviendas de 1.5 m según CNE.

-(3) Se ha considerado una separación de 500 mm entre el conductor y centro del poste

-(4) Se ha considerado una separación de 600 mm entre el conductor y centro del poste

Como resultado de aplicar los criterios descriptos anteriormente las restricciones para el tendido de la red de MT por anchos de las vías resultan los valores indicados en el punto 2.1.4.b.

• Criterios utilizados para determinar Ancho de Calles por restricciones

La restricción de 8,0 m resulta de considerar 2 veredas de 1,3 m + 2 calzadas de 2.7 m ( no se consideran estacionamientos o bermas): 1,3 + 2,7 + 2,7 + 1,3 = 8,0. El ancho de veredas de 1,3 resulta de aplicar restricciones de paso (0,8 m) entre el poste de MT y la línea de edificación, para la colocación de poste de acero.

La restricción de 9,0 m resulta de considerar 2 veredas de 1,8 m + 2 calzadas de 2.7 m ( no se consideran estacionamientos o bermas): 1,8 + 2,7 + 2,7 + 1,8 = 9,0. El ancho de veredas de 1,8 resulta de aplicar restricciones al tendido por Distancias Mínima de Seguridad (1,5 m) de paso, para la colocación de poste de acero con ménsula.

La restricción de 10,0 m resulta de considerar 2 veredas de 2,3 m + 2 calzadas de 2.7 m ( no se consideran estacionamientos o bermas): 2,3 + 2,7 + 2,7 + 2,3 = 10,0. El ancho de veredas de 2,3 resulta de aplicar restricciones al tendido por Distancias Mínima de Seguridad (2,5 m) de paso, para la colocación de poste de concreto con ménsula.

La restricción de 12,2 m resulta de considerar 2 veredas de 3,4 m + 2 calzadas de 2.7 m ( no se consideran estacionamientos o bermas): 3,4 + 2,7 + 2,7 + 3,4 = 12,2. El


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ancho de veredas de 3,3 resulta de aplicar restricciones al tendido por Distancias Mínima de Seguridad (2,5 m) de paso, para la colocación de poste de concreto.

• Aplicación de los criterios establecidos para cada una de las restricciones en el tendido de Red de MT

Las vías de Alumbrado Público informadas en la Base de VNR se han asociados con Bloques de 100 x 100 m y cada uno se lo caracterizaba en cada tipo (Subterránea – Autosoportadas – Convencional) de red, si el % del tipo de red supera el 50% del total de las vías asociadas en cada bloque.

La segmentación de Redes Autosoportadas en Poste de Acero con ménsula o en Poste de concreto se determina a partir de los porcentajes que resultan de aplicar las restricciónes propuestas considerando la totalidad de bloques en donde “NO” haya calificado el Tipo de red Subterránea.

La segmentación de Redes Convencionales en Bandera o Mixtas se determina al igual que para la caso anterior, a partir de los porcentajes que resultan de aplicar las restricciónes propuestas considerando la totalidad de bloques que “NO” hayan sido calificados del Tipo de red Subterránea.

• Comentarios Generales

En este informe no se tomaron en cuenta los voladizos que existen en gran magnitud y las municipalidades no tienen el control de ello.

Cabe destacar que tampoco se están considerando restricciones por distancias de seguridad a los cables de comunicación.

2.1.5 Información de densidad de carga y de demanda requerida para el diseño de la red ideal

Una vez determinada la subzonificación del Sector Típico 1, se requirió determinar la información del mercado necesaria para el diseño de la red ideal correspondiente a cada zona en sus diferentes etapas (red de BT, SED y red de MT).

Primeramente se determinó la densidad de carga en Baja Tensión, para lo cual se utilizó la información disponible sobre la demanda máxima simultánea de cada cliente en BT conectado a lo largo de la red de BT (excluyendo aquellos conectados en salidas dedicadas de BT de la SED y aquellos conectados a SED dedicadas), y utilizando datos de su ubicación geográfica a través de las coordenadas x-y.

A partir de estos datos se determinó la densidad en BT (excluyendo las demandas de Alumbrado Público) para cada bloque unitario, utilizando el criterio de pertenencia y aplicando la siguiente expresión:

TECNICCASNOBT

BTnBLOQUE

BTnBLOQUE PPUSU FDD −

−− = *

Donde: BT

nBLOQUED − : Demanda Máx. Simultánea del Bloque-n, de los Usuarios de BT que utilizan la Red General.

BTnBLOQUEUSUD − : Demanda Máx. Simultanea de los Usuarios de BT que pertenecen al Bloque-n


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TECNICASNOBTtPPF − : Factor de Perdidas de BT (incluye Perdidas No Técnicas).

Luego se promedió la densidad de carga en BT correspondiente a todos los bloques unitarios correspondientes a cada zona típica.

Posteriormente, y a partir de la información obtenida de las Base de Usuarios y de identificación de las Salida de cada SED a la que se encuentra conectado cada usuario, se determinó la cantidad de clientes conectados en las salidas de las SED dedicadas - siempre que su potencia fuera superior a los 30 kW, y en transformadores MT/BT dedicados que alimentan a un usuario con potencias mayores a 50 kW.

Con dichos criterios se calculó la correspondiente demanda acumulada para cada zona típica. A partir de esta información se pudo determinar tanto la densidad de clientes con salidas BT y transformadores dedicados, en N° de clientes por km2, como la potencia promedio de cada tipo de cliente en kW. Para estos procesamientos se utilizaron las ecuaciones descriptas anteriormente.

Finalmente se determinó la densidad de clientes en MT conectados a lo largo de la red, expresada como N° de clientes por km2, y su potencia promedio en kW. En este procedimiento se utilizaron directamente las demandas calculadas de los Usuarios de MT.

Adicionalmente, el proceso de zonificación permitió identificar la participación de las SSEE en cada zona típica, lo cual se calculó en función del número de centros MT/BT ubicados en cada área.

2.1.6 Definición del Tipo de Red en Áreas de la Empresa Modelo

Como paso previo al estudio de las tecnologías a aplicar y al desarrollo de la red idealmente adaptada, se requirió definir el tipo de red a ser utilizada en cada zona definida mediante el estudio de zonificación del mercado de la distribuidora.

Para determinar el tipo de red correspondiente a cada zona se tomaron en cuenta una serie de variables que condicionan las posibilidades técnicas:

• La densidad de carga de la zona

• La densidad de clientes

• Las características edilicias y de urbanización predominantes

• Los antecedentes regulatorios existentes

• Las características de la red existente en la distribuidora

En general y teniendo en cuenta las características del área de servicio correspondiente a la Empresa Modelo (áreas urbanas con un importante tráfico peatonal y automotriz, además de abundantes zonas comerciales del centro de Lima), los límites de densidad de carga definidos para la distribuidora, y los antecedentes de estudios previos del VAD y del VNR correspondientes al Sector Típico 1, consideraremos en el estudio que en las zonas Urbanas de Muy Alta Densidad y de Alta Densidad 1 se utilizarán redes subterráneas de MT, mientras que en el resto de las zonas se considerarán redes aéreas.

Por otra parte, considerando las restricciones constructivas detalladas, se considera la utilización de redes subterráneas de MT en las zonas Históricas o Monumentales, y en


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las zonas donde las vías tengan ancho de calles reducido las tecnologías establecidas anteriormente.

2.2 DEFINICIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS ADAPTADAS

Con el objeto de realizar el dimensionamiento óptimo de la red modelo, se analizaron y establecieron previamente las tecnologías de diseño óptimas para cada una de las configuraciones de red a considerar en la determinación de la red de mínimo costo.

Para determinar estas tecnologías resultó fundamental la consideración de los distintos costos involucrados, instalación, operación y mantenimiento y pérdidas, vigentes en la actualidad en el mercado.

Se compararon las tecnologías alternativas consideradas válidas según el estado del arte actual, la disponibilidad necesaria en el mercado nacional e internacional, y las condiciones particulares del área de concesión de Edelnor

Para la comparación de las alternativas se consideraron los costos de inversión, y los costos de explotación asociados a cada una de ellas, de manera de obtener la de mínimo costo global. Cabe aclarar que para los costos de inversión se consideraron los valores unitarios establecidos en el presente estudio.

En el caso de los costos de explotación, se tomaron en cuenta para el cálculo, según el caso del material o equipo evaluado, los costos de O&M, los costos de las pérdidas de potencia y energía y los costos por energía no suministrada, directamente asociados con la tecnología evaluada.

Las tecnologías analizadas, en el caso de la red de MT, para el sistema serán las que se describen a continuación.

2.2.1 Sistema de Operación y Protección

Teniendo en consideración las diversas posibilidades tecnológicas se seleccionó la alternativa óptima para la operación de la red de distribución y el tipo de protección a ser utilizada. Para el caso de las distintas alternativas de conexión de neutro a tierra en la red de MT se consideraron los costos de inversión y de explotación asociados a cada una, comparándola con una básica común tomada como referencia para todas las analizadas. Las alternativas para las puestas a tierra del sistema de conexión a compararse fueron:

• Neutro conectado rígidamente a tierra

• Neutro conectado a través de bobina zig-zag

• Neutro aislado.

2.2.2 Redes Subterráneas de MT

En el caso de las redes subterráneas en Media Tensión se efectuó la comparación considerando diferentes formaciones de cables, distintos materiales de conductores (aluminio y cobre) y diferentes tipos de aislamiento (aislamiento seca y con papel impregnado en aceite).

Se efectuó la comparación considerando la anualidad del costo de inversión de cada alternativa, la vida útil y la tasa de actualización establecida por Ley, como así también los costos de explotación asociados a cada tecnología considerando tasas de fallas típicas en empresas de latinoamérica para cada cable analizado, costos y tiempos de


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reparación según el tipo de cable y el costo de la energía no suministrada correspondiente. Se incorporó finalmente en la evaluación el costo de las pérdidas de cada cable para diferentes rangos de corriente, en función de su resistencia, el costo de la energía y la potencia y el tiempo equivalente de pérdidas para la red de MT.

Los resultados de los costos totales correspondientes a cada alternativa se graficaron en función de los rangos de corrientes, para seleccionar en cada caso la opción tecnológica económicamente más ventajosa.

2.2.3 Redes aéreas de MT

Para el análisis de las tecnologías correspondientes a las redes aéreas de MT se evaluaron en forma desagregada los tres componentes principales que conforman este tipo de instalación. A saber:

a. TIPO DE POSTACIÓN

Se consideraron en el análisis postes de madera, de concreto y de acero. Se efectuó una evaluación económica para cada tipo considerando su aplicación en el área de Perú involucrada en el estudio, y tomando en cuenta el costo anualizado de la instalación para cada postación y los costos de explotación según el tipo de tarea de mantenimiento requerida en cada caso.

b. TIPO DE AISLADOR

En el caso de los aisladores se desarrolló el análisis de dos tipos de tecnologías: los aisladores de porcelana y los políméricos o híbridos (porcelana y polímero).

Se evaluó la conveniencia de uno u otro considerando el nivel de contaminación ambiental existente en el área en estudio, las condiciones climáticas, las pérdidas de potencia y energía, y de los costos anuales totales para ambas tecnologías.

c. TIPO DE CONDUCTOR

Se evaluaron los distintos criterios generales de diseños utilizados en las redes de MT, en particular la configuración tradicional con conductores desnudos (de cobre o aluminio) y la de conductores autoportantes (para el caso de restricciones constructivas especiales).

Como en los restantes casos los costos unitarios considerados son los definidos para el presente estudio, y la metodología utilizada para determinar el conductor tecnológicamente y económicamente más apto es la misma que la descripta para el caso del análisis de los cables subterráneos de MT.

2.2.4 Equipos de protección y maniobra en Media Tensión

Para el caso de los equipos de protección y maniobra en MT no se identificaron alternativas tecnológicas para efectuar la comparación, a excepción de los interruptores de Media Tensión.

En este caso la alternativa se basó en la utilización de interruptores autónomos con todo el equipamiento de protección integrado o interruptores con el equipamiento asociado de protección separado. La alternativa tecnológica adoptada, interruptor con el equipamiento de protección desagregado, se baso en condiciones puramente técnicas ya que la experiencia recogida en el uso de los interruptores integrados o autónomos arrojó diversos problemas de funcionamiento.


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En el caso de los equipos de protección y maniobra instalados en cámaras subterráneas o a nivel se consideró el equipo y la correspondiente proporción de obra civil necesaria para su instalación y operación.

a. EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA EN LOS SED

La disposición adoptada de los equipos de protección y maniobra para los SED es la siguiente:

• SED convencionales: seccionador bajo carga con fusible limitador

• SED aéreos: cut out

• SED compactos: integrada al transformador

b. EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA EN LA RED MT

Los equipos de protección y maniobra que se consideran en la red de MT, dependen del tipo de red (aérea o subterránea) y de la topología (anillo o radial).

Para los casos de red subterránea, tanto en la topología en anillo como en la radial con derivaciones, se han considerado que las SED MT/BT del troncal deben ser convencionales para permitir la inclusión de los equipos de maniobra correspondientes. Para las derivaciones laterales de la red subterránea radial se han considerado SED MT/BT compactas.

A continuación se presentan los equipos considerados en cada esquema, para los que se utilizan las siguientes referencias gráficas.

• Topología en Rede Subterráneas


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R

• Topología en Rede Aéreas

Cli

MT

Cli

MT

R

Cli

MT

R

Cli

MT

REFERENCIAS


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Cli

MT C

li M

T

Cli

MT C

li M

T

2.3 COSTOS UNITARIOS DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS PARA LA VALORIZACIÓN DEL VALOR NUEVO DE REEMPLAZO DE LA EMPRESA MODELO

Una vez determinadas las tecnologías óptimas de diseño para cada tipo de instalación de la red de distribución (líneas de MT y BT, Subestaciones de Distribución, equipamientos de maniobra y protección y red de AP), se ha requerido establecer los costos de inversión correspondientes a cada una de las alternativas disponibles para cada tecnología.

Los Costos Estándar de Inversión de las instalaciones eléctricas se han determinado considerando los rendimientos y armados aprobados por el OSINERGMIN en el anterior proceso VAD, sobre la base de armados típicos, considerando los costos de materiales resultantes de las últimas compras realizadas por la empresa. En los casos en que se ha requerido definir valores para componentes que actualmente no son utilizados por las empresas, se los ha definido a partir de los valores tomados inicialmente como básicos.

Los costos unitarios son posteriormente utilizados para el diseño de la red ideal, adaptada al mercado a atender por la distribuidora, por lo que se han considerado las distintas variantes de capacidad para cada tipo de instalación, de manera que en la aplicación del modelo de diseño de la red optimizada se evalúen las distintas combinaciones de alternativas posibles hasta obtener la combinación de mínimo costo global.

En primer término se ha efectuado un análisis de los diversos componentes básicos que integran los Costos de Inversión, habiéndose realizado una comparación de los costos de materiales relevantes, y la configuración de las distintas instalaciones, adoptadas por las empresas del Sector Típico 1, con información disponible de empresas de Argentina y Chile, a efectos de validar los criterios adoptados. Del análisis efectuado se evidencia que los valores resultaron razonables y comparables.

Los valores de los costos de los componentes han sido utilizados en la determinación de los distintos armados relevantes para las diversas instalaciones, los que después se han utilizado para conformar los costos de inversión, que tienen carácter de preliminar.


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A efectos de la definición de los armados y los costos de inversión se han adoptado los mismos criterios que aquellos utilizados en la anterior regulación del VAD.

2.3.1 Componentes Básicos de los Costos de Inversión

Los componentes básicos de los costos de inversión, son los siguientes:

• Costos de materiales y equipos

• Costos de mano de obra

• Costos de equipos de transporte y grúas

• Costos indirectos y margen del contratista

• Costos de stock (almacenamiento de materiales), intereses intercalarios, ingeniería y recepción y gastos generales.

A continuación se detallan los criterios que se utilizaron para determinar cada componente de los costos de inversión.

a. COSTOS DE MATERIALES Y EQUIPOS

Los costos de materiales y equipos adoptados son los determinados por Edelnor para el estudio de los Costos Estándares de Inversión. Para evaluar la razonabilidad de los mismos se han efectuado comparaciones de los materiales y equipos relevantes respecto a similares utilizados por distribuidoras de Chile y de la Argentina operando en el área del Gran Buenos Aires (el área de mayor densidad de carga de la Argentina).

Cabe aclarar que se trata de materiales y equipos similares, por lo cual se considera aceptable la comparación a efectos de determinar un rango de validez de los costos definidos por Edelnor.

Los materiales y equipos comparados son los que se consideran como los de mayor relevancia en las instalaciones de la red y son los que se indican a continuación:

• Conductor de Aluminio

• Conductor de Cobre

• Postes de Concreto

• Transformadores de Distribución MT/BT

Del análisis realizado se evidencia que los valores unitarios de materiales correspondientes a Edelnor se ubican en general en el orden de los comparados. El resto de los materiales y equipos de menor relevancia, en general son de provisión local, y se considera que los valores son representativos de los costos existentes en Perú.

Por estos motivos se considera válido adoptar los costos unitarios obtenidos. Los mismos están siendo evaluados y comparados con los actuales y vigentes en el mercado Peruano con el objeto de adecuarlos si fuera necesarios para la próxima etapa del estudio.

b. COSTOS DE MANO DE OBRA

Los costos de mano de obra fueron determinados a partir de los salarios vigentes y los beneficios sociales correspondientes a las distintas categorías de personal considerado


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para la mano de obra directa asociada a las inversiones. Los valores se han calculado utilizando la información publicada por CAPECO y una tasa cambiaria de 3,1408 Soles por 1 US$ correspondiente al 31 de diciembre de 2008.

c. COSTO DE EQUIPOS Y HERRAMIENTAS Y GASTOS ADMINISTRATIVOS Y MARGEN DEL CONTRATISTA

A los costos directos de la mano de obra se les adicionó el costo estimado del equipamiento y herramientas de trabajo estimado en un 5% adicional sobre el costo directo de la mano de obra y los gastos indirectos de administración más el margen ganancia del contratista que se ha estimado en un 25% sobre el costo directo más el equipo y herramientas.

Estos valores son razonables a nivel internacional y son similares a los utilizados en el Estudio de Costos del VAD del año 2005 y en la fijación de los VNR de las distribuidoras.

d. COSTOS DE EQUIPO DE TRANSPORTE Y GRÚAS

En el caso de los costos unitarios de los equipos de transporte se adoptaron los valores vigentes en el mercado a diciembre de 2008, tomando como referencia contrataciones efectuadas por Edelnor, los que resultan razonables a los fines de su utilización en la determinación de los costos de inversión.

e. COSTOS DE STOCK, INTERESES INTERCALARIOS, INGENIERÍA Y RECEPCIÓN Y GASTOS GENERALES

El costo de stock representa el costo de almacenamiento (almacenes, seguros, personal, etc.) y el costo financiero del capital inmovilizado en el stock de materiales requeridos para efectuar cada instalación. Este costo se expresa como un porcentaje sobre el costo de los materiales, y se ha considerado el valor aprobado en el Estudio de Costos del VAD del año 2005.

Los intereses intercalarios (que representan el costo de financiamiento de las obras hasta su puesta en servicio), los costos de ingeniería y recepción y los gastos generales de la distribuidora asignados a las inversiones se expresaron en conjunto como un porcentaje sobre los costos de la obra (materiales, montaje y stock) más los costos de ingeniería y recepción y los gastos generales. Se adoptaron, al igual que para el costo del stock, los porcentajes aprobados en el Estudio de Costos del VAD del año 2005.

2.3.2 Costos de los armados relevantes

A partir de los costos básicos de los materiales y los recursos, se han definido una serie de armados relevantes para cada tipo de instalación analizada (red de BT, red de AP, SED MT/BT y red de MT), teniendo en cuenta las tecnologías seleccionadas en el capítulo sobre Tecnologías a Aplicar.

La definición de estos armados se basó en los presentados por Edelnor para el cálculo de los Costos Estándares de Inversión, con las modificaciones necesarias en función de las tecnologías adoptadas.

Cada armado contiene la cantidad de los materiales y equipos básicos requeridos por el mismo, y la mano de obra directa y los requerimientos de transporte y grúas para el montaje de esos materiales. Para su determinación se han mantenido los criterios utilizados en el anterior proceso de Regulación del VAD.


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Los armados relevantes definidos para cada tipo de instalación con carácter de preliminares son los siguientes:

Los armados definidos corresponden a las unidades constructivas que conforman los siguientes tipos de instalaciones:

• Redes de Media Tensión (aéreas y subterráneas)

• Equipos de Protección y maniobra en MT

• Subestaciones de Distribución MT/BT (aéreas, convencionales y compactas)

• Redes de BT (aéreas y subterráneas)

• Redes e Instalaciones de Alumbrado Público

2.3.3 Costos de inversión

Para determinar los costos de inversión para cada tipo de instalación, se ha definido la cantidad de armados intervinientes en cada instalación típica, y al total de costos de materiales, de mano de obra directa y de transporte y grúas requeridos se le ha adicionado el costo del stock, y los costos indirectos que comprenden la ingeniería y recepción, los intereses intercalarios y los gastos generales, para obtener el costo total de inversión de la instalación.

Los valores correspondientes los costos de inversión de instalaciones típicas, son los que finalmente serán considerados en el diseño de la red ideal.

A continuación se indica el esquema con la estructura de costos de Inversión utilizada:

A Materiales

B Stock% A D Costo Directo

A + B + C

C RecursosFTE (*)

Costo Estándar de Inversión

D + H

E Ingeniería% D

F Gastos Generales% (D + E) H Costo Indirecto

E + F + G

G Interés Intercalario% (D + E + F)

(*) Nota: Factor de Trabajo Equivalente que incluye el costo directo de la mano de obra más los costos reconocidos al contratista.

2.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS

De acuerdo a lo indicado en los TDR para el Estudio de Costos del VAD, la metodología de optimización de redes empleada toma en cuenta la minimización de los costos conjuntos de inversión, de operación y mantenimiento y de pérdidas de cada alternativa, considerando un período de análisis de 30 años y una tasa de rentabilidad del 12% (Art. 79 de la LCE).


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La optimización de las instalaciones de distribución en las 10 zonas típicas se efectuó mediante un modelo matemático que permite obtener la solución de mínimo costo para la red integrada de media y baja tensión, incluyendo además la definición del módulo de las Subestaciones de Distribución.

La solución de mínimo costo no sólo considera los costos involucrados en la prestación del servicio, tanto de inversión, operación y perdidas, sino también una calidad acorde con las exigencias regulatorias.

Para efectuar la optimización del sistema de distribución se ha requerido comenzar con el diseño del sistema óptimo de Alumbrado Público (que se presenta más adelante), ya que los resultados obtenidos (demanda de las luminarias y su distribución) sirven como dato para el diseño óptimo de la red de distribución.

El modelo diseña las redes de BT, las SED MT/BT y las redes de MT en forma conjunta, y optimiza la configuración de mínimo costo total conjunto que cumple con las condiciones de calidad de servicio y de producto establecidas por la formativa vigente.

El diseño y optimización de las redes se efectúa para cada una de las zonas típicas establecidas por lo que, en general, la información de base para el cálculo se define para cada una de ellas (excepto los datos económicos generales y parámetros básicos de diseño comunes a todas las zonas). Los datos que deben ingresarse al modelo pueden agruparse en:

• Características del mercado a atender

• Características geográficas y restricciones constructivas

• Parámetros de diseño de las instalaciones

• Parámetros de confiabilidad

Para la determinación de la alternativa de mínimo costo se definen una serie de parámetros que se consideran como variables de diseño, y se establecen distintos valores (dentro de rangos de razonabilidad) para que el modelo calcule toda la combinación de alternativas resultantes y determina la de mínimo costo que cumple con las condiciones de calidad establecidas.

Los parámetros de diseño típicos que se evalúan son:

• Módulo de las SED MT/BT

• Cantidad de salidas BT por SED (aéreos y a nivel o subterráneos)

• Topología de la red MT (en anillo, radial con derivaciones)

• Topología de la red BT (en anillo, radial con derivaciones)

• Cantidad de cierres en la red de MT

• Cantidad de derivaciones en la red MT

• Inclusión de reconectadores en la red MT

Para cada alternativa evaluada el modelo efectúa además una optimización del tipo y sección de los conductores a utilizar en cada tramo de las redes MT y BT (salidas, troncales, derivaciones) evaluando todas las posibilidades disponibles (aéreas de


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distintos tipos y subterráneas) que cumplan con las restricciones existentes en esa zona de análisis.

El modelo arroja como resultados la cantidad de instalaciones optimizadas para cada área típica (red BT de SP y AP, SED MT/BT, instalaciones de AP), las pérdidas correspondientes a cada etapa de la red y los índices de calidad de servicio resultantes.

En el Anexo A se describe en detalle el funcionamiento conceptual del modelo de cálculo.

2.5 OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas estuvo directamente vinculado con los criterios adoptados en el diseño de la organización y los recursos correspondientes a la Empresa Modelo.

Además se han considerado como activos propiedad de la empresa las instalaciones y equipos comunicaciones, las herramientas, los equipos e instrumentos requeridos para la ejecución de las tareas de campo y laboratorio y los equipos de radio del personal de campo.

Para el dimensionamiento y la valorización de todos los elementos mencionados se han tomado en cuenta ratios típicos globales que vinculan los distintos item con cost drivers característicos de las empresas distribuidoras como son la cantidad de empleados, la cantidad de clientes, etc.

Los precios unitarios se han adoptado a partir de los característicos de estos bienes en el mercado considerado distintas empresas de distribución latinoamericanas.

Los item considerados en son los siguientes:

1. Vehículos de transporte y carga

2. Equipos de almacén, maestranza, medición y control

3. Equipos e instalaciones de comunicación

4. Equipos y muebles de oficina

2.6 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

Las pérdidas estándar del sistema de distribución de la empresa modelo se obtuvieron a partir del modelo de optimización de las redes, para la topología, módulos de transformación y secciones establecidas como óptimas, agregando adicionalmente el cálculo de las pérdidas en las acometidas y los medidores de los clientes y las pérdidas comerciales eficientes.

Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema de distribución, y las pérdidas de energía a partir de los tiempos equivalentes de pérdidas determinados para cada tipo de instalación.

2.6.1 Pérdidas Potencia y Energía en Transformación AT/MT (indicativo)

Se efectuó el cálculo indicativo de las pérdidas de potencia y energía en la transformación AT/MT estimando los estados de carga correspondientes a cada


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transformador, y modelando los mismos con las características típicas para este tipo de instalaciones.

2.6.2 Pérdidas de Potencia y Energía en la Red MT

En el caso de la red MT el cálculo se efectuó mediante el modelo de optimización a partir de la corriente equivalente en las distintas partes de la red (alimentadores, derivaciones, etc.) correspondientes a la red óptima. Las pérdidas de potencia se calcularon para la máxima demanda, mientras que para las pérdidas de energía se considerará el tiempo equivalente de pérdidas correspondiente a esta etapa de la red.

Para el caso de las redes en zonas de sierras y playas las pérdidas de potencia se obtuvieron del modelo de optimización de secciones Se consideraron las pérdidas en los aisladores de la red, y se tomaron en cuenta una serie de factores que consideran situaciones reales que no se modelan para la optimización, como son: desbalance de cargas, distribución no uniforme de la demanda, etc.

El cálculo se efectuó para la configuración de red óptima correspondiente a cada zona del sector en estudio, y los resultados totales se determinaron agregando los resultados obtenidos para las pérdidas y las demandas de potencia y energía de cada zona.

2.7 ESTÁNDAR DE CALIDAD DE SERVICIO

En el marco del proceso del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1, se determina en este capítulo el análisis de los Estándares de Calidad de Servicio de acuerdo a los lineamientos descriptos en los Términos de Referencia Publicados por la Comisión de Tarifas Eléctricas.

2.7.1 Modelado de la Calidad de Servicio para la Optimización

De acuerdo al tipo de Red establecido en el Modelo de Optimización se determinarán los valores esperados de Calidad de Servicio a partir de:

a) La Topología de MT seleccionada b) El tipo de Red de MT resultante, c) El tipo de equipamiento considerado, d) El Nivel de Respaldo establecido, y e) Las Hipótesis de Falla consideradas

El modelo de optimización, determina los indicadores de Calidad de Servicio establecido en la NTCSE (N y D) en el punto de la Red que resulta con el peor Nivel de Calidad de Servicio y el Nivel de Calidad promedio, de acuerdo con la topología seleccionada.

Para el cálculo de los indicadores se utiliza la metodología denominada “Conjuntos Mínimos de Corte” (CMC), la cual es de amplia aplicación en los estudios y análisis de sistemas eléctricos de distribución.

Un Conjunto de Corte, es un conjunto de componentes cuya falla produce la falla del sistema, mientras que dicho conjunto es Mínimo si se requiere de la falla de todos ellos para que ocasionen la falla del sistema. La metodología permite identificar todos los CMC que conducen a la condición de falla especificada (falta de suministro en alguna demanda del alimentador).

Una vez obtenidos todos los CMC, se calculan los índices de confiabilidad como combinaciones de sumas y productos de tasa y duración de fallas de los componentes


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incluidos en los CMC. Por último, se determinan los índices de confiabilidad del sistema agrupando los resultados anteriores.

Los valores denominados NMAXIMO [Interrupciones/Semestre x Usuarios] y DMAXIMO [Horas/Semestre x Usuarios], corresponden a la frecuencia y tiempo de falla obtenidos para el punto de la red que resulta con la peor Calidad de Servicio.

El control respecto a la calidad de cada alternativa se efectuará comparando los resultados obtenidos para los valores de NMAXIMO y DMAXIMO, contra los límites admitidos por la normativa vigente referidos a un año calendario para los Usuarios de BT.

Asimismo se han determinado los valores medios de los indicadores de calidad (NMEDIO, DMEDIO) para el Alimentador de MT, el cual será utilizado para verificar el Nivel de Calidad de Servicio esperada de los Clientes de MT. De acuerdo a lo establecido en la NTCSE, los límites admisibles resultan sensiblemente menores a los exigidos para los usuarios de BT.

Este considerar criterio resulta ser conservador, dado que un usuario de MT puede conectarse en cualquier punto del alimentador. No obstante se ha considero que tal situación no resulta en la realidad la más probable, para ser tomada en cuenta en el proceso de optimización de la Red.

El aporte de la Red de BT se calcula para cada una de las configuraciones seleccionadas dependiendo del tipo de Transformador de MTBT resultante y se adiciona a los Indicadores NMAXIMO y DMAXIMO calculado.

2.7.2 Determinación de Tasas de Averías Objetivo

Las Hipótesis de Fallas utilizadas en el modelo de optimización, se han determinado a partir de estándares de empresas Latinoamericanas con características de redes similares a las de Edelnor.

Asimismo, se han considero que para el tipo de Red de distribución propuesto en el Informe de Tecnología, las hipótesis de confiabilidad se encuentran adaptados a las características propias que presenta la Zona de Lima Norte. Los altos niveles de Contaminación Salina como de Polución Industrial y Ambiental sumado al bajo nivel de precipitaciones anuales registradas, repercuten en forma negativa en los niveles de confiabilidad esperables para el equipamiento utilizado.

Con respecto a las maniobras para aislar, y detección una falla una vez que la empresa toma conocimiento de suceso, se han considerado los Tiempos de Aislación (Ta) diferenciados entre las zonas de MAD y AD con respecto a las zonas de MD y BD, debido a la ubicación de los centros operativos, las mayores extensiones de redes y las características geográficas.

Con respecto a los Aporte de las Interrupciones de Terceros (Aporte INT Terceros) se ha considerado una discriminación para las zonas de MAD y AD con respecto a las zonas de MD y BD debido a las características del mercado servido.

2.7.3 Mejoras de los Sistemas de Protección

Respecto de los sistemas de protección propuesto se ha tomado especial cuidado de seleccionar aquellos sistemas y configuraciones que presenten un adecuado nivel de respaldo para garantizar el cumplimiento de los Niveles de Calidad establecidos en la Normativa.


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En dichos casos no sólo se ha considerado las exigencias requeridas para aislar una determinada falla, sino también desde el punto de vista de la normalización una vez que el elemento haya sido reparado. Si bien en la normativa existen señales en donde de cumplirse ciertos tiempos mínimos (< 3 minutos) las interrupciones no son computadas para el cálculo de las bonificaciones, en la red hay que establecer el equipamiento adecuado para asegurar esta maniobra si es que nos se han previstos SCADAs con los elevados costos que los mismos implican para los usuarios.

Es por ello que se ha utilizado en las Redes subterráneas seccionadores bajo carga en los extremos del tramo de red, a partir de lo cual es posible garantizar no solo la aislación y posterior reposición de tramo fallado, sino también el proceso de medición del cable para detectar el lugar en donde se encuentra la falla, en los tiempos propuestos.

En las redes Aéreas se han analizado el considerar de acuerdo a las exigencias establecidas, un interruptor/reconectador con bobina de corriente homopolar en la mitad del alimentador y en cada una de las derivaciones del alimentador. De la experiencia se desprende que entre el 60% y 70% de las fallas en redes aéreas se corresponden a fallas monofásicas, a partir de lo cual se hace necesario contar con el equipamiento adecuado que garantice la aislación del tramo fallado. En el resto del alimentador se utilizan seccionadores que aseguren la aislación y maniobra una vez que se repare el elemento fallado.

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3. INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN BT

Muchos de los criterios y las metodologías utilizados para el diseño de las instalaciones de distribución en Baja Tensión de la Empresa Modelo son comunes a los definidos en el capítulo anterior correspondientes al diseño de las instalaciones en Media Tensión, por lo que en el presente capítulo se detallarán aquellos que son particulares para este nivel de tensión.

3.1 CARACTERIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO Y DISEÑO DEL TIPO DE RED

En este punto son válidas todas las consideraciones definidas en el punto 2.1 del capítulo anterior, con excepción de lo indicado en los puntos 3.1.1, que se desarrollan a continuación.

3.1.1 Zonas con características geográficas y ambientales especiales

Para el caso del diseño de la red de BT de la Empresa Modelo, las características geográficas y ambientales que se consideran como restricciones constructivas adicionales son las siguientes.

a. ÁREAS DE PROTECCIÓN DEL PATRIMONIO HISTÓRICO

Dentro de estas zonas, al igual que para el caso de la red de MT, se restringe la construcción de líneas aéreas de Baja Tensión.

b. ÁREAS CON CALLES O VEREDAS DE ANCHO REDUCIDO

De la misma manera que lo detallado en el caso de las redes aéreas de MT, el análisis de las distancias de seguridad es el mismo pero tomando en cuanta la distancia a la línea de la edificación correspondiente al nivel de Baja Tensión, es decir DMS = 1 metro.

En este caso valen las mismas consideraciones que las expresadas en el punto 2.1.4 b anterior referentes a aplicar las distancias de seguridad y de paso a las veredas realmente existentes (tal como se planteó en el Tercer Informe Parcial) o a hacerlo sobre el ancho máximo posible de las veredas, considerando el ancho total de las vías o calles (que es el criterio más restrictivo o conservador).

Tomando en cuenta este valor, el ancho mínimo de las calles para poder instalar redes aéreas de BT resulta a lo descrito en la tabla siguiente:

ANCHO DE LA CALLE RED DE BT

AC ≥ 7,8 m OR AC ≤ 5,1 m AUTOSOPORTADA

5,1 m < AC < 7,8 m SUBTERRÁNEA

En el Reglamento Nacional de Edificaciones se establece la condición más crítica para la fijación de postación para el tendido de la red aérea de baja tensión esta dado por el

3. Instalaciones de Distribución BT

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espacio mínimo libre de obstáculos del mobiliario urbano según se lo describe a continuación:

Vía

DMS

Lim

ite d

e P

ropi

edad

a cbv

Vereda

POSTE DE CONCRETO

Donde:

DMS Distancia Mínima de Seguridad

a Área libre entre el poste y el límite de propiedad

b Ancho del poste

c Distancia entre el lado externo del poste y el borde de la vereda

v Ancho de la vereda

Un detalle de las distancias a considerar se presenta en la tabla siguiente:

TIPO DE POSTE DIMENSIONES (mm)

a b c DMS v

Poste de Concreto 870 (1) 260 150 1.000 1.280

Nota:

(1) Este valor se ha determinado considerando que la DMS se debe garantizar en eje del poste donde se fija el conductor, dado que el poste de concreto no puede trabajar en torción. El valor a considerar resulta de aplicar la siguiente expresión: a=DMS-b/2


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En el análisis realizado se obtienen anchos de veredas mínimos de 1,280 m, sin el empleo de ménsulas, no obstante y con el objeto de garantizar su aplicación, se utilizará valores menores de 1,200 m teniendo en cuenta la utilización de soluciones más conservadoras.

Como resultado de aplicar los criterios descriptos anteriormente las restricciones para el tendido de la red de BT por anchos de las vías resultan los valores indicados en el punto 3.1.1.b.

• Criterios utilizados para determinar Ancho de Calles por restricciones

Dado que la normativa no prevé anchos de veredas menores a 1,2 m no se ha considerado el analizar soluciones a ser aplicados con anchos diferentes

La restricción de 7,8 m resulta de considerar 2 veredas de 1,2 m + 2 calzadas de 2.7 m ( no se consideran estacionamientos o bermas): 1,2 + 2,7 + 2,7 + 1,2 = 7,8

La restricción de 5,1 m resulta de considerar 2 veredas de 1,2 m + 1 calzadas de 2.7 m ( no se consideran estacionamientos o bermas): 1,2 + 2,7 + 1,2 = 5,1

• Aplicación de los criterios establecidos para cada una de las restricciones en el tendido de Red de BT

Al igual que para la evaluación de las restricciones de la Red de MT, se utilizan las vías de Alumbrado Público informadas en la Base de VNR que ya dispone el OSINERGMIN.

Las vías con ancho menores a 5,1 m y los tipos calificados como “PP” se los considera Pasajes Peatonales en donde no se aplican restricciones al tendido de red aérea.

c. ÁREAS CON CALLES DE ANCHO MAYOR A 12 METROS

En el ítem 2.1, Norma Gráfica N2-01 “Distancias de Seguridad de Conexiones Eléctricas en Baja Tensión – Acometida Aérea”, del Anexo de la Norma DGE “Conexiones Eléctricas en Baja Tensión en Zonas de Concesión de Distribución”, aprobada mediante Resolución Ministerial N° 442-2004-MEM/DM el 22 de octubre de 2004, se establece que una acometida aérea sólo podrá cruzar calles cuando éstas tengan un ancho máximo de 12 metros medidos entre los límites de propiedad de los predios, por lo cual para calles de más de 12 metros de ancho se deberán instalar redes de servicio particular a ambos frentes de las mismas.


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Las restricciones correspondientes se han considerado para un determinado porcentaje de las vías en estas condiciones, de manera que la longitud total de las redes de BT no supere el valor de la empresa real.

3.1.2 Información de densidad de carga y de demanda requerida para el diseño de la red ideal

Para el diseño de la red de BT se adopta la misma metodología detallada en el caso de la red MT, pero tomando en cuenta sólo la demanda de correspondiente a ese nivel de tensión, es decir:

• Demanda de usuarios sobre la red general de BT

• Demandas de usuarios conectados a salidas exclusivas de las SED (usuarios con demandas iguales o superiores a 30 kW e inferiores a 50 kW)


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• Demanda de usuarios con SED exclusivos (usuarios con demandas superiores a 50 kW)

3.1.3 Definición del Tipo de Red en Áreas de la Empresa Modelo

Tomando en cuenta las características del área de servicio correspondiente a la Empresa Modelo (áreas urbanas con un importante tráfico peatonal y automotriz, además de abundantes zonas comerciales del centro de Lima), los límites de densidad de carga definidos para la distribuidora, y los antecedentes de estudios previos del VAD y del VNR correspondientes al Sector Típico 1, consideraremos en el estudio que solamente en las zonas Urbanas de Muy Alta Densidad se utilizarán redes subterráneas de BT, mientras que en el resto de las zonas se considerarán redes aéreas.

Sin embargo, en el caso de las redes de Baja Tensión, si se consideran las restricciones constructivas descritas, se utilizarán redes subterráneas de BT en las zonas Históricas o Monumentales, y en las zonas donde las vías tengan veredas con un ancho reducido de acuerdo a lo descrito en el punto 3.1.1b

Por otra parte, en un determinado porcentaje de las zonas con ancho total de calles superior a 12 metros, se utilizará el tendido de la red aérea de BT por ambas veredas.

3.2 DEFINICIÓN DE LA TECNOLOGÍA ADAPTADA

El análisis de las tecnologías correspondientes a las instalaciones de BT de la Empresa Modelo se ha efectuado considerando los mismos criterios y metodología que los definidos para el caso de la red MT.

Las tecnologías analizadas son las que se indican a continuación.

3.2.1 Redes Subterráneas de BT

Para los cables subterráneos de BT se evaluaron formaciones unipolares y tripolares en aislación seca. Con relación al material del conductor se consideró la utilización de cobre o aluminio. Los costos de los distintos conductores y formaciones que fueron utilizados para la evaluación corresponden a los determinados para el presente estudio.

Para la determinación de los costos de inversión anualizados se consideró una vida útil de 30 años y la tasa de actualización fijada por la formativa vigente. Se calcularon los costos de explotación para cada tipo de cable a partir de una tasa de fallas típica para el tipo de cable analizado, los costos y tiempo de reparación y el costo de la energía no suministrada. También se consideró en la evaluación del cable optimizado el costo de las pérdidas correspondientes a cada tipo y sección de cable para distintos rangos de corriente, en función de su resistencia, el costo de la energía y la potencia y el tiempo equivalente de pérdidas para la red de BT.

3.2.2 Redes aéreas de BT

La comparación de alternativas se realizó en función de las distintas tecnologías disponibles para este tipo de instalación, tomando en cuenta no sólo los costos de inversión involucrados sino también los correspondientes a la operación y mantenimiento de las redes y a los costos de las pérdidas de energía y potencia asociados. En este caso cobran gran importancia los costos derivados de las tareas de operación y


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mantenimiento, como así también la reducción de la vida útil de ciertos conductores por efecto de la corrosión salina.

Se ha evaluado la utilización de cables de cobre o aluminio en conformaciones del tipo convencionales (con conductor desnudo o protegido) y autoportante (o preensamblada).

Un elemento adicional que se ha considerado son las condiciones socioeconómicas prevalecientes en el área de concesión de la empresa modelo las que, al igual que en la mayoría de los países de Latinoamérica, afectan directamente a la determinación de los costos de explotación, por efectos del el hurto de energía mediante conexiones clandestinas en las redes de BT, o directamente el hurto de las instalaciones (especialmente de los cables de cobre por su mayor valor de reventa).

Considerando todos los conceptos comentados anteriormente se determinaron y analizaron los costos anualizados de inversión, los que se agregaron a los costos de las pérdidas de energía y potencia determinadas para distintos rangos de corriente.

3.2.3 Subestaciones de Distribución

Respecto a las Subestaciones de Distribución (SED) se consideraron para el análisis de la elección de la alternativa óptima desde el punto de vista tecnológico y económico, todas las opciones tecnológicas habitualmente utilizadas por empresas distribuidoras, consideradas configuraciones típicas para las Subestaciones de Distribución (SED).

Estas opciones son:

• SED aéreas sobre plataformas monoposte y biposte

• SED compactas en bóveda o sobre pedestal (pad mounted)

• SED convencionales subterráneas y a nivel

La selección del diseño tecnológico más adecuado dependerá de las características del área a servir y de la disponibilidad de espacio en los diferentes casos. Se seleccionaron para el estudio los módulos normalizados de transformación utilizados por la distribuidora.

Todos los tipos de SED definidos, y todas las capacidades normalizadas establecidas, se toman en cuenta en el modelo de optimización que eligirá la alternativa más económica que respete las restricciones constructivas vigentes en cada zona que cumpla con las condiciones de calidad establecidas.

3.2.4 Alumbrado Público

En el análisis de la red de alumbrado público se consideró la utilización de circuitos trifásicos exclusivos debido a la obligación establecida en la normativa de medir los consumos de alumbrado público, y de manera de poder lograr una carga equilibrada sobre la red equilibrada y el transformador MT/BT.

Al igual que en el caso de las redes NT y BT varios componentes de la red de alumbrado público fueron evaluados en forma desagregada por la importancia que tienen en el diseño tecnológico resultante de la totalidad de la red. Las partes citadas se indican a continuación


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Se seleccionó la tecnología más apropiada dependiendo de las zonas y del eventual aprovechamiento de la postación de la red de BT para montar pastorales y las luminarias de alumbrado público.

Se definió el tipo de poste a ser utilizado considerando las alternativas de concreto, madera o columnas metálicas, incluyéndose en la comparación diferentes alturas para el poste seleccionado.

b. TIPO DE CONDUCTOR DE LA RED DE AP

Se determinó la conveniencia de utilizar conductores de AP trifásicas (3 conductores) en la red subterránea y en los troncales de la rea aérea y conductores monobásicos (2 conductores) para las derivaciones laterales de la red aérea. En todos los casos se ha considerado que la red de AP comparte la zanja (para redes subterráneas) o los postes (en el caso de redes aéreas) con la red del servicio particular, donde existen ambas redes.

Cabe aclarar que la tecnología aplicada para el conductor evaluado como óptima es la misma para la red de BT y la de AP.

c. PASTORALES

Se evaluó la utilización del pastoral eligiéndose el mismo entre los diseños tecnológicos más frecuentes como son los metálicos y los de concreto. Se tuvo en cuenta la necesidad de regular en altura los pastorales para poder lograr un mejor nivel de calidad.

d. TIPO DE LÁMPARA

Este es uno de los componentes fundamentales en el alumbrado público para mejorar la calidad de servicio a un menor costo. Se consideraron varios tipos de potencias nominales para las lámparas ya sean en las de vapor de sodio o vapor de mercurio siendo ambas las más utilizadas en los diseños normalizados en este tipo de instalación.

Para la evaluación se adoptó una alternativa de distribución de luminarias por cuadra típica y se efectuó el análisis para definir el tipo de lámpara y su potencia nominal para obtener una lámpara que permita tener un nivel de iluminación adecuado.

El estudio se realizó considerando los valores de los siguientes items:

• Instalación inicial

• Consumo de energía

• Vida útil de la lámpara

• Vida útil del resto de la luminaria.

Con los valores que resultaron de la comparación de esos datos se calcularon los costos totales anuales (inversión más explotación), de la comparación de los cuales surgió la alternativa más conveniente.


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3.3 COSTOS UNITARIOS DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS PARA LA VALORIZACIÓN DEL VALOR NUEVO DE REEMPLAZO

Las consideraciones correspondientes a la determinación de los costos unitarios de las instalaciones de Baja Tensión son exactamente las mismas que las definidas en el capítulo anterior para las redes de Media Tensión por lo que remitimos a las mismas.

3.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICO ECONÓMICA DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

La optimización técnico económica de las instalaciones de BT se efectuó con el modelo de diseño de redes descrito en el Anexo A, para todas las zonas en que se dividió el área de concesión de la Empresa Modelo.

Los criterios aplicados y el funcionamiento del modelo es el mismo descrito en el capítulo anterior correspondiente a la red de Media Tensión.

3.5 OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE ALUMBRADO PÚBLICO

La optimización de las instalaciones de Alumbrado Público, es decir la determinación de la cantidad, la potencia y la disposición de las luminarias de mínimo costo que permiten satisfacer los requisitos de la norma de alumbrado vigente, se ha efectuado para todos los perfiles de vías informados por Edelnor y para tres parques típicos, que se han determinado por tamaño.

En el Anexo D se presenta la metodología de detalle empleada para el diseño de las instalaciones de Alumbrado Público.

3.6 OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES NO ELÉCTRICAS

El dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas estuvo directamente vinculado con los criterios adoptados en el diseño de la organización y los recursos correspondientes a la Empresa Modelo.

Esta empresa se ha considerado con terrenos, edificios (con sus correspondientes instalaciones y mobiliario) propios y con un parque reducido de vehículos propios para mantener un nivel mínimo de reserva en caso de inconvenientes con los equipos de los contratistas, y para su utilización por el reducido número de personal propio afectado al servicio.

Con respecto a los equipos y sistemas informáticos y de comunicación de datos se han tomado en cuanta las observaciones del OSINERGMIN y de Edelnor al Segundo Informe parcial en el sentido que indican las últimas tendencias en empresas de servicios públicos de la región de tercerizar en forma completa los servicios informáticos, incluyendo el “leasing” de equipos y sistemas y el mantenimiento y actualización de los mismos. Estas tendencias se sustentan en la rapidez de la renovación tecnológica existente para este tipo de equipos y sistemas y los consiguientes requerimientos de recursos y tiempo necesarios para su instalación y capacitación en su uso.

Además se han considerado como activos propiedad de la empresa las herramientas, equipos e instrumentos requeridos para la ejecución de las tareas de campo y laboratorio, y los equipos de radio del personal de campo.

Para el dimensionamiento y la valorización de todos los elementos mencionados se han tomado en cuenta ratios típicos globales que vinculan los distintos item con cost drivers


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característicos de las empresas distribuidoras como son la cantidad de empleados, la cantidad de clientes, etc.

Los precios unitarios se han adoptado a partir de los característicos de estos bienes en el mercado considerado distintas empresas de distribución latinoamericanas.

En resumen las instalaciones no eléctricas consideradas para la Empresa Modelo son los siguientes:

• Vehículos de transporte y carga

• Equipos de almacén, maestranza, medición y control

• Equipos e instalaciones de comunicación

• Equipos y muebles de oficina

A continuación se detallan los criterios de dimensionamiento y valorización de los distintos componentes del VNR no eléctrico de la empresa modelo.

3.6.1 Vehículos de transporte y de carga

El requerimiento de vehículos de transporte y de carga propios de la empresa modelo se estimó considerando ratios típicos en empresas distribuidoras de Latinoamérica, según la tabla que se muestra a continuación:

Vehículos de transporte y carga

empleado / automóvil 20

clientes / camion 80.000

clientes / camioneta 50.000

clientes / moto 150.000

Para el caso de los automóviles se consideran solamente los empleados técnicos y comerciales.

Sin embargo como el nivel de tercerización de actividades tanto técnicas como comerciales considerado para la Empresa Modelo es considerablemente elevado, se han adoptado como propiedad de la empresa solamente el 25% de los vehículos resultantes de los ratios indicados.

Tomando en cuenta la observación efectuada por el OSINERGMIN al Tercer Informe Parcial, se han adecuado los precios de adquisición de los vehículos para que sean coincidentes con los utilizados en la determinación de los costos de OyM. De esta manera los precios adoptados para estos bienes son los siguientes, :

• Automóvil: 39 000 US$

• Camión: 50 000 US$

• Camioneta: 30 000 US$

• Motocicleta: 4 000 US$


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3.6.2 Equipos de almacén, maestranza, medición y control

Estos elementos comprenden todas las herramientas requeridas para la operación y mantenimiento de las instalaciones, como diversos los equipos de inspección, medición y control que se requieren para efectuar correctamente las actividades técnicas y comerciales.

Los ratios utilizados se refieren a la cantidad de empleados de distribución (actividades técnicas) y son los siguientes:

Equipos de almacén, maestranza,medición y control

Equipos / empl.Distr. 12

Herramientas / empl.Distr. 6

Los costos unitarios promedio representativos de estos elementos son los siguientes:

• Equipos de laboratorio medición y control: 1000 US$/equipo

• Herramientas: 600 US$/herramienta

3.6.3 Equipos e instalaciones de comunicación

En este rubro se integran todos los equipos e instalaciones para las comunicaciones de la empresa, tanto fijas como móviles, y ya sea de voz o de datos.

Este ítem es de fundamental importancia para una empresa de servicios públicos masivos, como una distribuidora de electricidad, que debe operar cubriendo un área de concesión con actividades técnicas y comerciales en forma continua.

En este caso, dada la variedad de elementos que intervienen se han determinado, a partir de la experiencia recogida en estudios similares, ratios por empleado para los equipos móviles (radios) y fijos (teléfono, fax, MODEM) y un ratio global expresado en monto por cliente para las instalaciones de enlaces, equipos fijos y estructuras (antenas, etc.), según se muestra a continuación:

Equipos de comunicación

US$ instalac. / cliente 5

equipo móvil / empl. Dist. 1

equipo fijo / empleado 1

3.6.4 Equipos y muebles de oficina

Se consideran todas las instalaciones, mobiliarios y útiles que son requeridos para el funcionamiento de las oficinas, aparte de la edificación.

Para este rubro la información comparativa está expresada en un monto de inversión por superficie unitaria tanto para oficinas, como para almacenes o bodegas.

Los valores básicos surgen de la siguiente tabla.

Muebles Equipos y útiles Seguridad Acondicion. Ambiente

US$/m2 US$/m2 US$/m2 US$/m2

100 50 10 20


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Tomando en cuenta los requerimientos de equipamiento para los dos tipos de edificaciones consideradas, resultan los siguientes costos totales por m2 construido:

• Oficinas: 180 US$/m2

• Bodegas o almacenes: 60 US$/m2

3.7 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO

Las pérdidas estándar del sistema de distribución en Baja Tensión se obtienen, al igual que en el caso de la red de MT, a partir del modelo de optimización de las redes, para la topología, módulos de transformación y secciones establecidas como óptimas, agregando adicionalmente el cálculo de las pérdidas en las acometidas y los medidores de los clientes y las pérdidas comerciales eficientes.

Las pérdidas de potencia se calcularán para la hora de punta del sistema de distribución, y las pérdidas de energía a partir de los tiempos equivalentes de pérdidas determinados para cada tipo de instalación.

3.7.1 Pérdidas de Potencia y Energía en las SED MT/BT

En el caso de la transformación MT/BT para la determinación de las pérdidas de potencia el modelo considera los parámetros eléctricos correspondientes al módulo óptimo de transformación y el estado de carga del mismo, definido como un parámetro de diseño. Las pérdidas de energía se calcularon a partir del tiempo equivalente de pérdidas establecido para ese tipo de instalaciones. En este caso se consideraron también factores de ajuste de pérdidas para tomar en cuenta situaciones de la realidad no tomadas en cuenta en el modelo de optimización.

Como en el caso anterior los resultados obtenidos para cada zona del sistema en estudio se agregaron en forma proporcional a la potencia y energía operada en cada zona.

3.7.2 Pérdidas de Potencia y Energía en Red BT

Para la red en BT el modelo calcula las pérdidas de potencia en las distintas etapas a partir de la consideración de corrientes equivalentes, ya que se trata en general de conductores con cargas distribuidas, al igual que en el caso de la red MT. Para las pérdidas de energía, como en los casos anteriores, se tomaron en cuenta el tiempo equivalente de pérdidas típico para la red BT. De la misma manera que en el caso de la red MT, se consideraron factores que consideran situaciones reales que no se modelan para la optimización, como son: desbalance de cargas por fase, desbalance de cargas por salidas y ramales, distribución no uniforme de la demanda, etc.

Al igual que en el caso de la red MT y las subestaciones de distribución, los resultados para el sistema en estudio resultaron a partir de la ponderación de los resultados obtenidos para cada zona.

3.7.3 Pérdidas de Potencia y Energía en Acometidas y Medidores

Las pérdidas en acometidas y medidores se considerarán a partir de las características eléctricas medias de los suministros correspondientes a las distintas opciones tarifarias, la longitud promedio y tipo de conductor para el caso de las acometidas y las pérdidas en las bobinas voltimétrica y amperométrica de los medidores, además de los estados de carga promedio de los mismos a partir de la información obtenida de los balances de


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potencia y energía. Se consideró una proporción de medidores electrónicos en función al parque existente en las empresas del STD1.


En el marco del proceso del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1, se determina en este capítulo el análisis de los Estándares de Calidad de Servicio de acuerdo a los lineamientos descriptos en los Términos de Referencia Publicados por la Comisión de Tarifas Eléctricas.

De acuerdo al tipo de Red establecido en el Modelo de Optimización se determinarán los valores esperados de Calidad de Servicio a partir de:

a) El tipo de Red de BT resultante, b) Las Hipótesis de Falla consideradas

El modelo de optimización, determina los indicadores de Calidad de Servicio correspondiente con la frecuencia y de tiempo fuera de servicio, en el punto de la Red de BT más alejado del Centro del Transformador de MTBT.

Estos Indicadores se adicionarán a los calculados en el punto más alejado de la Red de MT a fin de considerar adecuadamente el impacto en los usuarios conectados en la Red de BT.

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4. BALANCE DE POTENCIA Y ENERGÍA MT Y BT

Para la determinación del Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo se han considerado las ventas de energía y potencia por categoría tarifaria determinadas para el año base de cálculo ( 2008 ), informadas en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Real presentado en el Primer Informe Parcial, con excepción de las ventas por Alumbrado Público las que se han calculado a partir de las instalaciones optimizadas de la empresa modelo.

Adicionalmente a las mencionadas ventas de energía y potencia por categoría tarifaria, de han considerado las pérdidas técnicas estándar calculadas para la Empresa Modelo y las pérdidas comerciales de eficiencia.

A partir de las ventas de potencia y energía en cada opción tarifaria y nivel de tensión y de las pérdidas técnicas estándar de potencia y energía de la empresa modelo se elaboró el balance de potencia correspondiente a la empresa modelo de acuerdo a los siguientes criterios:

• A las ventas en Baja Tensión se les agregaron las pérdidas técnicas y las pérdidas comerciales estándar de potencia determinadas para la red ideal adaptada de la empresa modelo y se obtiene la potencia y energía ingresada a la red de BT

• La potencia y energía ingresada a la red MT de la empresa modelo se calculó sumando a la potencia y energía ingresada en BT, calculada según se ha indicado anteriormente, las ventas de potencia y energía en MT y las pérdidas técnicas de estándar establecidas para la red ideal adaptada en MT

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5. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN MT

La optimización de los Costos de Explotación, técnicos, comerciales y administrativos, de la empresa modelo se efectuó mediante el diseño de una Empresa Modelo Teórica operando en el país con instalaciones, y costos unitarios optimizados, y cumpliendo con las normas técnicas, de calidad de servicio y regulatorias vigentes.

Este diseño se desarrolla mediante un modelo único donde se dimensionan todas las actividades, y la estructura correspondiente, pertenecientes a una empresa distribuidora operando en forma eficiente. Es decir que del modelo se obtienen como resultado los valores optimizados de los Costos de Operación y Mantenimiento Técnico, los Costos de Operación Comercial (o de Gestión Comercial de los Clientes), y los Costos Indirectos (o Gastos de Administración, o de la Estructura de Apoyo).

El modelo se desarrolla a partir de la definición de los procesos en torno a los cuales se desarrolla el negocio de distribución eléctrica. A partir de estos procesos, y cuidando de mantener las cadenas de valor agregado, se estructuran las unidades con las que se conformará la organización ideal.

La organización propuesta se dividió en 10 niveles salariales, que representan adecuadamente las bandas de remuneraciones de una empresa de estas características.

Se partió del principio establecido en los TDR, de que los costos de esta empresa tienen que ser representativos de la realidad del mercado y aceptar como una penalización el hecho que la Empresa Real pueda tener costos de operación más elevados que los de mercado y, contrariamente, como una ventaja competitiva si dichos costos resultaran por debajo del mismo. Por este motivo se utilizaron los resultados de una encuesta de remuneraciones efectuada entre empresas del sector eléctrico en el Perú, para determinar las remuneraciones medias de cada nivel.

La organización de la empresa modelo ha sido diseñada para efectuar las mismas actividades y funciones que la distribuidora, considerando los aspectos comerciales, técnicos y de apoyo como así también toda la infraestructura necesaria (terrenos, edificios, vehículos, equipamiento, etc.), de manera de lograr la validación final de los costos a transferir.

El modelo utilizado genera los costos de personal a partir del organigrama de la organización diseñada para la empresa modelo, los que deben ser complementados con los costos de operación del negocio y mantenimiento de las instalaciones. Para el desarrollo de estos últimos es fundamental el conocimiento de ciertos parámetros básicos que permiten establecer con precisión los niveles de actividad de la distribuidora y por consiguiente los costos relacionados con la misma.

En el Anexo B se presenta una descripción detallada del modelo de Optimización de los Costos de Explotación que se ha utilizado.

La determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento de las instalaciones de la Empresa Modelo, incluyendo subtransmisión y distribución, se ha efectuado siguiendo la metodología y los criterios establecidos en los TDR para el Estudio de Costos del VAD del año 2009.

A continuación se describen las diferentes etapas del cálculo efectuado.

5. Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución MT

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5.1 ANÁLISIS DE LAS ACTIVIDADES BÁSICAS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES

El punto de partida para la determinación de los costos de operación y mantenimiento de la empresa modelo es el análisis de las actividades básicas de operación y mantenimiento requeridas para operar y mantener en un adecuado estado de funcionamiento a los distintos tipos de instalaciones correspondientes a la red optimizada de la empresa modelo.

Las instalaciones tipo que se han adoptado representan la instalación promedio correspondiente a la estructura de redes optimizada para la empresa modelo, ya que si bien existen distintas disposiciones y tipos constructivos, se han estimado requerimientos promedio recursos y actividades básicas.

Las instalaciones consideradas fueron:

• Redes aéreas de MT

• Redes subterráneas de MT

Para cada una de estas instalaciones se han determinado las actividades de operación y de mantenimiento tanto preventivo como correctivo requeridas.

Una vez identificadas las actividades correspondientes a cada tipo de instalación, se han determinado, de acuerdo a la información disponible de estudios de Benchmarking de diferentes países de la región, y considerando las condiciones geográficas y ambientales imperantes en el área de servicio (contaminación ambiental, acciones de terceros, etc.) de la región de Lima, el promedio anual de intervenciones de mantenimiento preventivo y revisiones (para una cantidad estándar de instalaciones que se ha adoptado en 100 km para las redes, 100 unidades para las Subestaciones de Distribución y 1 000 luminarias de Alumbrado Público) asociadas a un correcto estado de conservación de las instalaciones que permita obtener las tasas de fallas óptimas establecidas para los distintos tipos de instalaciones, y a partir de las cuales se han dimensionado las instalaciones de la Empresa Modelo.

Con respecto a las actividades de mantenimiento correctivo y de operación, las mismas se han asociado a la tasa de fallas mencionada (cada falla requiere maniobras y mantenimiento correctivo) y a las otras intervenciones necesarias en las redes para efectuar las actividades de mantenimiento preventivo que así lo requieran, y para la habitual operación de la red.

Cada una de las actividades de operación, mantenimiento preventivo o mantenimiento correctivo definidas tiene asociado un empleo de recursos expresado como un consumo global de materiales de explotación (fungibles y elementos de reposición) y una cantidad determinada de horas-hombre totales requeridas para efectuar la intervención. Estos requerimientos unitarios de materiales y de horas-hombre de cuadrilla (de operación o mantenimiento) requeridas para cada intervención se han determinado a partir de información recopilada en distintas empresas distribuidoras de la región contrastadas con las experiencias propias de las dos distribuidoras que operan en el área de Lima (Edelnor y Luz del Sur).

Tomando en cuenta distintas observaciones a las actividades de operación y mantenimiento consideradas para las instalaciones de MT y BT, se ha efectuado una revisión de las mismas y se han efectuado algunas correcciones puntuales en lo referente a la frecuencia anual y a los requerimientos unitarios de horas-hombre y de materiales.


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Los rendimientos resultantes luego de las correcciones realizadas, para los distintos tipos de actividades técnicas, y rendimientos típicos establecidos para otras actividades en forma directa (rendimientos grisados) se presentan a continuación.

Operación en AT - Subtransmisión / Calidad de ServicioRendimiento personal

Centro de Control - SSEE por operador por turno 15,00 SSEE / oper

Operación de SE 0,25 pers / SSEE

Análisis de Fallas y Planificación de Operación 500 km MT+AT / pers

Mediciones de Calidad de Producto ( Tensión ) 1,50 por HH

Mediciones de Calidad de Producto ( Flicker y Arm.) 0,50 por HH

Mediciones de Calidad de AP 0,70 por HH

Mantenimiento en AT - SubtransmisiónRendimiento personal

Mantenimiento Líneas Aéreas AT 8,69 pers / 100 km

Mantenimiento Cables Subterráneos AT 30,62 pers / 100 km

Mantenimiento en Caliente de Líneas AT 1,24 pers / 100 km

Mantenimiento de SSEE AT/AT 0,97 pers / SSEE

Mantenimiento de SSEE AT/MT - P > 150 MVA 0,00 pers / SSEE

Mantenimiento de SSEE AT/MT - 50 < P ≤ 150 MVA 1,31 pers / SSEE



Mantenimiento de Protecciones 0,20 pers / SSEE

Mantenimiento de Telecontrol 0,10 pers / SSEE

Operación DistribuciónRendimiento personal

Guardia Reclamos ( Atención de averías ) - Zona 1 0,10 pers / 1000 cli





Mantenimiento DistribuciónRendimiento personal

Mantenimiento de CT MT/BT en Cámara (CTC) 0,61 pers / 100 ud

Mantenimiento de CT MT/BT Aéreos (CTA) 0,23 pers / 100 ud

Mantenimiento de CT MT/BT Monoposte (CTM) 0,21 pers / 100 ud

Mantenimiento Líneas Aéreas BT 0,44 pers / 100 km

Mantenimiento Cables Subterráneos BT 0,29 pers / 100 km

Mantenimiento Alumbrado Público 0,11 pers / 1000 lum

Proyectos de ATSupervision proyectos - SSEE > 50 MVA 3.500 pers-día / proySupervision proyectos - SSEE ≤ 50 MVA 1.000 pers-día / proySupervision proyectos - Líneas AT ~ 3 km 500 pers-día / proySupervision proyectos - Ampliación SSEE 300 pers-día / proyInspección de obras - SSEE > 50 MVA 900 pers-día / proyInspección de obras - SSEE ≤ 50 MVA 300 pers-día / proyInspección de obras - Líneas AT ~ 3 km 150 pers-día / proyInspección de obras - Ampliación SSEE 120 pers-día / proy

Proyectos mayores de MTSupervision proyectos - Líneas MT ~ 10 km 120 pers-día / proyInspección de obras - Líneas MT ~ 10 km 15 pers-día / proy

Proyectos menores de MT / BTProyectos menores de MT y BT 0,30 pers-día / proyInspección de obras - Proyectos menores de MT / BT 0,10 pers-día / proy

Proyectos de Nuevas ConexionesProyecto de Conexiones MD y GD 0,70 pers-día / proySupervisión de Conexiones 1 pers-día / proy

Supervisión de Construcción de ProyectosSupervisión de Proyectos MT 15 pers-día / proySupervisión de Proyectos BT 1 pers-día / proy

OtrosActualización del GIS 400.000 cli / persIngeniería de AP 70.000 lum / pers


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A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinaron los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada unidad de operación y mantenimiento definida.

Estos requerimientos se han expresado en US$ por cada unidad de instalación para el caso de los materiales, y en personas-año por unidad de instalación para el caso de los recursos de personal, considerando la cantidad promedio de horas laborable por trabajador de campo en un año (1 590), según se presenta en la tabla resumen:

Unidad Requerimiento de personal [ personas / año - Ud ] Requerimiento

Tipo de Instalación considerada [ Ud ]

OperaciónMantenimiento

PreventivoMantenimiento

con TensiónMantenimiento

CorrectivoTotal OyM

de Materiales[ US$ / año - Ud ]

Red de MT Aérea 100 km 0,88 2,56 1,87 0,46 5,77 55.743

Red de MT Subterránea 100 km 0,17 0,09 0,22 0,48 4.036

5.2 ORGANIZACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones de OyM de las instalaciones se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades técnicas de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de las instalaciones (con el objeto de establecer una estructura organizativa centralizada o descentralizada) y la asignación de tareas a las áreas técnica o comercial para lo que se tuvo en cuenta el criterio de mantener, en lo posible, las cadenas de valor agregado.

El personal de supervisión y control se estableció considerando los rangos de relaciones típicas de “span” de control para los distintos niveles de una organización.

Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (planificación, ingeniería, obras, calidad de servicio, etc.) se han considerado como cost-driver de los requerimientos de personal la cantidad de clientes, el número de proyectos anuales, y otros que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades.

Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas técnicas, siendo una de sus funciones principales la de efectuar la operación y el mantenimiento de las instalaciones.

5.3 NIVEL DE TERCERIZACIÓN O CONTRATACIÓN DE ACTIVIDADES

La definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades técnicas se ha efectuado tomando en cuenta una serie de criterios algunos de los cuales son económicos y otros estratégicos empresarios (analizados para la empresa modelo).

Como primer paso se han identificado las actividades que son factibles de tercerizar, que son en general las mismas que en otras empresas distribuidoras de la región. Las mismas son las actividades de campo y repetitivas que son factibles de definir y cuantificar para su contratación y ejecución.

Se trata de las actividades de Operación y Mantenimiento de los distintos tipos de instalaciones, la resolución de los reclamos técnicos de los clientes y las inspecciones y acciones destinadas a controlar el consumo clandestino de energía.


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Desde un punto de vista puramente económico el costo de los servicios tercerizados es, en la gran mayoría de los casos y los países, bastantes inferior al del personal propio equivalente con la ventaja adicional de una mayor flexibilidad para el ajuste de las dotaciones a cargas de trabajo variables.

Sin embargo, como contrapartida, el nivel de especialización, de capacitación y de experiencia del personal contratado es, también en general, bastante inferior al del personal propio equivalente. Por estos motivos la tendencia a la tercerización es mayor en aquellas actividades que representan un gran volumen pero relativamente baja especialización, o en aquellas actividades en que la pérdida relativa de control sobre las mismas no resulta un riesgo para la empresa.

Por los motivos expuestos se ha considerado el mayor nivel de contratación en actividades como las mediciones de calidad (repetitivas y simples) y valores algo más reducidos (aunque elevados) en otras como la Operación y Mantenimiento de las instalaciones (donde se requiere mantener un nivel de know how interno a la empresa). El menores nivel de tercerización se ha considerado para la Operación de SSEE de Subtransmisión ya que se trata de una tarea especializada y delicada (con un alto impacto en la calidad de servicio del sistema).

Los niveles de tercerización adoptados para la operación y mantenimiento de las instalaciones son los siguientes:

Mantenimiento de SSEE 80%Mantenimiento de Red AT 80%Mantenimiento de Red MT 80%Operación de SSEE 40%Operación de red MT 70%Mantenimiento TCT 70%Proyectos de Transmisión 80%Proyectos de Distribución 80%Medición Calidad Técnica 100%

5.4 CÁLCULO DE LOS COSTOS DE LOS RECURSOS UTILIZADOS

En este cálculo preliminar de los Costos de Explotación de la Empresa Modelo el costo de los recursos se ha considerado según distintas fuentes con el criterio de que representen los correspondientes al mercado en la zona de operación de la empresa. Las fuentes utilizadas fueron las siguientes:

• Servicios contratados: se determinaron a partir del costo teórico de un contratista calculado de forma similar al de los costos unitarios de inversión:

− Costos horarios unitarios de CAPECO − Costos de equipos y herramientas − Costos de movilidad − Costo correspondiente a los gastos generales y beneficio del contratista

• Personal propio: los costos del personal propio se obtuvieron de una encuesta de remuneraciones desarrollada por PWC para el mercado de empresas de energía eléctrica del Perú en diciembre de 2008.

• Materiales de explotación: costos globales de los materiales de explotación (repuestos, materiales menores y fungibles).


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5.4.1 Cálculo de los costos de los servicios contratados

Tal como ya se indicó se consultaron los costos pagados por la distribuidora para la ejecución de distintos servicios y se compararon con el costo teórico de contratistas, considerando:


Cabe aclarar que se han adecuado los costos horarios del personal de CAPECO a los valores utilizados en el cálculo de los costos unitarios de inversión, sin tomar en cuanta el 25% de gastos de administración y margen del contratista ya que son considerados posteriormente en el proceso de cálculo de los costos de OyM, y se han mensualizado considerando un promedio de 175 hs/mes a los efectos del pago de salarios.

En las siguientes tablas se presenta la composición de las cuadrillas consideradas para la determinación del costo teórico de las actividades de O&M, así como los restantes recursos utilizados en el cálculo:

i. Cálculo del costo de personal

Composición de Cuadrillas SSEE y LAT

Prot. y Telec.

LMT CAT y CMT Operación TCTMT TCTAT

Jefe de Cuadrilla / Capataz 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0Linero 1,0 5,5 2,0 1,0 1,0 1,0Ayudante 2,0 1,0 1,5 1,0 1,5 2,0 2,0Peon 4,0 1,0 4,0 4,0Especialista electrónica 2,0Capataz 1,0 0,4 1,0 1,0Dotación TOTAL 9,0 3,4 8,0 5,0 3,5 9,0 9,0

COSTOS DE PERSONAL SalariosJefe de Cuadrilla 844 US$ / mes

Linero 767 US$ / mes

Ayudante 684 US$ / mes

Peon 619 US$ / mes

Especialista electrónica 1.263 US$ / mes

Capataz 844 US$ / mes

COSTO SALARIAL [ US$ / op-año ]

SSEE y LAT Prot. y Telec.


Jefe de Cuadrilla 10.130 0 10.130 10.130 10.130 10.130 10.130Linero 9.210 0 50.654 18.420 9.210 9.210 9.210Ayudante 16.427 8.214 12.320 8.214 12.320 16.427 16.427Peon 29.709 0 0 7.427 0 29.709 29.709Especialista electrónica 0 30.305 0 0 0 0 0Capataz 10.130 3.799 0 0 0 10.130 10.130Promedio de la Cuadrilla 8.401 12.538 9.138 8.838 9.046 8.401 8.401


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ii. Cálculo del costo de vehículos

EMPLEO DE VEHÍCULOS POR OPERARIO DE LA CUADRILLA

SSEE y LAT

Prot. y Telec. LMT CAT y CMT Opera-ción TCTMT TCTAT

Automóvil SedanUtilitario liviano 0,30 0,30Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabina 0,10Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina 0,10 0,10 0,18 0,10Camión 0,03 0,03 0,18Camión Canasta 4x2 0,05Camión Doble Canasta (aislado) 0,10 0,10Camión con GrúaGrúa pesada 0,02Excavadora 0,18

COSTOS DE VEHICULOSGasolina 3,48 US$ / galDiesel (Gas Oil) 3,10 US$ / galCosto anual Matrícula 1,0% valor vehículo nuevoCosto anual Seguro 4,0% valor vehículo nuevoCosto anual Repuestos 2,0% valor vehículo nuevoCosto anual Mantenimiento 3,0% valor vehículo nuevoTasa de amortización 10%Período de amortización 5 años

COSTO ADQUISICION COSTO NEUMATICOS UTILIZACION ANUAL RENDIMIENTO COMBUSTIBLE

RENDIMIENTO NEUMATICOS

Automóvil Sedan 39.000 US$ / unid 200 US$ / unid 20.800 km / año 40 km / gal 25.000 kmUtilitario liviano 13.000 US$ / unid 200 US$ / unid 40.000 km / año 45 km / gal 25.000 kmCamioneta Pick-Up 4x2 simple cabin 14.000 US$ / unid 170 US$ / unid 40.000 km / año 45 km / gal 25.000 km

Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina 30.000 US$ / unid 170 US$ / unid 40.000 km / año 30 km / gal 25.000 kmCamión 50.000 US$ / unid 600 US$ / unid 25.000 km / año 20 km / gal 25.000 kmCamión Canasta 4x2 127.500 US$ / unid 600 US$ / unid 10.400 km / año 20 km / gal 25.000 kmCamión Doble Canasta (aislado) 100.000 US$ / unid 600 US$ / unid 7.800 km / año 20 km / gal 25.000 km

Camión con Grúa 150.000 US$ / unid 600 US$ / unid 20.000 km / año 20 km / gal 25.000 kmGrúa pesada 150.000 US$ / unid 310 US$ / tren 800 h / año 0,3 h / gal 550 hExcavadora 175.000 US$ / unid 310 US$ / tren 500 h / año 0,3 h / gal 550 h

COSTO VEHICULOS - US$ / año

Combusti-ble

Neumá-ticos Repues-tos

TOTAL MATE-

RIALESMatrícula Seguro

Manteni-miento

TOTAL SERVI-CIOS

Amorti-zación

COSTO TOTAL

Automóvil Sedan 1.810 666 780 3.255 390 1.560 1.170 3.120 10.288 16.663Utilitario liviano 3.093 1.280 260 4.633 130 520 390 1.040 3.429 9.103Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabin 2.756 1.088 280 4.124 140 560 420 1.120 3.693 8.937Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina 4.133 1.088 600 5.821 300 1.200 900 2.400 7.914 16.135Camión 3.875 2.400 1.000 7.275 500 2.000 1.500 4.000 13.190 24.465Camión Canasta 4x2 1.612 998 2.550 5.160 1.275 5.100 3.825 10.200 33.634 48.995Camión Doble Canasta (aislado) 1.209 749 2.000 3.958 1.000 4.000 3.000 8.000 26.380 38.338Camión con Grúa 3.100 1.920 3.000 8.020 1.500 6.000 4.500 12.000 39.570 59.590Grúa pesada 8.267 451 3.000 11.718 1.500 6.000 4.500 12.000 39.570 63.287Excavadora 5.167 282 3.500 8.948 1.750 7.000 5.250 14.000 46.165 69.113


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COSTO VEHICULOS [ US$ / op-año ]

SSEE y LAT Prot. y Telec.


Automóvil Sedan 0 0 0 0 0 0 0Utilitario liviano 0 2.731 0 0 2.731 0 0Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabi 0 0 0 0 894 0 0Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabin 1.614 0 1.614 2.824 1.614 0 0Camión 734 0 612 4.281 0 0 0Camión Canasta 4x2 0 0 2.450 0 0 0 0Camión Doble Canasta (aislado) 0 0 0 0 0 3.834 3.834Camión con Grúa 0 0 0 0 0 0 0Grúa pesada 1.356 0 0 0 0 0 0Excavadora 0 0 0 12.095 0 0 0Costo de Vehiculos por Operario 3.704 2.731 4.675 19.200 5.238 3.834 3.834

iii. Cálculo del costo de vestimenta, equipos de trabajo y elementos de seguridad

INDUMENTARIA Cantidad Precio Unit. Duración Costo[ US$ ] [ años ] [ US$ / año ]

Casco 1 17 2 8,3 Pantalón y camisa 1 31 1 31,3 Zapatos de seguridad 1 28 1 28,1 Guantes de cuero 1 6 0,20 28,6

TOTAL 96,3

DURACION DE EQUIPOS DE TRABAJOHerramientas y eq. básicos de trabaj 5,0 añosElementos de protección y señalizac 1,5 años

COSTOS Y AMORTIZACION DE EQUIPOS SSEE y LAT

Prot. y Telec. CAT y CMT LMT y CT TCT

Costo de Herram. y Eq. Básicos [ US$ ] 8.500 15.000 30.000 4.500 15.000Costo de Elementos de Prot. y Señal [ US$ ] 500 100 500 500 1.500Amortización de Herram. y Eq. Básic [ US$ / año ] 1.700 3.000 6.000 900 3.000Amortización de Elementos de Prot. [ US$ / año ] 333 67 333 333 1.000

COSTO EQUIPO TRABAJO[ US$ / op-año ]

SSEE y LAT

Prot. y Telec. LMT CAT y CMT Operación TCTMT TCTAT

Indumentaria 96 96 96 96 96 96 96

Herramientas y eq. básicos de trabajo 189 504 113 1.200 43 333 333

Elementos de protección y señalización 37 99 42 67 29 111 111

Costo de Equipos y Herr. por Operario 322 699 250 1.363 168 541 541

iv. Costo final de servicios de Operación y Mantenimiento contratados

Para la determinación del costo final de los servicios contratados se incorpora a los costos salariales, de vehículos y del equipo de trabajo, los gastos administrativos y el margen de ganancia de la empresa contratista que se asume en un 30% de los mencionados costos directos. El costo final o precio de contratación se presenta en la siguiente tabla.


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PRECIO CONTRATISTA [ US$ / op-año ]

SSEE y LAT

Prot. y Telec. LMT CAT y CMT Operación TCTMT TCTAT

Costo Salarial 8.401 12.538 9.138 8.838 9.046 8.401 8.401Costo de Vehículos 3.704 2.731 4.675 19.200 5.238 3.834 3.834Costo Equipo y Herramientas de trabajo 322 699 250 1.363 168 541 541Gastos Administ.y Ganancia Contratista 3.107 3.992 3.516 7.350 3.613 3.194 3.194

Precio de Venta Contratista 15.533 19.960 17.579 36.751 18.064 15.969 15.969

v. Costo Final de servicios sin vehículos ni equipos (personal de oficinas)

COSTOS DE PERSONAL SalariosTécnico / proyectista 849 US$ / mes

Ingeniero proyectista 1.300 US$ / mes

Empleado de oficina 684 US$ / mes

Cajero 500 US$ / mes

Vigilador (seguridad) 619 US$ / mes

PRECIO CONTRATISTA [ US$ / emp-año ]

Técnico / proyectista

Ingeniero proyectista

Empleado de oficina

Cajero Vigilador (seguridad)

Costo Salarial 10.188 15.600 8.214 6.000 7.427Gastos Administ.y Ganancia Contratista 2.547 3.900 2.053 1.500 1.857

Precio de Venta Contratista 12.735 19.500 10.267 7.500 9.284

A partir de los rendimientos establecidos para las distintas actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones, y tomando en cuenta los niveles de tercerización establecidos para cada una de las actividades, y los costos de mercado para los distintos servicios establecidos de acuerdo a la metodología descrita, se han determinado los costos totales anuales de servicios por actividad de distribución.

5.4.2 Costos de personal propio

Como se indicó anteriormente, para este cálculo ajustado de los Costos de Explotación, se consideraron como costos de personal representativos del mercado los costos obtenidos de una encuesta de remuneraciones desarrollada por PWC para el mercado de empresas de energía eléctrica del Perú en diciembre de 2008.

Teniendo en cuenta que Edelnor y Luz del Sur son las empresas de mayor tamaño en lo referente a su dotación de personal de la muestra de empresas encuestadas, se ha seleccionado el valor de salarios correspondiente al quartil superior (25% superior) de los resultados de la encuesta.

Los resultados de la encuesta se agruparon en los 10 niveles determinados para el modelado, obteniéndose de esa manera los costos anuales expresados en miles de US$ por año.

El agrupamiento efectuado en el Segundo y Tercer Informes parciales ha sido revisado en lo que respecta a las categorías 9 (Capataz / Caporal) y 10 (Técnico / Operario) ya que en los informes anteriores se habían tomado en cuenta operarios no calificados que no pueden ejecutar tareas de operación y mantenimiento de campo.

De esta manera los costos salariales anuales por categoría adoptados son los siguientes.


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ENCUESTAS PWC 25% SUPERIOR

Nivel 1 - Gerente General [ m US$/año ] 212,1Nivel 2 - Gerente [ m US$/año ] 152,1Nivel 3 - Subgerente [ m US$/año ] 114,5Nivel 4 - Jefe de Departamento [ m US$/año ] 64,9Nivel 5 - Jefe de Sección [ m US$/año ] 52,8Nivel 6 - Profesional (Ingeniero/Contador/Analista) [ m US$/año ] 35,5Nivel 7 - Supervisor [ m US$/año ] 34,3Nivel 8 - Empleado [ m US$/año ] 24,1Nivel 9 - Capataz / Caporal [ m US$/año ] 25,4Nivel 10 - Técnico / Operario [ m US$/año ] 18,6

5.4.3 Costos de Materiales

Los costos unitarios de los materiales para cada intervención correspondiente a las distintas actividades de Operación y Mantenimiento surgen de los costos de los elementos, en los casos de reemplazos, o como costos globales de materiales menores y fungibles según la intervención que se trate, considerados como un promedio ponderado de los materiales más comúnmente empleados por el personal de O&M..

Los costos están consignados en cada una de las planillas de actividades presentadas, y están expresados en dólares, según se presenta a continuación.

Operación en AT - Subtransmisión / Calidad de ServicioMateriales de explotación

Centro de Control - SSEE por operador por turnoOperación de SE 12 US$ / SSEE-año

Análisis de Fallas y Planificación de OperaciónMediciones de Calidad de Producto ( Tensión ) 0,00 US$ / med

Mediciones de Calidad de Producto ( Flicker y Arm.) 0,00 US$ / med

Mediciones de Calidad de AP 0,00 US$ / med

Mantenimiento en AT - SubtransmisiónMateriales de explotación

Mantenimiento Líneas Aéreas AT 38.580 US$ / 100 km-año

Mantenimiento Cables Subterráneos AT 36.164 US$ / 100 km-año

Mantenimiento en Caliente de Líneas AT 9.097 US$ / 100 km-año

Mantenimiento de SSEE AT/AT 20.646 US$ / SSEE-año

Mantenimiento de SSEE AT/MT - P > 150 MVA 0 US$ / SSEE-año

Mantenimiento de SSEE AT/MT - 50 < P ≤ 150 MVA 17.384 US$ / SSEE-año



Mantenimiento de Protecciones 400 US$ / SSEE-año

Mantenimiento de Telecontrol 600 US$ / SSEE-año

Mantenimiento DistribuciónMateriales de explotación

Mantenimiento Líneas Aéreas MT 28.461 US$ / 100 km-año

Mantenimiento Cables Subterráneos MT 4.036 US$ / 100 km-año

Mantenimiento en Caliente de Líneas MT 27.282 US$ / 100 km-año


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5.5 COSTO DEL CAPITAL DE TRABAJO

De acuerdo a lo indicado en el Punto 5.2 de los TDR debe calcularse el costo financiero requerido para cubrir el desfase entre la cobranza de la facturación de energía y los pagos por compras de energía y otros gastos operativos en los primeros meses de operación de la empresa distribuidora.

El costo anual del capital de trabajo total calculado para la empresa modelo resulta en un monto de 2 287 miles de US$ anuales.

Este costo se ha asignado a las actividades de distribución, tanto de la Empresa Modelo como de las otras zonales no pertenecientes al STD1, en forma proporcional a sus costos directos. De esta manera resultó asignado para la actividad de Distribución en MT el monto de 685 miles de US$ anuales como Costo del Capital de Trabajo.

Para efectuar este cálculo se utilizó un modelo que simula la operación típica de una empresa distribuidora en el primer año de funcionamiento, considerando que comienza a suministrar energía el 1 de enero.

Se han considerado las siguientes hipótesis para el modelado y la estimación del capital de trabajo diario requerido durante el primer año de operación:

• Se determina el flujo diario de ingresos y egresos desde el 1 enero hasta el 31 diciembre

• El Capital de Trabajo diario es el saldo negativo de caja

• Los intereses diarios se actualizan al 31 de diciembre

A continuación se describen los criterios y datos que se utilizarán en el modelo para determinar el flujo de ingresos y egresos diarios de la distribuidora en el hipotético primer año de operación de la misma.

i. CRITERIOS DE CÁLCULO

Flujo de Ingresos

Los criterios e hipótesis considerados en el modelo son los siguientes:

• Se toman en cuenta los Ingresos totales por facturación de energía calculados para el año 2008 a partir de la información financiera y de la Empresa Modelo, incluyendo el IGV.

• Se considera que se leen los medidores, se factura y se cobra todos los días hábiles del año, el mismo monto cada día (distribución lineal para todos los días hábiles)

• Se determina la cantidad de planes de facturación de manera que los clientes tengan 1 factura por mes

• Se considera que la cobranza de cada plan se efectúa en el mismo plazo promedio de lectura-cobranza cada día hábil del año, suponiendo la cobranza de todo el monto facturado en ese plazo medio

• Durante el primer mes de inicio de las operaciones se modela que el consumo de energía leído, facturado y cobrado en cada plan es creciente comenzando por 1 día, y siguiendo por 2, 3, etc. hasta completar los 30 días al finalizar el primer mes

Flujo de Egresos


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Los criterios e hipótesis consideradas para modelar el flujo de egresos de la distribuidora son los siguientes:

• Al inicio de las operaciones, el 1 de Enero, se consideran los egresos para constitución del stock de materiales de explotación y para el fondo fijo (caja + bancos)

• El monto del stock de materiales se estima como 3 meses del consumo anual. El fondo fijo se estima equivalente a 1 día de facturación.

• Se consideran todos los egresos de la compañía, incluyendo compras de energía, gastos de explotación, pago de tributo e impuestos, anticipo de pago de impuesto a la renta. El IGV se incluye cuando corresponde

• Los egresos mensuales se estiman dividiendo los egresos anuales por 12

• Los egresos se clasifican y agrupan según las fechas típicas de pago, en relación al mes de ejecución del egreso, y se ubican en esas fechas para todos los meses

Tasa de interés

Se ha considerado para calcular el costo del capital de trabajo una tasa anual del 12%, o sea una tasa de interés diario del 0,031%.

Cálculo del Costo del Capital de Trabajo

El capital de trabajo diario se determina como el saldo negativo de caja.

El costo del capital de trabajo se obtiene aplicando el interés diario al capital de trabajo diario, y efectuando el valor presente neto del flujo de intereses, actualizados al final del año de análisis (31 de diciembre).

ii. Datos utilizados

La información sobre monto anual de inversiones, monto anual de compras de energía, monto anual de depreciaciones y amortizaciones, se obtuvieron del Estado de Resultados para el Año 2008 presentado como información financiera por Edelnor (archivo “EERR_2008-2007.xls”). Los costos de explotación surgen de los resultados de la empresa modelo, mientras que los ingresos por facturación y las utilidades se han calculado a partir de los costos reconocidos la anualidad del VNR y las depreciaciones del año base.

El monto total de inversiones considerado es de 186,7 millones de soles.

Los valores adoptados se presentan en la siguiente tabla.


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EDELNOR 21/7/09

Compras de Energía US$ / año 253.400.365Total Costos OyM a VAD - Salarios US$ / año 11.414.886Total Costos OyM a VAD - Cargas sociales y CTS US$ / año 1.268.321Total Costos OyM a VAD - Materiales US$ / año 8.888.962Total Costos OyM a VAD - Servicios US$ / año 25.795.295Total Costos OyM a VAD - Otros Gastos US$ / año 0Total Costos OyM a VAD - Tributos e Impuestos US$ / año 4.889.143Materiales - Explotación + Inversiones US$ / año 34.438.055Servicios - Explotación + Inversiones US$ / año 55.229.973Anualidad del VNR US$ / año 109.614.573Facturación US$ / año 415.271.544Depreciaciones y Amortizaciones US$ / año 39.990.697Utilidades US$ / año 52.217.908

A partir de esta información se determinaron los siguientes montos considerando el IGV correspondiente.

DATOSTasa de Interés 12,00% anual

0,031% diariaTasa promedio del IGV en las compras de energía 19,0%Tasa promedio del IGV en los pagos de servicios y materiales 19,0%Tasa promedio del IGV en la venta de energía 19,0%Facturación monto anual 425.108.058 US$Compras de Energía monto anual 253.400.365 US$

Costo de Personal ( Salarios ) monto anual 12.934.856 US$Cargas Sociales y CTS monto anual 1.437.206 US$

Monto de Materiales ( Explotación + Inversiones ) monto anual 35.668.535 US$Monto de Servicios ( Explotación + Inversiones ) monto anual 61.487.567 US$

Otros Gastos monto anual 0 US$Tributos e Impuestos ( excepto IGV ) monto anual 4.318.247 US$

Pago a Cuenta Impuesto a las rentas ( 6% Ingresos ) monto anual 30.352.715 US$

Facturación total sin IGV monto anual 425.108.058 US$IGV ventas monto anual 80.770.531 US$Facturación total con IGV monto anual 505.878.589 US$

Compras de energía sin IGV monto anual 253.400.365 US$Materiales sin IGV monto anual 35.668.535 US$Servicios sin IGV monto anual 61.487.567 US$Otros Gastos sin IGV 0IGV compras monto anual 66.605.729 US$

Pago neto del IGV monto anual 14.164.802 US$

Los datos utilizados para el cálculo de los ingresos son los siguientes.

CALCULO DE INGRESOSPlazo Medio de Cobro período lectura-cobro 30 díasMonto total anual facturado con IGV 505.878.589 US$

Finalmente en lo que respecta a los montos de los egresos modelados, y sus correspondientes fechas de erogación los valores considerados se presentan a continuación.


5-14

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EGRESOS Anuales [ US$ / año ]

Mensuales [ US$ / mes ]

COMPRAS DE ENERGIADía 24 del mes n+1 Compras de Energía 301.546.434 25.128.870COSTOS DE PERSONAL25 de cada mes n P - Salarios 12.934.856 1.077.90515 días del mes n+1 PIS - CS, CTS 1.437.206 119.767DIVIDENDOSPago trimestral: Mayo-Agosto-Noviembre-Abril DIV 0 0CARGOS E IMPUESTOS15 días del mes siguiente n+1 C/I - IGV 14.164.802 1.180.40015 días del mes siguiente n+1 C/I - Anticipo Rentas 30.352.715 2.529.39315 días del mes siguiente n+1 OT - Otros gastos y tributos 4.318.247 359.854MATERIALES Y SERVICIOS13 días del mes n+2 M/S - Materiales y Servicios Exp/Inv 115.615.762 9.634.647SOCK Y FONDO FIJO - 1er día del añoStock de Materiales - 3 meses del consumo anual Stock de Materiales 18.292.551Fondo Fijo (caja+bancos) - 1 día de facturación Fondo Fijo 2.007.455

iii. Evolución del Capital de Trabajo

En el gráfico que sigue se presenta la evolución anual del flujo de ingresos y egresos y del capital de trabajo modelados de acuerdo a los criterios y los datos adoptados.

-30.000

-25.000

-20.000

-15.000

-10.000

-5.000

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

2008

-01-

01

2008

-01-

31

2008

-03-

02

2008

-04-

01

2008

-05-

01

2008

-05-

31

2008

-06-

30

2008

-07-

30

2008

-08-

29

2008

-09-

28

2008

-10-

28

2008

-11-

27

2008

-12-

27

mile

s U

S$

Ingresos Egresos Capital de Trabajo

5.6 APORTE A ORGANISMOS REGULADORES

El costo anual de los aportes a los organismos reguladores y de despacho (COES) se determinó en función de los valores aportados por la empresa distribuidora por un total de 5 127 miles de US$ anuales, con la apertura que se indica a continuación:

• Aporte al OSINERGMIN: 2 800 miles de US$ / año


5-15

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• Aporte a la DGE: 1 508 miles de US$ / año

• Aporte al COES: 819 miles de US$ / año

Estos valores se han asignado a las actividades de OyM (incluyendo las otras zonales no pertenecientes al STD1), al igual que el costo del capital de trabajo, proporcionalmente a los costos directos de estas actividades.

El monto total que resultó asignado a la actividad de Distribución en MT es de 1.554 miles de US$ anuales.

6-1

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6. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE DISTRIBUCIÓN BT

La determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento correspondientes a las instalaciones de Baja Tensión de la distribuidora se efectuó de la misma manera que la detallada en el capítulo anterior para las instalaciones de MT, pero partiendo del análisis detallado de las actividades de OyM correspondiente a las instalaciones de BT, es decir:

• Subestaciones de Distribución aéreas

• Subestaciones de Distribución convencionales y compactas

• Redes aéreas de BT

• Redes subterráneas de BT

• Instalaciones de Alumbrado Público

Los criterios y metodologías utilizados para el diseño y dimensionamiento de la organización, la determinación del nivel de tercerización de las actividades y la definición de los costos de los recursos humanos y materiales requeridos son exactamente los detallados en el capítulo anterior para el caso de las instalaciones de MT.

6.1 ANÁLISIS DE LAS ACTIVIDADES BÁSICAS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE LAS INSTALACIONES

El análisis de las actividades correspondientes a las instalaciones de BT, se ha efectuado con idénticos criterios que para las instalaciones de MT, a partir de los requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinaron los requerimientos anuales de recursos humanos y materiales para cada unidad de operación y mantenimiento definida.

Estos requerimientos se han expresado en US$ por cada unidad de instalación para el caso de los materiales, y en personas-año por unidad de instalación para el caso de los recursos de personal, considerando la cantidad promedio de horas laborable por trabajador en un año, según se presenta en la tabla resumen:

Unidad Requerimiento de personal [ personas / año - Ud ] Requerimiento

Tipo de Instalación considerada [ Ud ]

OperaciónMantenimiento

PreventivoMantenimiento

con TensiónMantenimiento

CorrectivoTotal OyM

de Materiales[ US$ / año - Ud ]

Subestaciones de Distribución Convencionales 100 SED 0,10 0,53 0,08 0,71 21.584

Subestaciones de Distribución Aéreas Biposte 100 SED 0,11 0,22 0,02 0,34 1.625

Subestaciones de Distribución Aéreas Monoposte 100 SED 0,08 0,19 0,02 0,29 1.087

Red de BT Aérea 100 km 0,19 0,25 0,44 7.860

Red de BT Subterránea 100 km 0,29 0,29 4.003

Instalaciones Alumbrado Público 1000 luminarias 0,09 0,02 0,11 7.921

Los rendimientos resultantes del análisis de las mencionadas actividades básicas, para los distintos tipos de actividades técnicas, y rendimientos típicos establecidos para otras actividades en forma directa (rendimientos grisados) se presentan a continuación.

6. Costos de Operación y Mantenimiento de Distribución BT

6-2

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Centro de Control MT - km MT por operador por turno 500 km MT / oper

Operación Redes MT Aereas 0,88 pers / 100 km

Operación Redes MT Subt 0,17 pers / 100 km

Opreacion CT convencionales 0,10 pers / 100 ud

Opreacion CT aéreos 0,11 pers / 100 ud

Operación Redes BT Aereas 0,00 pers / 100 km

Operación Redes BT Subt 0,00 pers / 100 km

Mantenimiento DistribuciónRendimiento personal

Mantenimiento de CT MT/BT en Cámara (CTC) 0,61 pers / 100 ud

Mantenimiento de CT MT/BT Aéreos (CTA) 0,23 pers / 100 ud

Mantenimiento de CT MT/BT Monoposte (CTM) 0,21 pers / 100 ud

Mantenimiento Líneas Aéreas BT 0,44 pers / 100 km

Mantenimiento Cables Subterráneos BT 0,29 pers / 100 km

Mantenimiento Alumbrado Público 0,11 pers / 1000 lum

Para el caso de la atención de reclamos en BT se han considerado para el dimensionamiento de las dotaciones correspondientes a cada sector de atención, ratios que toman en cuenta la economía de escala que se producen con la cantidad de clientes atendidos.







6.2 ORGANIZACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones de OyM de las instalaciones se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades técnicas de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de las instalaciones (con el objeto de establecer una estructura organizativa centralizada o descentralizada) y la asignación de tareas a las áreas técnica o comercial para lo que se tuvo en cuenta el criterio de mantener, en lo posible, las cadenas de valor agregado.


Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (planificación, ingeniería, obras, calidad de servicio, etc.) se han considerado como cost-driver de los requerimientos de personal la cantidad de clientes, el número de proyectos anuales, y otros que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades.

Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas técnicas, siendo una de sus funciones principales la de efectuar la operación y el mantenimiento de las instalaciones.


6-3

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6.3 NIVEL DE TERCERIZACIÓN O CONTRATACIÓN DE ACTIVIDADES

La definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades técnicas se ha efectuado tomando en cuenta una serie de criterios algunos de los cuales son económicos y otros estratégicos empresarios (analizados para la empresa modelo).

Como primer paso se han identificado las actividades que son factibles de tercerizar, que son en general las mismas que en otras empresas distribuidoras de la región. Las mismas son las actividades de campo y repetitivas que son factibles de definir y cuantificar para su contratación y ejecución.

Se trata de las actividades de Operación y Mantenimiento de los distintos tipos de instalaciones, la resolución de los reclamos técnicos de los clientes y las inspecciones y acciones destinadas a controlar el consumo clandestino de energía.

Desde un punto de vista puramente económico el costo de los servicios tercerizados es, en la gran mayoría de los casos y los países, bastantes inferior al del personal propio equivalente con la ventaja adicional de una mayor flexibilidad para el ajuste de las dotaciones a cargas de trabajo variables.

Sin embargo, como contrapartida, el nivel de especialización, de capacitación y de experiencia del personal contratado es, también en general, bastante inferior al del personal propio equivalente. Por estos motivos la tendencia a la tercerización es mayor en aquellas actividades que representan un gran volumen pero relativamente baja especialización, o en aquellas actividades en que la pérdida relativa de control sobre las mismas no resulta un riesgo para la empresa.

Por los motivos expuestos se ha considerado el mayor nivel de contratación en actividades de mantenimiento ya que para las instalaciones de BT no se requiere una especialización demasiado elevada, y valores más reducidos de tercerización para la operación (atención de reclamos en BT) ya que por ser una actividad de contacto con los clientes es deseable que la empresa mantenga un nivel de control superior sobre las mismas.

Los niveles de tercerización adoptados para la operación y mantenimiento de las instalaciones de BT son los siguientes:

Mantenimiento de SED 90%Mantenimiento de Red BT 95%Mantenimiento de AP 95%Guardia de Reclamos 75%

6.4 CÁLCULO DE LOS COSTOS DE LOS RECURSOS UTILIZADOS

En este cálculo preliminar de los Costos de Explotación de la Empresa Modelo el costo de los recursos se ha considerado según distintas fuentes con el criterio de que representen los correspondientes al mercado en la zona de operación de la empresa. Las fuentes utilizadas fueron las siguientes:

• Servicios contratados: se determinaron a partir del costo teórico de un contratista calculado de forma similar al de los costos unitarios de inversión:

− Costos horarios unitarios de CAPECO − Costos de equipos y herramientas


6-4

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− Costos de movilidad − Costo correspondiente a los gastos generales y beneficio del contratista

• Personal propio: los costos del personal propio se obtuvieron de una encuesta de remuneraciones desarrollada por PWC para el mercado de empresas de energía eléctrica del Perú en diciembre de 2008.

• Materiales de explotación: costos globales de los materiales de explotación (repuestos, materiales menores y fungibles).

6.4.1 Cálculo de los costos de los servicios contratados




i. Cálculo del costo de personal

Composición de Cuadrillas SED LBT y CBT Operación AP

Jefe de Cuadrilla / Capataz 1,0 1,0 1,0 1,0Linero 2,0 2,5 1,0 2,0Ayudante 2,5 2,5 1,5 1,5Peon 3,0 2,0Especialista electrónicaCapatazDotación TOTAL 5,5 9,0 3,5 6,5




Peon 619 US$ / mes




CT LBT y CBT Operación AP

Jefe de Cuadrilla 10.130 10.130 10.130 10.130Linero 18.420 23.024 9.210 18.420Ayudante 20.534 20.534 12.320 12.320Peon 0 22.282 0 14.855Especialista electrónica 0 0 0 0Capataz 0 0 0 0Promedio de la Cuadrilla 8.924 8.441 9.046 8.573


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ii. Cálculo del costo de vehículos

EMPLEO DE VEHÍCULOS POR OPERARIO DE LA CUADRILLA

CT LBT y CBT Opera-ción AP

Automóvil SedanUtilitario liviano 0,09 0,30Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabina 0,10Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina 0,16 0,10Camión 0,03 0,02 0,02Camión Canasta 4x2 0,05 0,14Camión Doble Canasta (aislado)Camión con GrúaGrúa pesadaExcavadora








Combusti-ble


TOTAL MATE-


Manteni-miento

TOTAL SERVI-CIOS

Amorti-zación

COSTO TOTAL



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Automóvil Sedan 0 0 0 0Utilitario liviano 0 796 2.731 0Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabin 0 0 894 0Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabina 2.510 0 1.614 0Camión 761 428 0 445Camión Canasta 4x2 2.667 0 0 6.999Camión Doble Canasta (aislado) 0 0 0 0Camión con Grúa 0 0 0 0Grúa pesada 0 0 0 0Excavadora 0 0 0 0Costo de Vehiculos por Operario 5.939 1.225 5.238 7.444

iii. Cálculo del costo de vestimenta, equipos de trabajo y elementos de seguridad



TOTAL 96,3

DURACION DE EQUIPOS DE TRABAJOHerramientas y eq. básicos de trabajo 5,0 añosElementos de protección y señalización 1,5 años

COSTOS Y AMORTIZACION DE EQUIPOS LBT y CBT AP

Costo de Herram. y Eq. Básicos [ US$ ] 750 200Costo de Elementos de Prot. y Señal. [ US$ ] 150 500Amortización de Herram. y Eq. Básicos [ US$ / año ] 150 40Amortización de Elementos de Prot. y Seña[ US$ / año ] 100 333



Indumentaria 96 96 96 96

Herramientas y eq. básicos de trabajo 164 17 43 6

Elementos de protección y señalización 61 11 29 51

Costo de Equipos y Herr. por Operario 321 124 168 154

iv. Costo final de servicios de Operación y Mantenimiento contratados

Para la determinación del costo final de los servicios contratados se incorpora a los costos salariales, de vehículos y del equipo de trabajo, los gastos administrativos y el margen de ganancia de la empresa contratista que se asume en un 30% de los mencionados costos directos. El costo final o precio de contratación se presenta en la siguiente tabla.


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Costo Salarial 8.924 8.441 9.046 8.573Costo de Vehículos 5.939 1.225 5.238 7.444Costo Equipo y Herramientas de trabajo 321 124 168 154Gastos Administ.y Ganancia Contratista 3.796 2.447 3.613 4.043

Precio de Venta Contratista 18.979 12.237 18.064 20.213

v. Costo Final de servicios sin vehículos ni equipos (personal de oficinas)









Empleado de oficina




A partir de los rendimientos establecidos para las distintas actividades de operación y mantenimiento de las instalaciones, y tomando en cuenta los niveles de tercerización establecidos para cada una de las actividades, y los costos de mercado para los distintos servicios establecidos de acuerdo a la metodología descrita, se han determinado los costos totales anuales de servicios por actividad de distribución.


Como se indicó anteriormente, para este cálculo ajustado de los Costos de Explotación, se consideraron como costos de personal representativos del mercado los costos obtenidos de una encuesta de remuneraciones desarrollada por PWC para el mercado de empresas de energía eléctrica del Perú en diciembre de 2008.

Teniendo en cuenta que Edelnor y Luz del Sur son las empresas de mayor tamaño en lo referente a su dotación de personal de la muestra de empresas encuestadas, se ha seleccionado el valor de salarios correspondiente al quartil superior (25% superior) de los resultados de la encuesta.

El agrupamiento efectuado en el Segundo y Tercer Informes parciales ha sido revisado en lo que respecta a las categorías 9 (Capataz / Caporal) y 10 (Técnico / Operario) ya que en los informes anteriores se habían tomado en cuenta operarios no calificados que no pueden ejecutar tareas de operación y mantenimiento de campo.

De esta manera los costos salariales anuales por categoría adoptados son los siguientes.


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Los costos unitarios de los materiales para cada intervención correspondiente a las distintas actividades de Operación y Mantenimiento surgen de los costos de los elementos, en los casos de reemplazos, o como costos globales de materiales menores y fungibles según la intervención que se trate, considerados como un promedio ponderado de los materiales más comúnmente empleados por el personal de O&M..

Los costos están consignados en cada una de las planillas de actividades presentadas, y están expresados en dólares, según se presenta a continuación.

Operación DistribuciónMateriales de explotación

Guardia Reclamos ( Atención de averías ) - Zona 1 200 US$ / 1000 cli - año





Mantenimiento DistribuciónMateriales de explotación

Mantenimiento de CT MT/BT en Cámara (CTC) 21.584 US$ / 100 ud-año

Mantenimiento de CT MT/BT Aéreos (CTA) 1.625 US$ / 100 ud-año

Mantenimiento de CT MT/BT Monoposte (CTM) 1.087 US$ / 100 ud-año

Mantenimiento Líneas Aéreas BT 7.860 US$ / 100 km-año

Mantenimiento Cables Subterráneos BT 4.003 US$ / 100 km-año

Mantenimiento Alumbrado Público 7.921 US$ / 1000 lum-año

6.5 COSTO DEL CAPITAL DE TRABAJO

De acuerdo a lo indicado en el Punto 5.2 de los TDR debe calcularse el costo financiero requerido para cubrir el desfase entre la cobranza de la facturación de energía y los pagos por compras de energía y otros gastos operativos en los primeros meses de operación de la empresa distribuidora.

El costo anual del capital de trabajo total calculado para la empresa modelo resulta en un monto de 2 287 miles de US$ anuales.

Este costo se ha asignado a las actividades de distribución, tanto de la Empresa Modelo como de las otras zonales, en forma proporcional a sus costos directos. De esta manera


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resultó asignado para la actividad de Distribución en BT el monto de 1 469 miles de US$ anuales como Costo del Capital de Trabajo.

6.6 APORTE A ORGANISMOS REGULADORES

El costo anual de los aportes a los organismos reguladores y de despacho (COES) se determinó en función de los valores aportados por la empresa distribuidora por un total de 5 127 miles de US$ anuales, con la apertura que se indica a continuación:




Estos valores se han asignado a las actividades de OyM (incluyendo las otras zonales no pertenecientes al STD1), al igual que el costo del capital de trabajo, proporcionalmente a los costos directos de estas actividades.

El monto total que resultó asignado a la actividad de Distribución en BT (incluyendo al AP) es de 3 335 miles de US$ anuales.

7-1

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7. COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL Y PÉRDIDAS COMERCIALES

Como ya se indicó el modelo utilizado para el cálculo de los Costos de Explotación técnicos, comerciales y administrativos es único e integrado, y los criterios utilizados para el dimensionamiento de las respectivas estructuras organizativas son similares. En este capítulo se presentan los Costos de Gestión Comercial y Pérdidas comerciales

7.1 COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL

7.1.1 Análisis de las actividades básicas comerciales

En el caso de los costos comerciales de la Empresa Modelo, el análisis de partida para el dimensionamiento de los costos correspondientes se efectuó de la misma manera que en el caso de los costos de OyM, es decir se partió de la identificación de todas las actividades comerciales necesarias para el funcionamiento de una empresa distribuidora de energía eléctrica, y se definieron requerimientos típicos de recursos (básicamente personal) para la ejecución de las mencionadas tareas.

Estos requerimientos se basaron en ratios obtenidos de procesos de optimización efectuados en diferentes empresas distribuidoras eléctricas de Latinoamérica, ajustados en los casos en que resultó necesario, a las características propias del mercado y de las regulaciones vigentes en Lima.

Estos ratios se utilizan en general como referencia para la determinación de los costos unitarios de contratación por actividad, salvo para algunas actividades efectuadas por el personal propio.

Tomando en cuenta las observaciones del OSINERGMIN al Segundo Informe Parcial se han analizado y revisado algunos de los ratios comerciales de las áreas de lectura y reparto de facturas y recuperación de energía (inspecciones y normalización de suministros).

Los ratios considerados fueron los siguientes.

ContrataciónAtención de Contratación 5,00 por HHBack Office de Contratación 3,00 por HHConexión PD zona urbana 0,42 por HHConexión PD zona rural 0,42 por HHConexión MD 0,05 por HHConexión GD 0,03 por HHInspección de Contratación 2,00 por HH

Atención de ClientesAtención de Reclamos en Oficinas 30 por HHBack Office de Solicitudes 10,00 por HHAtención de Grandes Clientes 500 cli / ejecutivoBack Office Clientes Especiales 900 cli / analistaMáxima cantidad de clientes por oficina sin Jefe 30.000 cli / oficina s/jefe

Call CenterAtención de llamadas técnicas 18 por HHAtención de llamadas comerciales 15 por HHBack Office Comercial 4 por HH

7. Costos de Gestión Comercial y Pérdidas Comerciales

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Lectura y FacturaciónLecturas PD en zona urbana 80 por HHLecturas PD en zona rural 35 por HHLecturas MD 25 por HHLecturas GD 25 por HHRecuperación de lecturas 4 por HHAnálisis de Novedades de Lectura 50,00 por HHReparto PD en zona urbana 120,00 por HHReparto PD en zona rural 50,00 por HHReparto MD 22,00 por HHReparto GD 22,00 por HHControl de Emisión de Facturas 5.000 por HHControl de Cobranza 1.000 por HHControl de Lectura y Facturación 4.000 por HH

RecaudaciónCobranza en cajas 70,00 por HH

Acciones de CobranzaAnálisis de Saldos 45,00 por HHNotifiaciones de Deuda 5,00 por HHCortes PD zona urbana 7,00 por HHCortes PD zona rural 2,00 por HHCortes MD 0,75 por HHCortes GD 0,75 por HHReconexiones PD zona urbana 5,00 por HHReconexiones PD zona rural 1,00 por HHReconexiones MD 0,75 por HHReconexiones GD 0,75 por HHVerificaciones de suspensiones 3,00 por HHNegociación de Saldos 7,50 por HH

Recuperación de EnergíaPlanificación de Inspecciones 90,00 por HHPlanificación de Normalizaciones 60,00 por HHAnálisis y Detección PD 1500 por HHAnálisis y Detección MD 150 por HHAnálisis y Detección GD 150 por HHInspecciones PD Urbanas 5,0 por HHInspecciones PD Rurales 3,0 por HHInspecciones MD 2,5 por HHInspecciones GD 2,0 por HHNormalizaciones PD Urbanas 3,50 por HHNormalizaciones PD Rurales 1,50 por HHNormalizaciones MD 1,00 por HHNormalizaciones GD 0,50 por HHIncorporación Masiva de Consumidores Clandestinos 1,50 por HHControl de Recuperación de ventas (acciones) 37,50 por HHLogistica y Espec.de Medidores (mov.de medidores) 31.250 por personaAferición (calibración) de medidores PD 1,20 por HHAferición (calibración) de medidores MD 1,00 por HHAferición (calibración) de medidores GD 1,00 por HHRevisión de medidores PD 4,00 por HHRevisión de medidores MD 1,50 por HHRevisión de medidores GD 1,00 por HHReparación de medidores PD 1,00 por HHReparación de medidores MD 1,00 por HHReparación de medidores GD 1,00 por HH


7-3

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Una vez identificadas las distintas actividades comerciales, se determinaron la cantidad de acciones comerciales anuales requeridas para el funcionamiento de la empresa modelo de acuerdo a diferentes criterios según el tipo de actividad considerada, de acuerdo a lo que se señala a continuación:

• Actividades comerciales básicas (lectura de medidores, facturación y reparto de facturas y cobranza): en función del número de usuarios servidos y la frecuencia de facturación establecida en la reglamentación vigente

• Atención a usuarios en oficinas y call center: de acuerdo a la cantidad de usuarios atendidos y a las estadísticas de consultas y llamadas telefónicas registradas en el mercado atendido

• Gestión de saldos morosos: en función del número de facturas emitidas y del comportamiento histórico de pago de los usuarios, considerando las distintas etapas de la gestión de cobranza (intimaciones, suspensiones, rehabilitaciones, etc.)

• Control de pérdidas comerciales (recuperación de energía): a partir del análisis de las pérdidas comerciales y las experiencias sobre el comportamiento de los consumidores, y tomando como objetivo el nivel de pérdidas comerciales estándar según se describe en el capítulo 3 de este informe.

Como se indicó cada una de las actividades definidas tiene asociado un empleo de recursos expresado como un consumo de materiales de explotación (fungibles) y, en general, un costo unitario del servicio contratado.

A partir de estos requerimientos unitarios de recursos y de las frecuencias de intervenciones correspondientes a cada actividad y cada tipo de instalación, se determinan los requerimientos anuales de servicios, materiales y personas para cada actividad comercial definida.

Estos requerimientos se han expresado en US$ para el caso de los materiales y servicios, y en personas-año por actividad para el caso de los recursos de personal.

7.1.2 Organización de las actividades comerciales

Al igual que en el caso de las actividades de OyM, una vez determinados los recursos directos requeridos para ejecutar las acciones comerciales de la Empresa Modelo se analizó y definió la organización de esos recursos y las actividades de apoyo requeridas, considerando la distribución geográfica de los clientes (con el objeto de establecer una estructura centralizada o descentralizada) y la agrupación de tareas en unidades funcionales que permitieran, en lo posible, las cadenas de valor agregado.


Para el caso de las áreas con actividades de planificación y soporte (calidad de servicio comercial, compras de energía y tarifas, atención de grandes clientes, etc.) se han considerado diferentes cost-driver como por ejemplo la cantidad total de clientes, el número de reclamos anuales, y otros, que pudieron relacionarse con el volumen de tareas en este tipo de actividades.

Con los criterios mencionados se diseñó la dotación y el organigrama de las áreas comerciales.


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7.1.3 Nivel de tercerización o contratación de actividades

De la misma manera que en el caso de las actividades de OyM, la definición del nivel de tercerización o contratación de las distintas actividades comerciales se ha efectuado tomando en cuenta los mismos criterios económicos y estratégicos empresarios definidos en el capítulo correspondiente.

También en este caso, y desde un punto de vista puramente económico, la conveniencia es la de efectuar la tercerización total de las tareas ya que los costos de los servicios contratados son inferiores a los costos de efectuarlos mediante personal propio.

Por lo mencionado se ha considerado la tercerización total de la mayoría de las actividades comerciales, excluyendo aquellas consideradas más sensibles y de mayor efecto sobre la relación con los clientes como es el caso de la atención de clientes en oficinas propias, y el análisis de las lecturas y la facturación por su incidencia en la calidad de la facturación.

A continuación se presentan los niveles adoptados:

Atención a Clientes en Oficinas Propias 55%Call Center 100%Conexiones 100%Lectura de medidores 100%Análisis de lecturas y facturación 0%Reparto de facturas 100%Cobranza en Oficinas Propias 100%Participación del Contratista de Gestión de Morosidad 100%Recuperación de Ventas - Inspecciones 100%Recuperación de Ventas - Normalizaciones 100%Aferición de Medidores (calibración inicial) 100%Revisión de medidores (contraste in situ) 100%

7.1.4 Costos de los recursos utilizados

Al igual que en el caso de los costos de OyM el costo de los recursos se ha considerado según distintas fuentes con el criterio de que representen los correspondientes al mercado en la zona de operación de la empresa. Las fuentes utilizadas fueron las mismas que las utilizadas para la determinación de los Costos de Operación y Mantenimiento.

i. Cálculo de los costos de los servicios contratados


• Costos horarios unitarios de CAPECO

• Costos de equipos y herramientas

• Costos de movilidad

• Costo correspondiente a los gastos generales y beneficio del contratista



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ii. Cálculo del costo de personal

Composición de Cuadrillas Inspección Mora Conexiones Lectura Notificación

Jefe de Cuadrilla / Capataz 0,1 0,1 0,1 0,1 0,1LineroAyudante 1,0 1,0 1,0 1,0 1,0Peon 1,0 1,0Especialista electrónicaCapataz 0,1 0,3 0,3 0,1 0,1Dotación TOTAL 1,2 2,4 2,4 1,2 1,2




Peon 619 US$ / mes




Inspección Mora Conexiones Lectura Notificación

Jefe de Cuadrilla 1.013 1.013 1.013 507 507Linero 0 0 0 0 0Ayudante 8.214 8.214 8.214 8.214 8.214Peon 0 7.427 7.427 0 0Especialista electrónica 0 0 0 0 0Capataz 1.393 2.659 2.659 1.330 1.330Promedio de la Cuadrilla 8.581 8.175 8.175 8.508 8.508

iii. Cálculo del costo de vehículos

EMPLEO DE VEHÍCULOS POR OPERARIO DE LA CUADRILLAInspección Mora Conexiones Lectura Notificación

Automóvil SedanUtilitario liviano 0,20 0,20Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabina 0,25 0,25 0,25Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabinaCamión Camión Canasta 4x2Camión Doble Canasta (aislado)Camión con GrúaGrúa pesadaExcavadora


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Combusti-ble


TOTAL MATE-


Manteni-miento

TOTAL SERVI-CIOS

Amorti-zación

COSTO TOTAL




Automóvil Sedan 0 0 0 0 0Utilitario liviano 0 0 0 1.821 1.821Camioneta Pick-Up 4x2 simple cabi 2.234 2.234 2.234 0 0Camioneta Pick-Up 4x4 doble cabin 0 0 0 0 0Camión 0 0 0 0 0Camión Canasta 4x2 0 0 0 0 0Camión Doble Canasta (aislado) 0 0 0 0 0Camión con Grúa 0 0 0 0 0Grúa pesada 0 0 0 0 0Excavadora 0 0 0 0 0Costo de Vehiculos por Operario 2.234 2.234 2.234 1.821 1.821


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iv. Cálculo del costo de vestimenta, equipos de trabajo y elementos de seguridad



TOTAL 96,3

DURACION DE EQUIPOS DE TRABAJOHerramientas y eq. básicos de trabajo 5,0 añosElementos de protección y señalización 1,5 años

COSTOS Y AMORTIZACION DE EQUIPOS Comercial Lectura

Costo de Herram. y Eq. Básicos [ US$ ] 100 700Costo de Elementos de Prot. y Señal. [ US$ ] 50 0Amortización de Herram. y Eq. Básicos [ US$ / año ] 20 140Amortización de Elementos de Prot. y Señ [ US$ / año ] 33 0



Indumentaria 96 96 96 96 96Herramientas y eq. básicos de trabajo 16 8 8 119Elementos de protección y señalización 27 14 14 0 0

Costo de Equipos y Herr. por Operario 139 119 119 215 96

v. Costo final de servicios comerciales contratados



Costo Salarial 8.581 8.175 8.175 8.508 8.508Costo de Vehículos 2.234 2.234 2.234 1.821 1.821Costo Equipo y Herramientas de trabajo 139 119 119 215 96Gastos Administ.y Ganancia Contratista 2.739 2.632 2.632 2.636 2.606



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vi. Costo Final de servicios sin vehículos ni equipos (personal de oficinas)









Empleado de oficina




A partir de los rendimientos establecidos para las distintas actividades comerciales, considerando la cantidad de actividades comerciales anuales requeridas, y tomando en cuenta los niveles de tercerización establecidos para cada una de las actividades, y los costos de mercado para los distintos servicios establecidos de acuerdo a la metodología descrita, se han determinado los costos totales anuales de servicios por actividad comercial.


Como se indicó anteriormente, para este cálculo ajustado de los Costos de Explotación, se consideraron como costos de personal representativos del mercado los costos obtenidos de una encuesta de remuneraciones desarrollada por PWC para el mercado de empresas de energía eléctrica del Perú en diciembre de 2008, según se presenta.




Los costos unitarios de los materiales para cada intervención correspondiente a las distintas actividades comerciales surgen de los costos de los elementos, en los casos de reemplazos, o como costos globales de materiales menores y fungibles según la intervención que se trate, considerados como un promedio ponderado de los materiales más comúnmente empleados por el personal en actividades comerciales.


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Los costos están consignados en cada una de las planillas de actividades presentadas, y están expresados en dólares por actividad, según se presenta a continuación.

COSTOS UNITARIOS DE MATERIALES DE ACCIONES COMERCIALESImpresión Facturas Pequeñas Demandas (con ensobrado) [ US$ / factura ] 0,07Impresión Facturas Medianas Demandas (con ensobrado) [ US$ / factura ] 0,10Impresión Facturas Grandes Demandas (con ensobrado) [ US$ / factura ] 0,10Conexión Pequeñas Demandas monofásicas [ US$ / acción ] 60Conexión Pequeñas Demandas trifásicas [ US$ / acción ] 124Conexión Medianas Demandas [ US$ / acción ] 1.390Conexión Grandes Demandas [ US$ / acción ] 10.492Reconexión Pequeñas Demandas monofásicas [ US$ / acción ] 0,19Reconexión Pequeñas Demandas trifásicas [ US$ / acción ] 0,29Reconexión Medianas Demandas [ US$ / acción ] 2,96Reconexión Grandes Demandas [ US$ / acción ]

Normalización Pequeñas Demandas monofásicas [ US$ / acción ] 20Normalización Pequeñas Demandas trifásicas [ US$ / acción ] 52Normalización Medianas Demandas [ US$ / acción ] 233Normalización Grandes Demandas [ US$ / acción ] 2.873Reparación de Medidor Pequeñas Demandas [ US$ / acción ] 0,00Reparación de Medianas Demandas [ US$ / acción ] 0,00Reparación de Grandes Demandas [ US$ / acción ] 0,00Reposición de medidores Pequeñas Demandas monofásicas [ US$ / acción ] 19Reposición de medidores Pequeñas Demandas trifásicas [ US$ / acción ] 42Reposición de medidores Medianas Demandas [ US$ / acción ] 449Reposición de medidores Grandes Demandas [ US$ / acción ] 2.440Solicitud de permiso de lectura [ US$ / acción ] 0,014Envio de los derechos y obligaciones [ US$ / acción ] 0,014Costo de avisos de cortes programados [ US$ / acción ] 0,035Costo de Derechos y Obligaciones de los usuarios [ US$ / acción ] 0,010

7.1.7 Costos de Servicios Contratados y otros gastos

A partir de los rendimientos establecidos para las distintas actividades comerciales, y tomando en cuenta los niveles de tercerización establecidos para cada una de las actividades, y los costos de mercado para los distintos servicios establecidos de acuerdo a la metodología descrita, se han determinado los costos totales anuales de servicios por actividad comerciales.

7.2 PÉRDIDAS ESTÁNDARES NO TÉCNICAS O COMERCIALES

Para determinar los valores objetivo de pérdidas comerciales eficientes teniendo en cuenta las condiciones socieconómicas vigentes en el área de concesión, y la cantidad de acciones de inspección, control, reparación y reemplazo de acometidas y medidores, y de las inversiones correspondientes para reducir o eliminar los casos de Consumos No Registrado (CNR), se ha considerado la existencias de niveles de reincidencia de consumidores clandestinos normalizados y de clientes que nunca han sido clandestinos y que deciden efectuar hurto de energía, denominadas nuevas irregularidades.

Esto implica que para una cantidad determinada de irregularidades detectadas y subsanadas, existe un porcentaje de reincidencias (es decir de realización de nuevas irregularidades por parte del mismo cliente o consumidor) y de nuevos casos de clientes que no han cometido irregularidades en el pasado que deciden, por necesidades económicas o por ofrecimiento de terceros, cometer alteraciones en el suministro (acometida o medición) que resultan en CNR.


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Estos comportamientos se ven favorecidos por la poca rigurosidad de la normativa legal en vigencia en la materia, y por las experiencias obtenidas en la aplicación de soluciones técnicas específicas como la medición concentrada, según se detalla en los estudios presentados en el Anexo F de este informe.

El efecto de estas dos nuevas fuentes de CNR se ha estimado y expresado como un porcentaje de los casos detectados en el año base, tomando en cuenta la experiencia y el comportamiento de consumidores irregulares en distintas jurisdicciones de Latinoamérica (donde el problema de las pérdidas comerciales está generalizado en mayor o menor medida).

A partir de estos criterios resulta un nivel permanente de “equilibrio” de consumidores con irregularidades, para un nivel determinado de acciones de control de pérdidas similar al establecido en el cálculo de los costos de explotación de la empresa modelo.

Este concepto, comprobado en zonas con alto nivel de pérdidas en distintas distribuidoras de Latinoamérica, y en el área de Lima tal como se indica en el Anexo F de este informe, consiste en que para un determinado nivel de acciones de control la cantidad de consumos clandestinos permanentes se “equilibra” en un valor determinado (se detectan y corrigen tantos casos como los nuevos que aparecen o los reincidentes). Si se reducen o suspenden las acciones de control los casos de consumos clandestinos (ya sea por conexiones directas o por alteraciones de la medición) se incrementan rápidamente a valores muy elevados.

El efecto de estas dos fuentes de CNR (los casos de reincidentes y de nuevos casos de consumidores que realizan fraude) se ha estimado y expresado como un porcentaje de los casos detectados en el año base, tomando en cuenta la experiencia y el comportamiento de consumidores irregulares en distintas jurisdicciones de Latinoamérica (donde el problema de las pérdidas comerciales está generalizado en mayor o menor medida), y en particular en el área de Lima.

En efecto en el área de Lima Norte el 85% de los clientes pertenecen a los niveles socioeconómicos C, D y E concentrándose las mayores pérdidas de energía en las zonas donde predominan los sectores D y E de alta peligrosidad, tales como:

• El distrito del Callao, tiene gran cantidad de zonas con esa característica como: Puerto Nuevo, Barracones, Callao Centro, Boterín, Ramón Castilla, Sarita Colonia, Acapulco, Corongo, Centenario, Canadá, etc.

• Cercado de Lima; las zonas específicas de Barrios Altos, Manzanilla, Huerta Perdida, Cruce de 28 de Julio con Aviación, P.J. Ek Agustino, Santoyo, Ancieta Alta.

• San Juan de Lurigancho; Caja de Agua, Mariategui, Bayovar, San Hilarion, Nuevo Amanecer, Mariscal Caceres, Cruz de Motupe, etc.

• Rímac: A.H. Flor de Amancaes, Leticia (Cerro San Cristóbal), Vista Alegre, Todas las quintas del Rimac (Limoncillo, Pizarro, Cajamarca, Hualgayoc, Libertad, Tarapacá, etc.)

• Independencia: Independencia, El Ermitaño, Tahuantinsuyo

• Comas: A.H. Año Nuevo, Santa Rosa, El Carmen, La Libertad

• Ventanilla: AH. Mi Perú, Costa Azul, Angamos sector I,II y III, Hijos de Ventanilla, Hijos de Grau, Ventanilla Alta, A.H. Pachacútec (Héroes de Cenepa, Virgen de Guadalupe, Las Brisas, etc).


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• Ancón: A.H. Las Esteras, Bahía Blanca.

• Zapallal: A.H. El Gramadal, Las Lomas,

• Carabayllo: AAHH Año Nuevo, AAHH Collique.

El nivel socioeconómico de los habitantes de dichas zonas provocan en los clientes la imposibilidad del pago normal de las facturas (incremento de la morosidad) lo que posteriormente deriva en apropiación ilícita de energía.

La estrategia para la reducción en dichas zonas son inspecciones masivas ya que por lo general el porcentaje de detecciones es muy elevado y luego de que las cuadrillas se retirar de la zona en pocas semanas el nivel de reincidencia es próximo al 80%.

Para determinar el valor de pérdidas residuales se han considerado los siguientes parámetros e hipótesis de cálculo:

• Cantidad de clientes y consumidores agrupados en 4 tipos: − Clientes en MT (TD1, MT1, MT2, MT3 y MT4) = 1 137 − Clientes en BT no residenciales (BT2, BT3, BT4, BT5A, BT6) = 3 245 − Clientes residenciales ( BT5B ) = 650 386 − Clientes y consumidores residenciales en zonas de altas pérdidas = 278 737

• Inspecciones anuales efectuadas sobre acometidas y medidores de los distintos tipos de clientes:

− Clientes en MT (TD1, MT1, MT2, MT3 y MT4) = 1 137 (100% de clientes) − Clientes en BT no residenciales (BT2, BT3, BT4, BT5A, BT6) = 3 245 (100%

de clientes) − Clientes residenciales ( BT5B ) = 65 039 (10% de clientes) − Clientes y consumidores residenciales en zonas de altas pérdidas = 139 368

(50% de clientes)

• Detecciones anuales de casos con Consumos No Registrados (CNR) por inspecciones de acometidas y medidores:

− Clientes en MT (TD1, MT1, MT2, MT3 y MT4) = 11 (1% de las inspecciones) − Clientes en BT no residenciales (BT2, BT3, BT4, BT5A, BT6) = 130 (4% de

las inspecciones) − Clientes residenciales ( BT5B ) = 3 252 (5% de las inspecciones) − Clientes y consumidores residenciales en zonas de altas pérdidas = 37 629

(27% de las inspecciones)

Para estimar el total de casos de CNR existentes (hayan sido detectados o no) se asume que los clientes o consumidores no inspeccionados tienen una cantidad de CNR porcentualmente menor que la de los casos inspeccionados debido a que las inspecciones se direccional a los clientes o consumidores bajo presunción de hurto de energía. Por ese motivo se asumen los siguientes porcentajes de CNR estimados para los clientes no inspeccionados:

• Casos de CNR sobre los clientes o consumidores no inspeccionados: − Clientes en MT (TD1, MT1, MT2, MT3 y MT4) = no corresponde ya que se

inspeccionan todos los clientes anualmente


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− Clientes en BT no residenciales (BT2, BT3, BT4, BT5A, BT6) = no corresponde ya que se inspeccionan todos los clientes anualmente

− Clientes residenciales ( BT5B ) = 3% de clientes no inspeccionados − Clientes y consumidores residenciales en zonas de altas pérdidas = 20% de

clientes no inspeccionados

Tomando en cuenta los casos detectados de CNR y los supuestos sobre los clientes no inspeccionados obtenemos los siguientes casos de CNR totales:

• Casos totales de CNR por tipo de clientes: − Clientes en MT (TD1, MT1, MT2, MT3 y MT4) = 11 − Clientes en BT no residenciales (BT2, BT3, BT4, BT5A, BT6) = 130 − Clientes residenciales ( BT5B ) = 20 812 − Clientes y consumidores residenciales en zonas de altas pérdidas = 65 503

A continuación se determina el CNR promedio anual por tipo de cliente, expresado como un porcentaje del consumo anual promedio de esa categoría de clientes, considerando que en los clientes BT no residenciales el valor es en general del orden del 30% del consumo total, algo superior en el caso de los residenciales (50%) y mucho más elevado (70%) para los clientes residenciales en zonas de altas pérdidas ya que se registran muchos casos de conexiones directas donde el CNR alcanza el 100% del consumo.

• CNR anual promedio por tipo de clientes: − Clientes en MT (TD1, MT1, MT2, MT3 y MT4) = no se considera − Clientes en BT no residenciales (BT2, BT3, BT4, BT5A, BT6) = 46 MWh / cli-

año (equivale al 30% del consumo anual promedio) − Clientes residenciales ( BT5B ) = 0,98 MWh / cli-año (equivale al 40% del

consumo anual promedio) − Clientes y consumidores residenciales en zonas de altas pérdidas = 1,72

MWh / cli-año (equivale al 70% del consumo anual promedio)

Finalmente se establece la cantidad de casos permanentes de CNR como un porcentaje de los casos totales de CNR que se mantienen en el tiempo por los fenómenos de la reincidencia de infractores detectados y la aparición de nuevos casos en clientes o consumidores sin antecedentes de irregularidades. Los valores adoptados a partir de la experiencia de las distribuidoras en el área de Lima, y de experiencias en jurisdicciones similares el Latinoamérica, son los siguientes:

• Casos permanentes de CNR por tipo de clientes: − Clientes en MT (TD1, MT1, MT2, MT3 y MT4) = no se consideran − Clientes en BT no residenciales (BT2, BT3, BT4, BT5A, BT6) = 13 casos

(representa un 10% de los casos totales de CNR y un 0,4% del total de clientes de este tipo)

− Clientes residenciales ( BT5B ) = 5 203 casos (representa un 25% de los casos totales de CNR y un 0,8% del total de clientes de este tipo)

− Clientes y consumidores residenciales en zonas de altas pérdidas = 45 852 casos (representa un 70% de los casos totales de CNR y un 16% del total de clientes de este tipo)

Considerando la totalidad de clientes, los casos permanentes de CNR así determinados (51 068) representan un 5,5% de la totalidad de clientes.


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Tomando en cuenta los CNR anuales promedio por tipo de cliente, y las cantidades anteriores de CNR por tipo de cliente, se obtiene un total anual de pérdidas comerciales remanentes o inevitables de 85 988 MWh, que representan un 2,85% de la energía total ingresada a la etapa de BT de la Empresa Modelo.

El cálculo detallado se presenta en la tabla siguiente:

Tipo de cliente Cantidad de clientes

Inspecciones anuales

(% anual sobre total de clientes)

Detecciones de CNR

( % de inspecciones )

Total estimado de casos de CNR

Consumos no registrado promedio

[ MWh / clt-año ]

Casos permanentes de CNR (% reincidencia

más nuevas alteraciones)

CNR residual (permanente)

[ MWh/año ]

Clientes MT : MT1, TD1, MT2, MT3, MT4 1.137 100% 1.137 1% 11 11 30% 580 0% 0 0

Clientes BT no residenciales : BT2, BT3,

BT4, BT5A, BT63.245 100% 3.245 4% 130 130 30% 46 10% 13 601

Clientes residenciales : BT5B 650.386 10% 65.039 5% 3.252 3% 20.812 50% 1,23 25% 5.203 6.402

Clientes residenciales en zonas altas pérdidas :

BT5B278.737 50% 139.368 27% 37.629 20% 65.503 70% 1,72 70% 45.852 78.985

TOTAL 933.505 208.789 41.022 86.456 51.068 85.988

En el Anexo F de este informe se presenta un análisis técnico-económico de la actividad de reducción de pérdidas comerciales desde el punto de vista de la distribuidora, tomando en cuenta los costos y beneficios asociados con las actividades efectuadas, en el que se arriba a un valor de equilibrio de las pérdidas comerciales (es decir el porcentaje mínimo de pérdidas por debajo del cual el costo de reducción adicional supera al beneficio económico obtenido) del 3,54% de la energía ingresada al subsistema de Baja Tensión, valor superior al obtenido en el análisis anterior.

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8. COSTOS INDIRECTOS

Si bien las actividades directas de la empresa distribuidora corresponden a la operación y mantenimiento de las instalaciones necesarias para prestar el servicio eléctrico y la atención comercial a los usuarios, la facturación y la cobranza del servicio prestado (actividades comerciales), para poder realizar las mismas se requieren actividades de administración y apoyo que permiten que la empresa cumpla con los requerimientos financieros, legales y de resguardo para operar con continuidad en el marco jurídico impuesto por la normativa legal del país.

Estos procesos que posibilitan las actividades principales interactuando con ellas, pero sin formar parte de las mismas, generan los Costos Indirectos de la Empresa Modelo.

8.1 ANÁLISIS DE LAS ACTIVIDADES BÁSICAS DE ADMINISTRACIÓN O APOYO

Las actividades correspondientes son las clásicas que hacen a la existencia jurídica de una empresa, y son similares a las que existen en cualquier tipo de compañía para permitirle desenvolverse en el medio sociocultural, relacionarse con las autoridades gubernamentales, y finalmente, le dan viabilidad económica y financiera.

En este caso se identificaron los procesos típicos con sus correspondientes actividades principales, los que se presentan en el cuadro siguiente.

Proceso Actividades

Finanzas Registros de Custodia Manejo del Dinero Cancelación de Obligaciones

Recursos Humanos Selección y Capcitación de Personal Administración de Personal Seguridad de Bienes y Personas

Abastecimiento y logística

Especificación Adquisición Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro

Logística Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro

Legales Prevención Jurídica Representación Legal Defensa en litigios

Relaciones Públicas Relaciones con la Comunidad Relaciones con las Autoridades Imagen

En este caso, a diferencia de las actividades técnicas y comerciales, la naturaleza de las actividades administrativas o de apoyo no facilitan una correlación fuerte con una referencia específica, o el análisis por actividades típicas.

8. Costos Indirectos

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8.2 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE PERSONAL DE LAS ÁREAS DE APOYO

Tomando en cuenta que no pueden identificarse ratios específicos de eficiencia como en el caso de las actividades directas, por tratarse de actividades cuya naturaleza no facilita una correlación fuerte con una referencia específica, la dotación ha sido determinada por comparación con otras distribuidoras del país y de Latinoamérica. Ya que, si bien, no se puede correlacionar éste tipo de funciones con algún parámetro de la distribuidora en forma directa, se puede proponer una vinculación con el tamaño de la misma por medio de un algoritmo.

Los algoritmos desarrollados consideran como referencia el número de clientes de la distribuidora, o algún otro parámetro similar cuando el mismo es más relevante para un caso específico.

Para ello se determinó una relación funcional entre el personal de cada área y diferentes cost drivers, clientes, personal total, longitud de redes, etc. Para el caso del personal interviniente en los procesos básicos de gestión la mayor correlación se registró con el número de clientes, y se determinaron funciones según se indica en el siguiente gráfico ilustrativo.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 900.000

Clientes

Per

sona

l Adm

inis

trativ

o

Los algoritmos utilizados para la determinación de las dotaciones eficientes de las diferentes áreas de administración o apoyo, y los correspondientes resultados obtenidos se presentan a continuación.


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Proyección de Personal de Apoyo

VALOR DE LINEAL: Y = A X + B POLINOMICA 2° GRADO: Y = C X2 + D X + E

LOGAR.: Y = F ln ( X ) + G

X A B C D E F GRelaciones Institucionales 1.027.739 3,91E-06 -1,16E-01 4 Asuntos Legales 385 0,76 -0,03 5 RRHH (Personal) 1.027.739 1,20E-05 3,63E+00 16 Plan. Econ. Y Crl. Gestión 1.027.739 2,33 -24,83 7 Auditoría Interna 1.027.739 -4,83E-13 4,39E-06 5,84E-01 5 Contabilidad 1.027.739 6,88 -82,02 13 Finanzas y Tesorería 1.027.739 2,91 -32,61 8 Sistemas 385 4,84 -18,10 11 Abastecimiento 21.048 6,71 -59,82 7 Compras Energía 1.027.739 4,11E-06 1,26E+00 5 Tarifas y Asuntos Regulatorios 1.027.739 5,00E-06 -5,94E-01 5 Sistemas y Normas Comerciales 1.027.739 1,55 -16,50 5 Reclamos Regulatorios 1.027.739 2,75E-06 4,32E-01 3 Normas Técnicas 1.027.739 5,52E-06 -6,27E-01 5 Demanda y Planificación de Red 1.027.739 7,16E-12 4,09E-07 1,32E+00 9

PERSO-NAS

El personal así determinado fue incluido dentro del organigrama establecido paras las áreas de apoyo, cubriendo los diferentes puestos operativos, de jefatura y gerencial.

8.3 DETERMINACIÓN DE LOS GASTOS GENERALES DE LAS DISTINTAS ÁREAS DE LA EMPRESA MODELO

Para el caso de los gastos generales, la determinación de los montos correspondientes se ha efectuado mediante la misma metodología aplicada para los recursos humanos de las áreas de apoyo. En este caso se efectúa la estimación de los montos generales de gastos en las áreas técnica, comercial y administrativa de la Empresa Modelo, y se adoptan las participaciones entre los distintos tipos de gastos típicas de las empresas en la región.

Un ejemplo de la función utilizada se presenta en el siguiente gráfico, donde los costos optimizados correspondientes a cada empresa son los puntos rojos, mientras que la función representativa adoptada es la azul.

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

0 100.000 200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000

Clientes

Gas

tos

Gen

eral

es

Los algoritmos correspondientes a los gastos generales para cada área de actividad, y los resultados correspondientes, son los siguientes.


8-4

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Proyección de Gastos Generales VALOR DE LINEAL: Y = A X + B POLINOMICA 2° GRADO: Y = C X2 + D

X + ELOGAR.: Y = F ln ( X )

+ GX A B C D E F G

Gastos Generales Area Técnica 1.027.739 2,17E-03 6,49E+00 2.232Gastos Generales Area Comercial 1.027.739 -2,53E-10 2,60E-03 9,30E+01 2.501Gastos Generales Area Administrativa 1.027.739 3,64E-03 1,65E+02 3.904

MONTO Miles US$ / año

La distribución de los gastos generales en los diferentes rubros se efectuó también tomando como referencia la desagregación promedio en las empresas de referencia utilizadas, la que se presenta a continuación.

Apertura de gastos por tipo Técnica Comercial Adminis.Mantenimiento de equipos,muebles y oficinas - Materiales 1% 0% 1%Mantenimiento de equipos,muebles y oficinas - Servicios 2% 1% 1%

Materiales y útiles de oficina 8% 17% 7%Servicios Públicos y privados (agua, cloacas, gas, correos, etc. - No comunicaciones) 7% 7% 8%

Comunicaciones (TE, datos, radio, etc.) 35% 30% 10%Varios de Administración - Materiales 2% 2% 2%Varios de Administración - Servicios 11% 5% 9%

Gastos de relaciones públicas e imagen (publicidad, propaganda, afiliaciones, eventos, gastos de representación, etc.) - Materiales 2% 3% 5%

Gastos de relaciones públicas e imagen (publicidad, propaganda, afiliaciones, eventos, gastos de representación, etc.) - Servicios 7% 10% 21%

Honorarios por servicios y estudios (técnicos, legales, contables, etc.) 13% 8% 28%Materiales de Informática (mantenimiento, insumos, etc.- NO licencias o alquileres) 6% 8% 3%

Servicios de Informática (mantenimiento, etc.- NO licencias o alquileres) 6% 9% 2%Gastos del Directorio (Consejo de Administración) 0% 0% 4%

TOTAL 100% 100% 100%

8.3.1 Gastos en sistemas informáticos

Los gastos generales correspondientes a Informática se han determinado considerando las observaciones efectuadas por el OSINERGMIN y Edelnor al Segundo Informe Parcial, en el sentido que la tendencia actual de las distribuidoras, y las empresas de servicios en general, es de no adquirir equipos y sistemas informáticos.

Esto se debe a que la velocidad de actualización tecnológica de estos equipos y sistemas (inferior a los 5 años) hace que sea muy complejo y costoso para las empresas no especializadas el mantener al día y en condiciones operativas estos sistemas, lo que requeriría un área de sistemas con mucho personal dedicado a tareas que no forman parte del “core business” de la compañía.

Por los motivos mencionados se han eliminado todos los equipos y sistemas informáticos de las instalaciones no eléctricas de la Empresa Modelo y se ha considerado el “leasing” de equipos y sistemas, además de los costos ya considerados anteriormente de mantenimiento y actualización de los mismos.

Los valores considerados se muestran en las tablas siguientes.


8-5

EDELNOR 21/7/09

Técnica Comercial Administ.Costo licencias y mantenimiento Software Corporativo US$ / cli-año 0,9 1,4 0,9Empleados por área ( incluye contratados en oficinas y call center )

pers 249 348 126

Cantidad de PC equipada por persona PC / pers 1,05 1,00 1,00

Clientes por servidor corporativo (más accesorios) cli / serv 150.000 30.000 50.000

Costo de equipos varios, redes e instalaciones $ / cliente 0,8 0,8 0,4Costo licencias Software PC US$ / PC-año 217 217 217

Valor Nuevo Tasa Perído leasing Manteni-miento Monto anual[ US$ ] [ años ] [ % ] VN [ US$ / ud-año ]

Leasing de Servidores y Accesorios US$ / ud-año 25.000 10,0% 5 8% 8.595Leasing de equipos varios, redes e instalaciones US$ / ud-año 1 10,0% 5 8% 0,34Leasing de PC y equipos US$ / ud-año 1.300 10,0% 5 8% 447

Gastos informáticos [miles US$ / año]Técnica Comercial Adminis.

Leasing licencias y mantenimiento software corporativo 925,0 1.387,4 925,0

Leasing licencias y mantenimiento software de PC 56,6 75,3 27,3Leasing y mantenimiento de equipos corporativos 341,6 577,1 318,0Leasing y mantenimiento de PC y accesorios 116,9 155,4 56,3

Los costos de operación y mantenimiento del sistema corporativo comercial se han asignado a las distintas actividades comerciales en forma proporcional a la cantidad anual de transacciones que gestiona cada una, de acuerdo a la siguiente tabla.

Asignación de costos del sistema corporativo comercial

Cantidad anual de

transacciones

% de transacciones

por área

Costo del sistema comercial por área [ miles US$ / año ]

Atención Clientes en Oficinas 913.845 2% 47 Call Center 1.943.445 5% 99 Atención Grandes Clientes 4.812 0% 0 Atención de Contrataciones 40.443 0% 2 Conexiones 0% 0 Lectura PD 12.279.288 32% 625 Lectura MD 48.768 0% 2 Lectura GD 4.812 0% 0 Normativa comercial 0% 0 Análisis y recuperación de lecturas 221.992 1% 11 Facturación y notificación PD 12.279.288 32% 625 Facturación y notificación MD 48.768 0% 2 Facturación y notificación GD 4.812 0% 0 Recaudación y control 9.311.315 24% 474 Análisis, notificación, gestión y verificación morosos 0% 0 Suspensiones, reconexiones y extrajudicial PD 942.496 2% 48 Suspensiones, reconexiones y extrajudicial MD 5.304 0% 0 Suspensiones, reconexiones y extrajudicial GD 308 0% 0 Detección, planificación y apoyo a recup. de ventas 0% 0 Información para fiscalización comercial 0% 0 Inspecciones, normalizaciones y medidores PD 511.872 1% 26 Inspecciones, normalizaciones y medidores MD 5.195 0% 0 Inspecciones, normalizaciones y medidores GD 508 0% 0 Compras de Energía 0% 0Tarifas y regulación 0% 0 TOTAL ACTIVIDADES COMERCIALES 38.567.273 100% 1.965


8-6

EDELNOR 21/7/09

En lo referente a los gastos de alquiler, mantenimiento, limpieza y seguridad de los diferentes edificios y oficinas, los costos determinados se presentan a continuación.

Técnica Comercial Adminis.Cantidad de Empleados por área pers 249 348 126Superficie de edificios por Empleado m2 / pers 15 20 20Clientes por m2 de bodega cli / m2 200 1.000Superficie total de edificios m2 3.735 6.952 2.520Superficie total de bodegas m2 5.139 1.028Superficie de edificio por Vigilador m2 / vig 1.000 200 500Superficie de bodega por Vigilador m2 / vig 3.000 3.000 3.000Costo de alquiler oficinas con expensas US$ / m2 - año 150 250 169Costo de alquiler de bodegas US$ / m2 - año 33 33 0Costo de limpieza y mantenimiento de oficin US$ / m2 - año 6 12 6Costo de limpieza y mantenimiento de bodegUS$ / m2 - año 5 5 0

Gastos en edificios[miles US$ / año]

Técnica Comercial Adminis.

Alquiler de edificios y expensas 560,3 1.738,0 425,4Limpieza y mantenimiento de edificios y terrenos 22,4 83,4 15,1Alquiler de bodegas 168,7 33,9 0,0Limpieza y mantenimiento de bodegas 2,6 0,5 0,0Vigilancia 51,0 326,0 47,0

Finalmente se han considerado costos típicos de seguros e impuestos sobre la base de lo erogado por las distribuidoras de Lima (Edenor y Luz del Sur), según se presenta en la siguiente tabla.

SEGUROS E IMPUESTOS POR ACTIVIDAD Técnica Comercial Administ.Seguros varios (resp.civil, instalaciones, etc.) [ miles US$ / año ] 331,5 68,7 122,3Impuestos y tasas específicos (sin el impuesto a la Renta) [ miles US$ / año ] 1.003,7 84,9 1.233,5

8.4 OTROS COSTOS DE EXPLOTACIÓN

Los costos adicionales de explotación que no se determinaron mediante el modelo, son los aportes de la distribuidora a los organismos reguladores, y el costo financiero del capital de trabajo requerido para la operación de la empresa.

8.4.1 Aporte a los organismos reguladores y de despacho

El costo anual de los aportes a los organismos reguladores y de despacho (COES) se determinó en función de los valores aportados por la empresa distribuidora, según se indica a continuación:




Estos valores se han asignado a las actividades de OyM, al igual que el costo del capital de trabajo, proporcionalmente a los costos directos de estas actividades.


8-7

EDELNOR 21/7/09

8.4.2 Costo del Capital de Trabajo

El detalle del cálculo del Costo del Capital de Trabajo se presentó en el punto 5.5 de este informe dado que el mismo se asigna a las actividades de OyM de MT y BT, y a las otras zonales de la Empresa Modelo.

El valor obtenido resultó de 2 287 limes de US$ anuales.

9-1

EDELNOR 21/7/09

9. ASIGNACIÓN DE COSTOS INDIRECTOS

Una vez establecidos los costos indirectos correspondientes a las actividades de administración y apoyo, los mismos se asignan a los costos directos de Operación y Mantenimiento de las redes y Comerciales.

Para efectuar la asignación, como primera etapa se asignan los costos indirectos obtenidos del modelo a las actividades técnicas (OyM) y comerciales en forma global, efectuando la asignación de manera proporcional a los costos directos de personal correspondientes a estas dos actividades principales, según se muestra en el esquema siguiente.

ActividadesComerciales

Transferibles al VADNo Transferibles al VAD

Conexiones y Medidores

Costos Indirectos Cortes y Reconexiones

Actividades de ApoyoPersonalServicios contratadosMaterieles Actividades

TécnicasTransferibles al VADNo Transferibles al VAD

TransmisiónInversiones

% de costos directos de

personal

Una ves efectuada esta asignación global de los costos indirectos a las dos principales actividades directas de la compañía, se reasignan los costos indirectos entre las distintas actividades técnicas y comerciales utilizando el mismo criterio de repartición, es decir, los costos directos de personal propio correspondientes a cada actividad. Lo indicado se grafica en los siguientes esquemas.

Transferibles al VADLectura

FacturaciónActividades Atención clientesComerciales ........

........

No Transferibles al VADConexiones y Medidores

Cortes y Reconexiones


personal

9. Asignación de Costos Indirectos

9-2

EDELNOR 21/7/09

Transferibles al VADOyM red BT

OyM red MT

Actividades OyM alumbrado público

Técnicas ........

........

No Transferibles al VADOyM transmisión

Ineniería y obras


personal

9.1 DETERMINACIÓN DE LOS COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL, LOS COSTOS DE OPERACIÓN COMERCIAL Y LOS COSTOS ASOCIADOS AL USUARIO

De acuerdo a lo indicado en el punto 6.1.9 de los TDR para el Estudio de Costos del VAD los costos comerciales comprenden varias categorías de acciones, de las que se deben distinguir:

• Los costos asociados al usuario que son el control, la lectura, la facturación el reparto y la cobranza. Estos costos se incluirán en los cargos fijos

• Las acciones comerciales que comprenden la atención de nuevos suministros, los cortes y reconexiones y la reposición y mantenimiento de conexiones. Estos costos no se transfieren al VAD

• El resto de la actividad comercial que se agrupa en la gestión y la operación comercial, cuyos costos se transfieren al VAD de T y MT

En el desarrollo del modelo de cálculo se ha adoptado el siguiente criterio para la determinación de los distintos costos comerciales:

9.1.1 Costos asociados al usuario

Los costos asociados al usuario se han determinado según se indica en los TDR, es decir como la suma de los costos de lectura, facturación, reparto de facturas y cobranza.

La agrupación de las opciones tarifarias por tipo de lectura que se ha utilizado es la siguiente:

CFE (con medición de energía simple) = BT5B y BT6

CFS (con medición de demanda máxima) = BT5A, BT3, BT4, MT3 y MT4

CFH (con medición de demanda horaria) = BT2, MT2 y libres

Para la asignación de los costos a los distintos grupos de opciones tarifarias, se utilizó el criterio de asignar inicialmente los costos directos identificables para cada grupo de opciones y luego asignar el resto de los costos asociados al usuario a cada grupo de opciones en forma proporcional a la cantidad de clientes en cada grupo.

9. Asignación de Costos Indirectos

9-3

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9.1.2 Costos de gestión comercial

Dentro de estos costos se han considerados los correspondientes a las actividades del área de tarifas y grandes clientes que comprende se ocupa de las compras de energía, los estudios de tarifas, la atención de los grandes clientes, el desarrollo de la formativa comercial y la atención de los reclamos regulatorios.

9.1.3 Costos de la operación comercial

Comprende los restantes costos comerciales, fuera de los correspondientes a la atención de nuevos suministros, a las conexiones y a los cortes y reconexiones, que no se transfieren al VAD.

Las actividades consideradas en este rubro son básicamente las asociadas a la atención de los clientes y a la gestión de los saldos morosos, exceptuando los cortes y las reconexiones.

La actividad de recuperación de energía (control de pérdidas) si bien fue calculada como dentro del área comercial se considera como una actividad técnica a los efectos de la asignación de costos.

10-1

EDELNOR 21/7/09

10. FORMATOS D

Los formatos D se presentan en el Anexo M de este Informe.

EDELNOR Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Parte 3 – Resultados Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Julio 2009

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EDELNOR Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Parte 3 – Resultados Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Julio 2009


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Versión: 1.0

iii EDELNOR.21/7/09

INDICE

1. Introducción

2. Estructuración de la Empresa Modelo 2.1 Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo y definición

del tipo preliminar de red 2.2 Definición de las tecnologías adaptadas 2.3 Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la

valoración del VNR 2.4 Optimización técnica económica del sistema de

distribución 2.5 Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de

distribución 2.6 Estándar de calidad de servicio 2.7 Optimización de los costos de operación y mantenimiento

técnico 2.8 Optimización de los costos de gestión comercial y

pérdidas comerciales 2.9 Optimización de los costos indirectos 2.10 Optimización de los Costos Adicionales de Explotación

3. Cálculo de las tarifas de Distribución 3.1 Costo Fijo ( CF ) 3.2 Valor Agregado de Distribución MT ( VADMT ) 3.3 Valor Agregado de Distribucion SED MT/BT ( VADSED ) 3.4 Valor Agregado de Distribución BT ( VADBT ) 3.5 Pérdidas estándar de distribución en potencia y energía 3.6 Factores de economía de escala 3.7 Fórmula de reajuste

4. Comentarios del Consultor 4.1 Instalaciones eléctricas de la Empresa Modelo 4.2 Costos de Operación y Mantenimiento y de

Comercialización

1-1

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1. INTRODUCCIÓN

En esta Parte 3 del Informe Definitivo se presentan los resultados obtenidos de la Estructuración de la Empresa Modelo, y en el cálculo de las Tarifas de Distribución.

Las metodologías y criterios aplicados son los definidos en el Informe sobre el Proceso de Optimización de la Empresa Modelo, utilizando la información de base y los datos que se presentan en este informe.

En el Capítulo 2 se detallan todos los resultados correspondientes al proceso de optimización de las instalaciones, de los costos de explotación (técnicos y comerciales) y de las pérdidas de energía y potencia de la Empresa Modelo.

El Capítulo 3 contiene el cálculo y los resultados obtenidos para las tarifas de distribución, es decir el Cargo Fijo (CF), los Valores Agregados de Distribución en MT y BT (VAD MT y VAD BT) y las pérdidas estándar de energía y potencia. También se presentan los resultados obtenidos para los Factores de Economía de Escala y para las Fórmulas de Ajuste tanto del CF como de los VAD.

Finalmente en el Capítulo 4 se incorporan los comentarios del Consultor sobre el desarrollo del Estudio de Costos del VAD y sobre los resultados obtenidos.

2-1

EDELNOR 21/7/09

2. ESTRUCTURACIÓN DE LA EMPRESA MODELO

En el presente capítulo se presentan los resultados obtenidos en el proceso de estructuración de la empresa modelo, aplicando los criterios y metodologías detallados en el Informe sobre Proceso de Optimización de la Empresa Modelo adjunto.

Los resultados presentados comprenden los siguientes aspectos:

• Caracterización del Sistema Eléctrico Modelo y definición del tipo preliminar de red

• Definición de las tecnologías adaptadas

• Costos unitarios de las instalaciones eléctricas para la valoración del VNR

• Optimización técnica económica del sistema de distribución

• Cálculo de las pérdidas estándar del sistema de distribución

• Estándar de calidad de servicio

• Optimización de los costos de operación y mantenimiento técnico

• Optimización de los costos de gestión comercial y pérdidas comerciales

• Optimización de los costos indirectos

• Presentación de resultados comparativos

A continuación se describen en detalle los resultados obtenidos para cada punto mencionado.

2.1 CARACTERIZACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO MODELO Y DEFINICIÓN DEL TIPO PRELIMINAR DE RED

La caracterización del sistema eléctrico para la Empresa Modelo se desarrolló a través de las siguientes etapas.

1. Definición del mercado a abastecer a partir del balance de energía y potencia de la empresa real para el año base

2. Zonificación del mercado de la Empresa Modelo a partir de la densidad de carga y la consideración de restricciones tecnológicas y constructivas geográficas y ambientales

3. Diseño preliminar del tipo de red a considerar en cada zona

Se describen a continuación los resultados obtenidos en cada una de estas etapas.

2.1.1 Balance de potencia y energía

Para la determinación del Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo se han considerado las ventas de energía y potencia por categoría tarifaria determinadas para el año base de cálculo ( 2008 ), informadas en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Real presentado en el Primer Informe Parcial, con excepción de las ventas por Alumbrado Público las que se han calculado a partir de las instalaciones optimizadas de la empresa modelo.

2. Estructuración de la Empresa Modelo

2-2

EDELNOR 21/7/09

Adicionalmente a las mencionadas ventas de energía y potencia por categoría tarifaria, de han considerado las pérdidas técnicas estándar calculadas para la Empresa Modelo, calculadas según se indica en el punto 2.5 de este informe y las pérdidas comerciales de eficiencia descritas en el punto 2.8 del Informe.

El balance de Energía y Potencia resultante para la empresa modelo se presenta a continuación.

Energía Anual

Factor carga / FS ó

Potencia coincidente

MWhfactor de pérdidas kW

Ingreso MT 5.273.177 0,72 836.633Pérdidas estándar MT 61.722 0,56 12.487

Técnicas 61.722 0,56 12.487No Técnicas

Ventas MT 2.198.608 1,01 246.796MT1 996.472 1,15 99.058MT2 80.802 1,25 7.358MT3P 641.568 0,90 81.470MT3FP 183.174 1,05 19.861MT4P 243.926 0,83 33.398MT4FP 52.666 1,06 5.651

Ingreso BT 3.012.846 0,59 577.349Pérdidas estándar BT 281.406 0,54 58.950

Técnicas 195.418 0,53 42.129No Técnicas 85.988 0,58 16.822

Ventas BT 2.731.440 0,60 518.399BT1 0 0,00 0BT2 17.647 0,94 2.127BT3P 76.812 0,78 11.242BT3FP 65.991 0,96 7.790BT4P 94.071 0,74 14.552BT4FP 65.764 0,91 8.199BT5C 115.402 0,50 26.276BT5 2.286.443 0,58 447.297BT5A (<= 20 kW) 4.037 0,98 467BT5A (> 20 kW) 5.274 1,34 449

La potencia total al ingreso de la red de MT corresponde a la demanda simultánea con la Máxima Demanda del Sistema, ocurrida el día 11/12/2008 a las 19:45 hs.

La información acerca de los factores de carga y simultaneidad característicos de cada opción tarifaria se determinaron a partir de la campaña de caracterización realizada.

La demanda correspondiente a cada usuario se ha determinado para el instante de Máxima Simultánea con el Sistema a partir de la energía consumida por cada cliente durante el año 2008.

Por su parte los factores de carga y de simultaneidad y los factores de pérdidas correspondientes a cada opción tarifaria se presentan en la siguiente tabla:


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Opción Factor de Factor de

Tarifaria Carga CoincidenciaBaja Tensión Media Tensión

MT1 0,90 0,78 1,016TD1 0,90 0,78 1,016MT2 0,60 0,48 1,016MT3P 0,84 0,94 1,016MT3FP 0,61 0,59 1,016MT4P 0,82 0,98 1,016MT4FP 0,67 0,63 1,016BT1 1,00 1,00 1,148 1,167BT2 0,61 0,65 1,148 1,167BT3P 0,76 0,98 1,148 1,167BT3FP 0,56 0,58 1,148 1,167BT4P 0,72 0,98 1,148 1,167BT4FP 0,57 0,62 1,148 1,167BT5C 0,50 1,00 1,148 1,167BT5 0,58 1,00 1,148 1,167BT5A 0,56 0,57 1,148 1,167BT5B 0,59 0,44 1,148 1,167

(1) Incluyen las pérdidas comerciales o no técnicas en Baja Tensión

Factores de Pérdidas hasta el Ingreso a (1)

Aplicado a la zonificación del mercado en estudio, el sustento del método exige que el agregado de las energías consumidas y que el agregado de las demandas asignadas a cada uno de los clientes permita reproducir el Balance de Potencia y Energía de la empresa, lo que ha sido verificado.

2.1.2 Zonificación del mercado de la Empresa Modelo

Como resultado de la aplicación de los criterios de Subzonificación descriptos se obtuvieron superficies e indicadores para las zonas determinadas. En el siguiente gráfico se muestran las superficies cubiertas por la demanda de EDELNOR según las diferentes áreas definidas:

MAD sc8%

AD 1 sc7%

AD 2 sc16%

MD sc17%

BD sc3%

MAD cc15%

AD 1 cc9%

AD 2 cc8%

MD cc15%

BD cc2%

En el gráfico, los subíndices “sc” y “cc” permiten identificar las zonas Sin Contaminación y aquellas Con Contaminación salina.


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Como se indicó anteriormente el sustento del método de zonificación exige que el agregado de las energías consumidas y que el agregado de las demandas asignadas a cada uno de los clientes distribuidos según sus coordenadas geográficas en toda el área bajo estudio, permita reproducir el Balance de Potencia y Energía de la empresa.

El siguiente cuadro muestra la verificación de la exigencia indicada, además de presentar la Demanda de Optimización calculada, la cual se determinó a partir de las energías facturadas en cada tarifa y los factores de Carga, Simultaneidad y de Pérdidas No Técnicas presentados

Es decir que la Demanda de Optimización, es decir la que se utilizará en el modelo de diseño y optimización de las redes, se determina como la demanda simultánea de los clientes más las pérdidas no técnicas consideradas, las que se expresan a través de la densidad de carga para su ingreso en el modelo de cálculo de la red optimizada. Las pérdidas técnicas en cada etapa de la red son incorporadas por el propio modelo durante el proceso de diseño de las redes.

La Demanda de Optimización se utilizará para la determinación de las redes de la empresa modelo aplicando los Modelos de Optimización correspondientes. Dicha demanda se determinó sin incluir los factores de Pérdidas Técnicas, pero sí los correspondientes a las Pérdidas No Técnicas, ya que las mismas aportan demanda a las redes a modelar.

NIVEL DETENSION

TARIFAENERGIA

FACTURADA[MWh]

POTENCIA BALANCE REAL

[kW]

POTENCIA MODELO[kW]

BT2 17,647 2,482 2,245 BT3FP 65,991 9,088 8,221 BT3P 76,812 13,115 11,863 BT5C 170,509 45,294 ‐ BT4FP 65,764 9,566 8,653 BT4P 94,071 16,978 15,357 BT5 2,286,443 521,856 472,034 BT5A 4,037 545 493 BT5B 5,274 524 474 TOTAL BT 2,786,547 619,448 519,339 MT1 996,472 100,675 99,058 MT2 80,802 7,478 7,358 MT3FP 183,174 20,186 19,861 MT3P 641,568 82,800 81,470 MT4FP 52,666 5,743 5,651 MT4P 243,926 33,943 33,398 TOTAL MT 2,198,608 250,824 246,796

4,985,156 870,272 766,136

BAJA

TENSION

MED

IATENSION

TOTAL EMPRESA

Nota:

POTENCIA BALANCE REAL: Es la demanda a la entrada de la empresa resultante de considerar la demanda real estimada a partir del estudio de Caracterización de la Carga realizado, en donde se ha utilizado el % de pérdidas de la o las etapas


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según corresponda. Sobre la base de este valor se determinan la conformación de los diferentes bloques y su calificación de acuerdo a los límites establecidos.

POTENCIA MODELO: Es la demanda que aporta cada Tarifa para la conformación de la empresa modelo. En su determinación se considera solamente un % de Pérdidas No Técnicas correspondiente a la empresa Real y no se consideran el aporte de la tarifa de BT5C dado que resultará del producido de la optimización realizada.

Los niveles de pérdidas referidos a cada etapa utilizados son los siguientes:

• Perdidas Técnicas en Baja Tensión: 7,65 %

• Pérdidas No Técnicas en Baja Tensión: 5,24 %

• Pérdidas Técnicas en Media Tensión: 1,61 %

a. REPRESENTACIÓN GRAFICA DE LA DEMANDA

Como complemento del Balance de Energía y Potencia se ha realizado una representación gráfica de la demanda, que consta de mapas de densidad georeferenciados correspondiente al mercado de la Empresa EDELNOR.

La información base para la construcción de dichos mapas, surge a partir de la Base de Usuarios georeferenciada, los datos característicos de las tarifas y la base de usuarios con medición de demanda correspondiente al periodo 2008.

De la información citada anteriormente se ha determinado la ubicación geográfica de las demandas de Baja y Media Tensión correspondiente a los clientes particulares y la demanda correspondiente al Alumbrado Público.

A continuación se muestran los mapas de densidad en 2 dimensiones (2D) y 3 dimensiones (3D) para el área de servicio de EDELNOR, donde se indican con código de colores las zonas de densidad consideradas.


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La siguiente tabla presenta las superficies totales y con restricciones, determinadas por el proceso de zonificación:

DETALLE UNIDAD MAD sc

AD 1 sc

AD 2 sc MD sc BD sc MAD

ccAD 1

ccAD 2

cc MD cc BD cc

SUPERFICE km2 25.8 21.6 50.0 56.4 10.3 47.7 27.7 26.9 48.9 7.8

ZONAS HISTÓRICAS km2 1.92 0.64 0.48 0.00 0.00 3.04 0.76 0.24 0.40 0.05

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE BT AEREA VS SUBTERRANEA(5,1 m < AC < 7,8 m)

% 7% 7% 10% 12% 6% 7% 9% 8%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE BT POR AMBAS VEREDAS (AC > 12)

% 44% 36% 31% 44% 44% 38% 32% 48%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS SUBTERRANEA ( AC < 8,0 m )

% 10% 13% 15% 10% 8% 11%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS AUTOPORTANTE CON MENSULA( 8,0 m < AC < 9,0 m )

% 11% 12% 9% 8% 10% 10%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS AUTOSOPORTADA( 9,0 m < AC < 10,0 m )

% 11% 11% 8% 7% 10% 9%

RESTRICCION AL TENDIDO DE RED DE MT AEREA VS CONVENCIONAL EN BANDERA( 10,0 m < AC < 12,2 m )

% 20% 19% 20% 23% 21% 21%

TENDIDO DE RED DE MT AEREA CONVENCIONAL( AC > 12,2 m )

% 48% 45% 48% 53% 50% 49%

Nota: En las SubZonas de MAD el tipo de Red es subterránea en BT y MT mientras que en la subzona de AD 1 la red de MT es subterránea.


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EDELNOR 21/7/09

b. INFORMACIÓN DE DENSIDAD DE CARGA Y DE DEMANDA REQUERIDA PARA EL DISEÑO DE LA RED IDEAL

Una vez finalizada la zonificación del Sector Típico 1, se determinó la información del mercado necesaria para el diseño de la red optimizada correspondiente a cada zona en sus diferentes etapas (red de BT, SED y red de MT), según la metodología indicada en el Informe sobre Proceso de Optimización de la Empresa Modelo, cuyos resultados se muestran a continuación:

Demanda sobre la Red General de BT (Servicio Particular)

Áreas Sin Contaminación

DESCRIPCION POTENCIA

[kW]USUARIOS

[1/°]SUPERFICIE

[km2]

DENSIDAD POTENCIA [kW/km2]

DENSIDAD USUARIOS [USU/km2]

MAD sc 65,247.1 83,112 25.80 2,529.0 3,221.4 AD 1 sc 49,481.7 84,438 21.64 2,286.6 3,901.9 AD 2 sc 76,148.3 158,979 50.04 1,521.7 3,177.0 MD sc 31,150.1 95,392 56.41 552.2 1,691.0 BD sc 842.9 4,707 10.27 82.1 458.3 TOTAL 222,870 426,628 164.16 1,357.6 2,598.9

Áreas Con Contaminación Salina


[kW]USUARIOS

[1/°]SUPERFICIE

[km2]



MAD cc 135,270.7 194,682 47.68 2,837.1 4,083.1 AD 1 cc 68,651.9 106,790 27.68 2,480.2 3,858.0 AD 2 cc 39,056.7 81,461 26.88 1,453.0 3,030.5 MD cc 26,732.7 94,821 48.94 546.2 1,937.5 BD cc 693.4 6,784 7.75 89.5 875.4 TOTAL 270,405 484,538 158.93 1,701.4 3,048.8

Posteriormente, y a partir de la información obtenida de las tablas DATOS_USUARIOS y CONEXION_CENTROS (en la cual se identifica la Salida de cada SED a la que se encuentra conectado cada usuario), se determinó la cantidad de clientes conectados en las salidas de las SED dedicadas - siempre que su potencia fuera superior a los 50 kW, y en transformadores MT/BT dedicados que alimentan a un usuario con potencia mayor de 100 kW.

Con dichos criterios se calculó la correspondiente demanda acumulada para cada zona típica. A partir de esta información pudo determinarse tanto la densidad de clientes con salidas BT y transformadores dedicados, en N° de clientes por km2, y la potencia promedio de cada tipo de cliente en kW. Para estos procesamientos se utilizaron las ecuaciones descriptas anteriormente.

Los resultados se muestran a continuación:


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Demanda de Usuarios conectados en salidas de BT dedicadas



[kW]USUARIOS

[1/°]SUPERFICIE

[km2]



MAD sc 3,265.5 85 25.80 126.6 3.3 AD 1 sc 889.7 24 21.64 41.1 1.1 AD 2 sc 982.8 26 50.04 19.6 0.5 MD sc 39.5 1 56.41 0.7 0.0 BD sc - - 10.27 - - TOTAL 5,177 136 164.16 31.5 0.8



[kW]USUARIOS

[1/°]SUPERFICIE

[km2]



MAD 5,191.7 138 47.68 108.9 2.9 AD 1 cc 547.4 14 27.68 19.8 0.5 AD 2 cc 454.5 12 26.88 16.9 0.4 MD cc 64.6 2 48.94 1.3 0.0 BD cc - - 7.75 - - TOTAL 6,258 166 158.93 39.4 1.0

Demanda de Usuarios conectados en SED MT/BT dedicadas



[kW]USUARIOS

[1/°]SUPERFICIE

[km2]



MAD sc 4,044.2 46 25.80 156.8 1.8 AD 1 sc 729.5 11 21.64 33.7 0.5 AD 2 sc 547.1 8 50.04 10.9 0.2 MD sc - - 56.41 - - BD sc - - 10.27 - - TOTAL 5,321 65 164.16 32.4 0.4



[kW]USUARIOS

[1/°]SUPERFICIE

[km2]



MAD cc 6,876.9 87 47.68 144.2 1.8 AD 1 cc 1,319.9 18 27.68 47.7 0.7 AD 2 cc 1,110.6 13 26.88 41.3 0.5 MD cc - - 45.31 - - BD cc - - 7.75 - - TOTAL 9,307 118 158.93 58.6 0.7


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Finalmente se determinó la densidad de clientes en MT conectados a lo largo de la red, expresada como N° de clientes por km2, y su potencia promedio en kW. En este procedimiento se utilizaron directamente las demandas calculadas de los Usuarios de MT. A continuación se presentan los resultados obtenidos:

Demanda de Usuarios conectados en MT



[kW]USUARIOS

[1/°]SUPERFICIE

[km2]



MAD sc 90,569.5 302 25.80 3,510.4 11.7 AD 1 sc 5,368.6 55 21.64 248.1 2.5 AD 2 sc 3,606.0 64 50.04 72.1 1.3 MD sc 570.1 41 56.41 10.1 0.7 BD sc 3.4 4 10.27 0.3 0.4 TOTAL 100,118 466 164.16 609.9 2.8



[kW]USUARIOS

[1/°]SUPERFICIE

[km2]



MAD cc 138,227.1 509 47.68 2,899.1 10.7 AD 1 cc 5,153.5 55 27.68 186.2 2.0 AD 2 cc 2,947.2 49 26.88 109.6 1.8 MD cc 350.7 36 48.94 7.2 0.7 BD cc 0.3 1 7.75 0.0 0.1 TOTAL 146,679 650 158.93 922.9 4.1


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Los siguientes gráficos resumen los resultados obtenidos:

ZONAS SIN CONTAMINACIÓN SALINA (SC)

‐

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

MAD sc AD 1 sc AD 2 sc MD sc BD sc

POTENCIA [kW]

Red de BT General Red de BT Salida Desdicada Red de BT SED exclusiva Red de MT General

ZONAS CON CONTAMINACIÓN SALINA (CC)

‐

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

MAD cc AD 1 cc AD 2 cc MD cc BD cc

POTENCIA [kW]

Red de BT General Red de BT Salida Desdicada Red de BT SED exclusiva Red de MT General

Adicionalmente, el proceso de zonificación permitió identificar la participación de las SSEE en cada zona típica, lo cual se calculó en función del número de centros MT/BT ubicados en cada área. Las siguientes tablas presentan los valores determinados, donde para mayor claridad de lectura se han eliminado los porcentajes iguales a 0%:


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PARTICIPACIÓN DE LAS SSEE – ÁREAS SIN CONTAMINACIÓN SSEE MAD sc AD 1 sc AD 2 sc MD sc BD sc

ANCON 0% 0% 0% 0% 0%BARSI 0% 0% 0% 0% 0%CAUDIVILLA 3% 11% 53% 32% 1%CHAVARRIA 60% 13% 7% 1% 0%CTO GRANDE 35% 15% 43% 7% 0%INDUSTRIAL 0% 0% 0% 0% 0%INFANTAS 35% 13% 20% 8% 1%JICAMARCA 0% 10% 42% 42% 5%MARANGA 0% 0% 0% 0% 0%MIRONES 1% 5% 0% 0% 0%NARANJAL 59% 10% 11% 2% 0%OQUENDO 0% 0% 0% 0% 0%PANDO 0% 0% 0% 0% 0%PERSHING 0% 0% 0% 0% 0%PT-PIEDRA 48% 8% 8% 32% 4%STA-MARINA 0% 0% 0% 0% 0%STA.ROSA A 56% 17% 19% 2% 0%T-VALLE 3% 2% 0% 0% 0%TACNA 36% 10% 5% 1% 0%VENTANILLA 0% 0% 0% 0% 0%ZAPALLAL 0% 1% 7% 45% 4%

PARTICIPACIÓN DE LAS SSEE – ÁREAS CON CONTAMINACIÓN SALINA SSEE MAD cc AD 1 cc AD 2 cc MD cc BD cc

ANCON 0% 5% 39% 53% 3%BARSI 80% 12% 7% 1% 0%CAUDIVILLA 0% 0% 0% 0% 0%CHAVARRIA 4% 6% 7% 2% 0%CTO GRANDE 0% 0% 0% 0% 0%INDUSTRIAL 99% 1% 1% 0% 0%INFANTAS 1% 4% 11% 8% 0%JICAMARCA 0% 0% 0% 0% 0%MARANGA 77% 21% 2% 0% 0%MIRONES 90% 5% 0% 0% 0%NARANJAL 0% 4% 7% 8% 0%OQUENDO 63% 6% 16% 14% 1%PANDO 81% 15% 4% 0% 0%PERSHING 88% 11% 1% 0% 0%PT-PIEDRA 0% 0% 0% 0% 0%STA-MARINA 42% 35% 18% 4% 0%STA.ROSA A 6% 0% 1% 0% 0%T-VALLE 60% 28% 7% 1% 0%TACNA 48% 0% 0% 0% 0%VENTANILLA 15% 10% 23% 52% 1%ZAPALLAL 0% 0% 1% 43% 0%


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2.1.3 Diseño preliminar del tipo de red a considerar en cada zona

Para realizar el dimensionamiento óptimo de la red modelo, es necesario previamente definir las tecnologías de diseño que serán consideradas para cada una de las configuraciones de red a incluir en la determinación de la red de mínimo costo.

En el presente capítulo se definen las tecnologías constructivas que se adoptarán para las líneas de MT y BT, Subestaciones de Distribución (SED), equipamientos de maniobra y protección y red de alumbrado público.

En los casos evaluados se han comparado las tecnologías alternativas consideradas válidas según el estado del arte actual, la disponibilidad necesaria a nivel nacional e internacional, y las condiciones particulares del área de concesión de Edelnor.

Se ha considerado que el objetivo principal de la “Definición de las Tecnologías a Aplicar” es el de realizar un análisis comparativo de las tecnologías constructivas válidas para lograr una optimización de las redes de MT y BT de una Empresa de Distribución de Energía. Esto no implica que se deba tomar como ejemplo únicamente las tecnologías existentes en la red de Edelnor, sino utilizar aquellas que resulten óptimas en función de la comparación efectuada entre varias alternativas.

La comparación de las alternativas se ha efectuado considerando los costos de inversión, y sus costos de explotación asociados, de manera de obtener la de mínimo costo global.

Para los costos de inversión se han considerado los valores unitarios de los diferentes componentes que conforman las redes de MT y BT obtenidos de empresas proveedoras y comparados con los entregados por Edelnor. Existen ciertas formaciones de las cuales no se ha podido obtener costos unitarios, en estos casos se han estimado interpolando valores existentes. También se ha evaluado la relaciones de los costos directos e indirectos utilizada por Edelnor en la determinación del VNR para las instalaciones tipo de su sistema. Para algunas instalaciones se han tomado costos de empresas distribuidoras de Perú.

Como costos de explotación, se han tomado en cuenta los costos de operación y mantenimiento, los costos de las pérdidas de potencia y energía y los costos por energía no suministrada, directamente asociados con la tecnología.

Sobre la base del análisis efectuado se han identificado las tecnologías indicadas a continuación como aquellas que resultan óptimas para el desarrollo de la red de Edelnor:

• Sistema de Operación y Protecciones: dadas las condiciones particulares del terreno en la zona de Lima, se ha determinado como la alternativa óptima la operación de la red de distribución con neutro aislado, utilizando protecciones con relevadores de corrientes de tierra direccionales.

• Redes subterráneas de MT: en función de los tipos de cable utilizados actualmente, y la comparación contra costos internacionales de cables de aluminio, ha resultado como óptima la utilización de la tecnología de cables de aluminio con aislación seca.

• Redes aéreas de MT: la tecnología que se ha evidenciado como óptima para el desarrollo de las redes MT considera la utilización de postes de concreto, aisladores poliméricos, conductor de cobre en las zonas de alta contaminación salina, y conductor de aluminio desnudo para el resto de las zonas.


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• Redes Subterráneas de BT: efectuado un análisis similar al caso de la red subterránea de MT, se determinó que la tecnología óptima es la utilización de cables de aluminio con aislación seca para secciones mayores a 70 mm2, para secciones menores resultan más conveniente la utilización de cables de cobre.

• Redes aéreas de BT: en función de la comparación de las distintas tecnologías disponibles se ha evaluado como la opción óptima, tanto para las zonas de alta contaminación salina como para el resto, la utilización de líneas aéreas de BT autosoportadas (o preensambladas) de aluminio montadas en postes de concreto.

• Subestaciones de Distribución: en este caso se ha considerado que todas las opciones tecnológicas habitualmente utilizadas por empresas distribuidoras, consideradas configuraciones típicas para las SED (plataformas aéreas monoposte o biposte, subestaciones compactas a nivel o subterráneas y subestaciones convencionales a nivel o subterráneas), eran alternativas válidas para su inclusión en el análisis de optimización, dependiendo su selección de las características del área a servir y de la disponibilidad de espacio en cada caso. En el caso de las SED aéreas se ha determinado la utilización de postes de concreto. Se han considerado los módulos de transformación normalizados por la distribuidora.

• Alumbrado Público: para el servicio de alumbrado público el análisis realizado ha evidenciado como tecnología óptima la utilización de postes de concreto, aprovechar los apoyos de la red de BT, con pastorales metálicos y luminarias con lámparas de vapor de sodio.

Por su parte se presenta el siguiente diseño preliminar del tipo de red para las zonas con restricciones ambientales y constructivas.

• Zonas con alta contaminación salina − Redes aéreas de MT con aisladores poliméricos y conductor de cobre o redes

subterráneas − Equipos de maniobra y SED aéreas con aisladores poliméricos − Redes aéreas de BT autosoportadas o con conductor de aluminio

• Zonas con veredas de ancho menor a 1,1 m − Redes subterrâneas de BT y MT − SED convencionales a nivel o subterráneas y compactas en bóveda o sobre

pedestal

• Zonas con veredas de ancho menor a 1,3 m pero mayor o igual a 1,1 m − Redes subterrâneas de MT − SED convencionales a nivel o subterráneas y compactas en bóveda o sobre

pedestal − Redes aéreas de BT autosoportadas con conductor de aluminio y poste de

acero con ménsulas.

• Zonas con veredas de ancho menor a 1,8 m pero mayor o igual a 1,3 m − Redes aéreas de MT autosoportadas con mésula en poste de acero. − SED convencionales a nivel y compactas en bóveda o sobre pedestal − Redes aéreas de BT autosoportadas con conductor de aluminio en poste de

concreto.


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• Zonas con veredas de ancho menor a 2,3 m pero mayor o igual a 1,8 m − Redes aéreas de MT autosoportadas en poste de concreto. − SED convencionales a nivel y compactas en bóveda o sobre pedestal − Redes aéreas de BT autosoportadas con conductor de aluminio en poste de

concreto.

• Zonas con veredas de ancho menor a 3,4 m pero mayor o igual a 2,3 m − Redes aéreas de MT en bandera con poste de concreto − SED compactas en bóveda o sobre pedestal y plataformas − Redes aéreas de BT autosoportadas con conductor de aluminio en poste de

concreto.

• Zonas con veredas de ancho mayor a 3,4 m − Redes aéreas de MT convencionales com poste de concreto − SED compactas en bóveda o sobre pedestal y plataformas − Redes aéreas de BT autosoportadas con conductor de aluminio en poste de

concreto.

2.2 DEFINICIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS ADAPTADAS

Para realizar el dimensionamiento óptimo de la red modelo, es necesario previamente definir las tecnologías de diseño que serán consideradas para cada una de las configuraciones de red a incluir en la determinación de la red de mínimo costo.

En el presente capítulo se definen las tecnologías constructivas que se adoptarán para las líneas de MT y BT, Subestaciones de Distribución (SED), equipamientos de maniobra y protección y red de alumbrado público.

En los casos evaluados se han comparado las tecnologías alternativas consideradas válidas según el estado del arte actual, la disponibilidad necesaria a nivel nacional e internacional, y las condiciones particulares del área de concesión de Edelnor.

Se ha considerado que el objetivo principal de la “Definición de las Tecnologías a Aplicar” es el de realizar un análisis comparativo de las tecnologías constructivas válidas para lograr una optimización de las redes de MT y BT de una Empresa de Distribución de Energía. Esto no implica que se deba tomar como ejemplo únicamente las tecnologías existentes en la red de Edelnor, sino utilizar aquellas que resulten óptimas en función de la comparación efectuada entre varias alternativas.

La comparación de las alternativas se ha efectuado considerando los costos de inversión, y sus costos de explotación asociados, de manera de obtener la de mínimo costo global.

Para los costos de inversión se han considerado los valores unitarios de los diferentes componentes que conforman las redes de MT y BT obtenidos de empresas proveedoras y comparados con los entregados por Edelnor. Existen ciertas formaciones de las cuales no se ha podido obtener costos unitarios, en estos casos se han estimado interpolando valores existentes. También se ha evaluado la relaciones de los costos directos e indirectos utilizada por Edelnor en la determinación del VNR para las instalaciones tipo de su sistema. Para algunas instalaciones se han tomado costos de empresas distribuidoras de Perú.


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Como costos de explotación, se han tomado en cuenta los costos de operación y mantenimiento, los costos de las pérdidas de potencia y energía y los costos por energía no suministrada, directamente asociados con la tecnología.

Sobre la base del análisis efectuado se han identificado las tecnologías indicadas a continuación como aquellas que resultan óptimas para el desarrollo de la red de Edelnor:

• Sistema de Operación y Protecciones: dadas las condiciones particulares del terreno en la zona de Lima, se ha determinado como la alternativa óptima la operación de la red de distribución con neutro aislado, utilizando protecciones con relevadores de corrientes de tierra direccionales.

• Redes subterráneas de MT: en función de los tipos de cable utilizados actualmente, y la comparación contra costos internacionales de cables de aluminio, ha resultado como óptima la utilización de la tecnología de cables de aluminio con aislación seca.

• Redes aéreas de MT: la tecnología que se ha evidenciado como óptima para el desarrollo de las redes MT considera la utilización de postes de concreto, aisladores poliméricos, conductor de cobre en las zonas de alta contaminación salina, y conductor de aluminio desnudo para el resto de las zonas.

• Redes Subterráneas de BT: efectuado un análisis similar al caso de la red subterránea de MT, se determinó que la tecnología óptima es la utilización de cables de aluminio con aislación seca para secciones mayores a 70 mm2, para secciones menores resultan más conveniente la utilización de cables de cobre.

• Redes aéreas de BT: en función de la comparación de las distintas tecnologías disponibles se ha evaluado como la opción óptima, tanto para las zonas de alta contaminación salina como para el resto, la utilización de líneas aéreas de BT autosoportadas (o preensambladas) de aluminio montadas en postes de concreto.

• Subestaciones de Distribución: en este caso se ha considerado que todas las opciones tecnológicas habitualmente utilizadas por empresas distribuidoras, consideradas configuraciones típicas para las SED (plataformas aéreas monoposte o biposte, subestaciones compactas a nivel o subterráneas y subestaciones convencionales a nivel o subterráneas), eran alternativas válidas para su inclusión en el análisis de optimización, dependiendo su selección de las características del área a servir y de la disponibilidad de espacio en cada caso. En el caso de las SED aéreas se ha determinado la utilización de postes de concreto. Se han considerado los módulos de transformación normalizados por la distribuidora.

• Alumbrado Público: para el servicio de alumbrado público el análisis realizado ha evidenciado como tecnología óptima la utilización de postes de concreto, aprovechar los apoyos de la red de BT, con pastorales metálicos y luminarias con lámparas de vapor de sodio.

2.2.1 Sistema de Operación y Protección

Se han evaluado las distintas alternativas de conexión del Neutro a Tierra en la red de MT de 10 kV, considerando los costos de inversión y de explotación diferenciales respecto a una alternativa básica común de referencia para todas las analizadas.

Esto significa que si para un determinado concepto la alternativa A es la que representa a aquellas instalaciones comunes a todas las analizadas, se han identificado los sobrecostos asociados a las instalaciones o costos de explotación adicionales para las alternativas B y C. El mínimo costo resulta de la suma de los sobrecostos


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correspondientes a cada concepto evaluado, para todas las alternativas, y determinando la de menor sobrecosto total.

Para facilitar la evaluación económica se ha tomado el ejemplo de una subestación típica de AT/MT (SET) con 2 transformadores de 25 MVA AT/MT. Esto permite cuantificar y comparar fácilmente los beneficios/perjuicios económicos de cada alternativa. Estos resultados pueden ser trasladados fácilmente a otros casos.

Para esta SET se han considerado las siguientes promedio correspondientes a las existentes en Edelnor según el siguiente detalle:

Total Promediodistribuidora por SET

Cantidad de SET 21 ---

Cantidad de SED MT/BT 7,412 353Longitud de red Aérea de MT - [ km ] 1,151 55Longitud de red Subterránea de MT - [ km ] 1,516 72Longitud de red Aérea de BT y AP - [ km ] 618 29Longitud de red Autoportante de BT y AP - [ km ] 4,892 233Longitud de red Subterránea de BT y AP - [ km ] 10,501 500

a. ALTERNATIVAS CONSIDERADAS

Se han analizado y comparado las siguientes alternativas tecnológicas para la puesta a tierra del sistema de conexión:

• Neutro conectado rígidamente a tierra

• Neutro conectado a través de bobina zig-zag

• Neutro aislado

b. CONCEPTOS EVALUADOS

Se analizan para cada una de las alternativas los sobrecostos vinculados con los siguientes conceptos:

• Instalación del sistema de puesta a tierra en SET

• Instalación de puestas a tierra y mejoramiento del suelo en el área de las SED y de las estructuras aéreas MT

• Mantenimiento de las puestas a tierra

• Pantalla de los cables subterráneos

• Sistema de protecciones en la red MT.

• Fallas en la red de MT asociadas al sistema de puesta a tierra


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c. INSTALACIÓN DEL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA EN SET

i. Neutro conectado rígidamente a tierra

En este caso el costo de conexión a tierra de las instalaciones de la SET AT/MT es despreciable frente al costo de inversión de la propia SET, por lo que no se lo ha considerado.

ii. Neutro conectado a través de bobina zig-zag

En este caso se requiere la conexión de un reactor zig-zag. Este reactor filtra las componentes inversa y directa de la corriente (encuentran una gran impedancia) permitiendo únicamente un flujo homopolar de corriente (para el cual el equipo tiene baja impedancia). Este sistema aporta así una conexión de baja impedancia para las corrientes que retornan por tierra en caso de una falla a tierra en algún punto de la red.

De ser necesario pueden ubicarse resistores en la conexión a tierra o en la conexión a cada una de las fases del reactor zig-zag para reducir la corriente de cortocircuito convenientemente.

Para el caso de una SET 25 MVA AT/MT el costo de inversión en un reactor zig-zag es de aproximadamente US$: 30,600. El mantenimiento del mismo es relativamente bajo frente al del transformador, por lo que no se lo ha considerado. Cabe aclarar que Edelnor no utiliza bobinas zig-zag en sus instalaciones.

iii. Neutro aislado

En este caso no se requiere ningún tipo de conexión.

d. INSTALACIÓN DE PUESTAS A TIERRA Y MEJORAMIENTO DEL SUELO EN EL ÁREA DE LAS SED Y DE LAS ESTRUCTURAS AÉREAS MT


Deben instalarse PAT en todas las estructuras de la red aérea de MT, y deben mejorarse las tierras de esas estructuras y de las SED MT/BT para evitar que en el caso de falla a tierra las tensiones de paso y contacto en ese punto superen valores aceptables debido a las altas corrientes a tierra, y que no aparezcan asimismo sobretensiones que dañen los equipos eléctricos de la red, y afecten la seguridad de seres vivos.

El costo de instalación de la PAT en las estructuras de la red MT es de 135 US$ por estructura según valores promedios del mercado peruano y el de mejoramiento de la puesta a tierra mediante la adición de sales, para el caso de neutro rígido a tierra resulta del orden de 160 US$ por puesta a tierra. Este último valor se obtiene del promedio de costos obtenidos de información de proveedores considerando las características del terreno de Lima.

Considerando que, como valor promedio, la longitud de la red aérea MT por SET de Edelnor es de 55 km, que las redes tienen como valor promedio 18 estructuras por km, y que existen aproximadamente 207 SED por cada SET, los sobrecostos resultantes por SET son de US$ 295,000.


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En este caso el costo de mejoramiento del terreno se reduce a un valor estimado en los 100 US$ por puesta a tierra, debido a los menores requerimientos de baja resistencia y de las corrientes involucradas.

En este caso, y considerando la misma cantidad de instalaciones promedio por SET, el sobrecosto por las adecuaciones asciende a US$ 234,000.

iii. Neutro aislado

Para el sistema de neutro aislado no se requieren inversiones adicionales.

e. MANTENIMIENTO DE LAS PUESTAS A TIERRA


La conexión del neutro rígido a tierra, en especial teniendo en cuenta las particularidades del terreno en el área de Lima, implica la realización periódica de actividades de mantenimiento que consisten en la medición de la resistencia de puesta a tierra y la renovación de los pozos de tierra en caso de requerirse, según los resultados de las mediciones efectuadas.

Al respecto se ha considerado necesario efectuar 1 medición de resistencia de PAT cada 3 años en el caso de las SED, y de 1 medición cada cinco años en las PAT de las estructuras de MT. Se ha estimado además la necesidad de efectuar la renovación del 20% de los pozos de tierra anualmente.

Teniendo en cuenta que el costo de cada medición de la resistencia de puesta a tierra es de 21 US$ y que el costo promedio de la renovación de los pozos de tierra asciende a los 41 US$ y considerando que en promedio existen 353 SED y 987 estructuras de la red de MT por cada SET, el costo anual de mantenimiento resultante asciende a los 17,585 US$.

Considerando un período de análisis de 20 años y una tasa de actualización del 12%, el valor presente de los costos capitalizados es de 131,000 US$.


En este caso, teniendo en cuenta que los requerimientos de resistencia de PAT no son tan críticos, se ha considerado necesario efectuar 1 medición de resistencia de PAT cada 4 años en el caso de las SED, y una 1 medición cada siete años en las PAT de las estructuras de MT. Se ha estimado además la necesidad de efectuar la renovación del 10% de los pozos de tierra anualmente.

En función de estos requerimientos de mantenimiento, y considerando los mismos costos unitarios por cada tarea, el monto anual de mantenimiento asciende a los 10,298 US$, mientras que el valor presente de los costos durante 20 años asciende a los 77,000 US$.

iii. Neutro aislado

En el caso del sistema de neutro aislado los requerimientos de mantenimiento se reducen a 1 medición de resistencia de PAT cada 5 años en cada SED, y la renovación del 5% de los pozos de tierra anualmente en las SED.


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Los costos involucrados en este caso son de 2,205 US$ por año, mientras que el valor presente de los costos durante 20 años asciende a los 16,000 US$.

iv. Neutro conectado a través de bobina zig-zag

En este caso valen las mismas consideraciones que para el neutro conectado rígidamente a tierra.

v. Neutro aislado

Para el sistema de neutro aislado no se requieren inversiones adicionales.

f. PANTALLA DE LOS CABLES SUBTERRÁNEOS


Con este sistema de conexión del neutro es necesario utilizar cables subterráneos de MT con pantallas electrostáticas dimensionadas para permitir la circulación de elevadas corrientes en caso de cortocircuitos a tierra.

Para la evaluación del sobrecosto de los cables con el incremento de la sección de la pantalla, por sobre la requerida en caso de neutro asilado, se adopta, teniendo en cuenta una sección media para la pantalla de los cables MT de 70 mm2, un costo adicional de 1,100 US$/km de cable. Este sobrecosto considera únicamente el valor de la sección diferencial de cobre requerida.

Si se considera que la longitud promedio de cable subterráneo por SET es de 72 km el sobrecosto por este concepto alcanza los 79,000 U$S por SET.


Un primer análisis de la conexión del neutro a través de bobina zig-zag indicaría que es necesario la utilización de cables subterráneos MT con pantalla reforzada, al igual que en el caso de neutro rígido a tierra, debido a las corrientes que circulan por ésta en caso de cortocircuitos a tierra.

Sin embargo es posible ajustar la velocidad de actuación de protecciones para evitar daños en pantallas y conductores en caso de cortocircuitos. También es posible limitar la corriente a tierra con la propia impedancia del reactor zig-zag.

Esta disminución de la corriente de falla a tierra no hace necesario la utilización de cables distintos que para el caso de neutro aislado.

iii. Neutro aislado

Para el sistema de neutro aislado no se requiere el diseño reforzado de la pantalla electrostática de los cables de MT.

g. SISTEMA DE PROTECCIONES EN LA RED MT


Teniendo en cuenta las corrientes involucradas en una falla monofásica y la necesidad de detección de la misma rápidamente, para este sistema de conexión del neutro, se


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requiere la utilización de protecciones de máxima corriente en las salidas de los alimentadores MT.

Considerando un promedio de 15 salidas de MT por SET y un costo unitario de 3,500 US$ por protección, la inversión total requerida por SET por este concepto asciende a los 52,200 US$.


Para este sistema de conexión del neutro se requieren básicamente las mismas protecciones que para el caso del neutro rígido, variando solamente la regulación de las mismas si se considera una menor corriente de falla monofásica, por el uso de impedancias limitadoras. Esto implica el mismo costo de inversión por SET.

iii. Neutro aislado

Para el caso del sistema de operación con el neutro aislado, existen relés de tierra y/o de corriente residual direccionales que calculan la potencia que se drena a tierra incluyendo su sentido dentro de la red. Estos relés (en versiones microprocesadas) calculan la suma vectorial de las corrientes de las fases y la multiplican escalarmente por una de las tres tensiones entre fases (eliminando fase fallada).

Es posible ajustar para que estos relés actúen cuando el resultado supere un valor aceptable. Inclusive se obtiene el sentido de la energía de la falla lo cual permite conocer si la falla se encuentra aguas arriba o aguas abajo de relé y en qué circuito y fase permitiendo cortar el alimentador correcto, es decir el que tiene falla a tierra. Estas protecciones son aplicables en redes de neutro aislado y en redes de neutro rígido a tierra.

Una mejora del sistema consiste en colocar relés en serie en la red coordinándolos. Esto permite eliminar de la red solamente el segmento fallado y los segmentos consecutivos aguas abajo. También es conveniente la instalación de relés en cada alimentación a un cliente en MT, para aislar las fallas originadas en las instalaciones de los mismos.

La instalación de Relés de Tierra Direccionales tiene un costo de 10,500 US$ en las celdas de los alimentadores, y de 12,500 US$ a la intemperie, incluyendo (materiales y mano de obra).

Si consideramos su colocación en todas las salidas de alimentadores (15 por SET), en las transiciones existentes entre la red subterránea y la aérea para evitar la propagación de fallas (2 por SET) y en un % de los suministros en MT a clientes que se encuentre sobre el troncal del alimentador (13 por SET), el costo total de inversión involucrado para cada SET es de 344,000 US$.

h. FALLAS EN LA RED MT ASOCIADAS AL SISTEMA DE PUESTA A TIERRA


Para esta alternativa no se consideran fallas originadas en el sistema de puesta a tierra.


En este caso valen las mismas consideraciones del punto anterior.


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iii. Neutro aislado

Para el caso del sistema de operación con el neutro aislado, el análisis de las compensaciones por calidad de suministro promedio de los últimos años en la empresa Edelnor permite concluir que el costo total anual asciende a los 2,372 US$. El costo capitalizado durante 20 años a una tasa del 12 % alcanza un monto de 17,700 US$.

i. EVALUACIÓN DE LAS ALTERNATIVAS

Teniendo en cuenta todos los conceptos anteriormente descriptos, se procede a efectuar la comparación de las tres alternativas de conexión a tierra del neutro analizadas, para determinar la de mínimo costo.

Los valores se presentan en la siguiente planilla:

Evaluación de los sistemas de puesta a tierra del neutroSobrecostos de cada alternativa sobre la instalación básica de referencia por cada SET

Neutro conectado Neutro conectado Neutro aisladorígidamente a a tierra a través de de tierra

tierra bobina zig-zagInstalación del sistema de puesta a tierra en SET 30.600

Instalación de puestas a tierra y mejoramiento del suelo en el área de las SED y de las estructuras aéreas MT 295.000 234.000

Mantenimiento de las puestas a tierra 131.000 77.000 16.000Pantalla de los cables subterráneos 79.000

Sistema de protecciones en la red MT. 52.200 52.200 344.000Fallas en la Red MT por efecto del sistema de PAT 17.700

TOTAL DE CONCEPTOS EVALUADOS 557.200 393.800 377.700

Como puede observarse, la alternativa de menor costo es la del neutro aislado de tierra, por lo que se adopta como la tecnología óptima para el diseño de la red ideal.

2.2.2 Redes Subterráneas MT

Para el análisis se ha tenido en cuenta el estado del arte de la tecnología actual y las tendencias de los últimos 10 años en lo que se refiere a la tecnología de los materiales para este tipo de instalación.

En función de lo mencionado se ha considerado para las redes subterráneas en Media Tensión, el empleo de cables unipolares de aislación seca, dadas sus ventajas operativas y sus menores costos de instalación y mantenimiento.

Respecto del material del conductor se ha evaluado la utilización de cobre o aluminio a partir de la información sobre costos unitarios de los cables utilizados actualmente por Edelnor , y de precios obtenidos de proveedores de este tipo de material en el Mercado Peruano.

Para efectuar la comparación se determinó inicialmente la anualidad del costo de inversión de cada alternativa, considerando la vida útil correspondiente a cada tipo de conductor, y una tasa de actualización del 12%.


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Tipos de cable MTAluminio Cobre

3 x 70 mm2

3 x 150 mm2

3 x 240 mm2

3 x 400 mm2 3 x 35 mm2 3 x 70 mm2

3 x 120 mm2

3 x 240 mm2

Costo instalación conductor (US$/km) 97,721 102,265 108,931 119,711 98,584 113,135 131,853 180,427Vida útil conductor (años) 30 30 30 30 30 30 30 30

Costo anualizado total (US$/km-año) 12,131 12,696 13,523 14,861 12,239 14,045 16,369 22,399

Tasa de actualización adoptada 12%

A continuación se calcularon los costos de explotación a partir de tasas de fallas típicas en empresas de Latinoamérica para cada tipo de cable analizado, los correspondientes costos y tiempos de reparación también según el tipo de cable y el costo de la energía no suministrada.

Tipo de cableCable aluminio Cable cobre

Cant/km-año US$/u US$Cant/km-

año US$/u US$

Reparación de averías (por km-año) 0.05 2,223 111.1 0.03 2,032 60.9Tasa de averías (por km-año) 0.05 0.03Tiempo medio de reposición (horas) 18.00 18.00Energía No Suministrada (kWh/km-año) 129.06 0.25 32.3 77.44 0.25 19.4

Subtotal explotación anual [US$/km-año] 143.4 80.3

Tasa de actalización adoptada 12%Costo de la Energía No Suministrada 0.35 US$/kWhPotencia máxima por Alimentador MT 3000 kVA

Factor de Potencia 0.956Factor de Carga 0.5

Longitud promedio del alimentador 10 km

Finalmente, se determinó el costo de pérdidas de cada cable para distintos rangos de corriente, en función de su resistencia, el costo de la energía y la potencia y el tiempo equivalente de pérdidas para la red MT, los cuales se indican a continuación:

Costo de compra de la potencia : 11.99 US$ / kW-mes

Costo de la energía : 0.042 US$ / kWh

Tiempo de utilización de la red MT : 4,000 horas / año

Tiempo equivalente de pérdidas : 2,479 horas / año

En función de lo indicado se elaboró la siguiente tabla y gráfico, con la comparación de los costos totales anualizados de inversión y explotación para las distintas alternativas:


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Cable Aluminio Cable CobreAl 3 x 70

mm2Al 3 x 150

mm2Al 3 x 240

mm2Al 3 x 400

mm2Cu 3 x 35

mm2Cu 3 x 70

mm2Cu 3 x 120

mm2Cu 3 x 240

mm2

0 12,275 12,839 13,667 15,005 12,319 14,125 16,449 22,47950 13,330 13,330 13,966 15,191 13,561 14,761 16,811 22,659100 16,498 14,802 14,864 15,748 17,285 16,668 17,899 23,200150 21,776 17,255 16,360 16,678 23,493 19,846 19,711 24,102200 29,166 20,690 18,454 17,979 32,184 24,296 22,248 25,364250 38,668 25,106 21,148 19,651 43,358 30,017 25,510 26,986300 50,280 30,504 24,439 21,696 57,016 37,009 29,497 28,970350 64,005 36,882 28,329 24,112 73,156 45,273 34,208 31,313400 79,840 44,243 32,818 26,900 91,780 54,807 39,645 34,018450 97,788 52,584 37,905 30,060 112,887 65,614 45,806 37,083500 117,846 61,907 43,591 33,591 136,477 77,691 52,693 40,508550 140,016 72,212 49,875 37,494 162,550 91,040 60,304 44,294600 164,297 83,497 56,757 41,769 191,106 105,660 68,640 48,441650 190,690 95,764 64,239 46,416 222,146 121,552 77,701 52,948700 219,194 109,013 72,318 51,434 255,668 138,714 87,487 57,816750 249,810 123,243 80,996 56,824 291,674 157,148 97,997 63,044

Corriente[A]

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600

Cos

to to

tal U

S$/a

ño

Corriente [A]

Costos de instalación, explotación y pérdidas de cables subterráneos de MT

Cu 3 x 35 mm2 Cu 3 x 70 mm2 Cu 3 x 120 mm2 Cu 3 x 240 mm2

Al 3 x 70 mm2 Al 3 x 150 mm2 Al 3 x 240 mm2 Al 3 x 400 mm2

Según puede observarse la alternativa tecnológica más económica, para los distintos rangos de corriente, es el cable de aluminio.

En lo referente a accesorios, y de acuerdo el estado del arte de la técnica, se considera el uso de empalmes y terminaciones termocontraíbles y/o autocontraíbles (con costos similares), y enchufables.

Respecto del tipo de montaje se considerará la ubicación de los mismos directamente enterrados en la mayoría de los casos, con protección mecánica en la parte superior, por razones de economía, excepto para los cruces de calle y en eventuales áreas de protección del patrimonio histórico, donde se montan en ductos de PVC para evitar roturas de la calzada y/o acera en el caso de reparación de fallas.


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2.2.3 Redes Aéreas MT

Para el análisis de las tecnologías correspondientes a las redes aéreas de MT se han efectuado los siguientes análisis:

• Tipo de postación

• Tipo de aislador

• Tipo de conductor

Considerado a su vez, en el caso de corresponder, la presencia de zonas de alta corrosión y de alta contaminación.

a. TIPO DE POSTACIÓN A UTILIZAR

Se han evaluado las características de los distintos tipos de postes que pueden utilizarse en las redes de BT y MT, como son los postes de concreto, los postes de madera y los postes de acero. Al respecto se presentan los siguientes comentarios:

b. POSTES DE CONCRETO

Este material presenta una importante uniformidad dimensional en su fabricación, una gran resistencia mecánica y una elevada durabilidad. Dada la aplicación masiva que tiene este material, se aprovechan las ventajas de la normalización y escala en su fabricación, lo que reduce los costos correspondientes, como así también los asociados de instalación, herrajes y estructuras adosadas. Se ha considerado que su fabricación tiene lugar en el Perú, por lo que no sería necesaria su importación, y por lo tanto la consideración de los costos relacionados con ella.

c. POSTES DE MADERA

En vista de la baja utilización de este material en Perú, el sector productivo no está desarrollado en este sentido, y no se cuenta con importantes plantaciones ni fabricantes en gran escala, siendo necesaria la importación de este tipo de postes, lo cual encarece su costo. Si bien los postes de madera poseen un mejor nivel de aislación que los de concreto o acero, este material sufre un deterioro mucho más rápido que en el caso del concreto, en especial en la zona donde el poste aflora a la superficie, lo que disminuye su vida útil e incrementa el mantenimiento necesario. Por otra parte, debido a su menor resistencia se requiere la utilización un vano menor que para las otras alternativas.

Los postes de madera que han demostrado una buena durabilidad son los de pino canadiense tratado. Sin embargo su costo puesto en Perú es superior al de los postes de concreto

d. POSTES DE ACERO

Los postes de acero galvanizado presentan características superiores de uniformidad y durabilidad que en el caso del concreto, pero para resistencias mecánicas similares el costo unitario es significativamente superior. Además al tratarse de un material conductor de la electricidad se debe asegurar y mantener la instalación de su puesta a tierra de manera de evitar la posibilidad de accidentes en el caso de contacto con la tensión de la línea. Por otra parte requieren un mantenimiento superior que en el caso del CAC.

Los postes de acero galvanizado producidos localmente tienen problemas con el proceso de galvanizado y sufren los efectos de la corrosión en poco tiempo. Los postes


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importados, tienen un galvanizado mucho más resistente pero su costo es superior y persisten los problemas detallados con los accesorios.

e. EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LAS ALTERNATIVAS

Para efectuar la evaluación económica de la tecnología a utilizar en cuanto a postes, se consideran las siguientes hipótesis:

• Se determina el costo anualizado de la instalación para cada alternativa, en base a valores suministrados por Edelnor y valores de otros mercados en Latinoamérica

• Se determinan los costos de explotación de cada alternativa, estimando de acuerdo a la experiencia en Perú y en otros países de Latinoamérica. Los requerimientos de mantenimiento en el caso de las zonas de alta corrosión pueden resultar superiores.

• Se han considerado las mismas características dimensionales y mecánicas para los distintos materiales, por lo que su participación en las distintas estructuras presentes en un kilómetro típico de línea aérea de MT es la misma.

CUADRO RESUMEN COSTOS INSTALACION DE POSTESTipo de poste

CONCRETO MADERA ACERO

Cant. US$/u $ Cant. US$/u US$ Cant. US$/u US$

Costo del Poste e instalación (US$/km) 18 294 5,292 18 323 5,814 18 684 12,312

Vida util promedio (años) 30 25 35

Costo instalación anualizado (US$/km-año) 657 741 1,506

Tasa de actualización: 12%

Para el cálculo de los costos de explotación se han considerado los siguientes parámetros, en función a nuestra experiencia en otras instalaciones de similares características:

• En ningún caso se tiene en cuenta el costo de las inspecciones ya que se supone el mismo para todas las alternativas

• Postes de concreto: se considera el reemplazo anual del 0.19% de los postes instalados

• Postes de madera: − Se estima el reemplazo anual del 0.14 % de los postes instalados − Se considera la necesidad de aplomar anualmente el 2.78% de los postes

instalados. − Se toma en cuenta la necesidad de retensar anualmente las riendas del

1.22% de los postes instalados. − Finalmente se considera el reimpregnado de todos los postes instalados

durante su vida útil.

• Postes de Acero: − Se estima el reemplazo anual del 0.14 % de los postes instalados − Se considera la necesidad de repintar anualmente el 10% de los postes

instalados


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Como resultado de lo indicado, a continuación se presenta la comparación de los costos anuales de explotación para cada alternativa:

CUADRO RESUMEN COSTOS EXPLOTACION DE POSTESTipo de poste

CONCRETO MADERA ACERO

ConceptoCant./km

añoUS$/u US$

Cant./km año

US$/u US$Cant./km

añoUS$/u US$

Aplomado 0.00 0 0 0.50 0 0 0.00 0 0Cambio poste 0.04 349 12 0.03 373 9 0.03 739 18

Retensado rienda 0.00 0 0 0.22 8 2 0.00 0 0Reimpregnación 0.00 0 0 0.72 19 14 0.00 0 0

Pintado 0.00 0 0 0.00 0 0 1.80 35 63

Costo explotación (US$/km-año) 12 25 81

Nota: se desestiman costos de inspección por requerirla en todos los casos

Finalmente, si tomamos en cuenta los costos de inversión y de explotación en forma conjunta, obtendremos la alternativa óptima desde el punto de vista económico:

Tipo de posteConcepto Hº Aº MADERA ACERO

Costo Instalación anualizado (US$/km-año) 657 741 1,506Costo explotación (US$/km-año) 12 25 81

Total (US$/km-año) 669 766 1,587

f. ALTERNATIVA ADOPTADA

Por los motivos consignados anteriormente se ha considerado para el diseño de las redes de MT la utilización de postes de concreto.

g. TIPO DE AISLADOR

En el caso del tipo de aislador a utilizar, debido al nivel de contaminación existente en Lima (tanto por contaminación salina como por polvo atmosférico) y a las condiciones climáticas que imposibilitan la disminución del nivel de acumulación de contaminantes (la ausencia de lluvia), se ha verificado que la utilización de aisladores de porcelana ocasiona frecuentes fallas de aislamiento, básicamente por el mecanismo de descargas parciales en bandas conductivas cortas.

Esta circunstancia ambiental requiere la ejecución de extensos y repetitivos programas de mantenimiento en los aisladores convencionales (porcelana), mediante limpieza manual sin tensión o mediante hidrolavado con tensión para reducir las interrupciones y la energía no suministrada.

Ante esta situación las empresas distribuidoras en la citada área iniciaron el reemplazo de los aisladores de porcelana por los aisladores poliméricos para evaluar su comportamiento y la reducción asociada de costos de operación y mantenimiento sobre las redes de MT.

A partir de la experiencia acumulada en el área de Lima y otras de similares características se efectúa la siguiente evaluación de costos anuales totales para ambas tecnologías, considerando un área de alta contaminación, en un caso, y un área de moderada contaminación en el otro. Para la evaluación se han tomado en cuenta además las pérdidas de potencia y energía asociadas a cada tecnología.


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ZONA DE ALTA CONTAMINACION SALINATipo de Aislador

Polimérico PorcelanaCantidad US$/u Total US$ Cantidad US$/u Total US$

Costo Aislador 1 28.50 28.50 1.00 16.00 16.00Espiga para aislador 1.00 5.30 5.30Costo anualizado Instalación 3.82 2.85Pérdidas de Potencia [kW-mes] 0.002 7.03 0.17 0.016 7.03 1.35Pérdidas de Energía [kWh] 17.52 0.029 0.51 140.16 0.029 4.06Costo limpieza sin tensión 1 2.50 2.50 1.00 2.50 2.50Costo limpieza con tensión 10.50 0.00 2.00 10.50 21.00Costo explotación anual 3.18 28.91

Costo total anualizado 6.99 31.77

ZONA DE MODERADA CONTAMINACION SALINATipo de Aislador

Polimérico PorcelanaCantidad US$/u Total US$ Cantidad US$/u Total US$

Costo Aislador 1 28.50 28.50 1.00 16.00 16.00Espiga para aislador 1.00 5.30 5.30Costo anualizado Instalación 3.82 2.85Pérdidas de Potencia [kW-mes] 0.002 8.80 0.21 0.016 8.80 1.69Pérdidas de Energía [kWh] 17.52 0.047 0.82 140.16 0.047 6.59Costo limpieza sin tensión 0.5 2.50 1.25 1.00 2.50 2.50Costo limpieza con tensión 10.50 0.00 1.00 10.50 10.50Costo explotación anual 2.28 21.28

Costo total anualizado 6.10 24.13

Tasa de actualización adoptada 12%Vida útil considerada (años) 20

Como puede observarse el mayor costo de instalación del aislador polimérico es sobradamente compensado con el menor costo de explotación, resultando la alternativa más conveniente.

Es de destacar que en este análisis no se ha tenido en cuenta el mayor tiempo sin servicio de las instalaciones en el caso de los aisladores de porcelana, cuya valorización reafirmaría la conveniencia de los aisladores poliméricos frente a los de porcelana debido a que su utilización posibilita una menor energía no suministrada.

h. CONDUCTOR DE LAS LÍNEAS MT

En el caso de las líneas de Media Tensión se han considerado los siguientes criterios generales de diseño:

• Se utilizan principalmente las configuraciones tradicionales con ménsula o cruceta, dado que las mismas permiten la construcción en zonas urbanas con veredas angostas.

• En el caso particular de líneas aéreas con conductores autoportantes, se considerarán en su costo unitario los postes y los herrajes necesarios para su tendido.

• Teniendo en cuenta la magnitud de las demandas a abastecer, se ha considerado el tendido de redes trifásicas en todos los casos para evitar los inconvenientes causados por el desequilibrio de fases.

Las vidas útiles de los conductores se han considerado similares, excepto en el caso del aluminio desnudo, el que se considera con una vida algo inferior por efecto de la corrosión aún en las áreas de contaminación moderada.


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Los costos de instalación de los conductores han sido en su mayoría suministrados por Edelnor, los restantes fueron obtenidos en base a costos internacionales dado que no son actualmente empleados por la empresa, al igual que los costos de instalación de estructuras.

A partir de estas hipótesis se ha efectuado la evaluación de los distintos tipos de conductores, utilizando la misma metodología que la descrita para el análisis del cable subterráneo de MT.

Tipo de conductorDesnudo aluminio Protegido aluminio

3 x 35 mm2 3 x 70 mm23 x 120 mm2

3 x 185 mm2 3 x 35 mm2 3 x 70 mm2

3 x 120 mm2

3 x 185 mm2

Costo instalación (US$/km) 19,484 21,559 24,524 28,930 29,713 28,763 36,323 47,560Vida útil (años) 30 30 30 30 20 20 20 20Costo anualizado (US$/km-año) 2,419 2,676 3,044 3,592 3,978 3,851 4,863 6,367

Costo anualizado total (US$/km-año) 2,419 2,676 3,044 3,592 3,978 3,851 4,863 6,367

Tipo de conductorAutoportante aluminio Desnudo cobre

3 x 70 mm2 3 x 120 mm2 3 x 25 mm2 3 x 50 mm2 3 x 70 mm23 x 120 mm2

Costo instalación (US$/km) 35,333 41,777 27,062 35,745 42,475 59,260Vida útil (años) 30 30 30 30 30 30Costo anualizado (US$/km-año) 4,386 5,186 3,360 4,438 5,273 7,357

Costo anualizado total (US$/km-año) 4,386 5,186 3,360 4,438 5,273 7,357


A continuación se determinan los costos de explotación correspondientes a cada tecnología de conductor, adoptando tasas de averías y tiempos de reposición obtenidos de nuestra experiencia en análisis de instalaciones equivalentes.

Se consideran costos promedio para las diferentes seccionesTipo de conductor

Desnudo aluminio Protegido aluminio

Cant/km-año US$/u US$ Cant/km-año US$/u US$

Reparación de averías (por km-año) 1.00 153 153.0 0.30 153 45.9Adecuaciones (por km-año) 7.00 32 225.4 3.00 32 96.6Reposición de conductor por hurto (por km-año) 0.0 0.0Tasa de averías (por km-año) 1.00 0.20 930Tiempo medio de reposición (horas) 1.50 1.50Energía No Suministrada (kWh/km-año) 215.10 0.25 53.8 43.02 0.25 10.8


Tipo de conductorAutoportante aluminio Desnudo cobre

Cant/km-año US$/u US$ Cant/km-año US$/u US$

Reparación de averías (por km-año) 0.10 840 84.0 0.50 153 76.5Adecuaciones (por km-año) 0.0 5.00 32 161.0Reposición de conductor por hurto (por km-año) 0.0 0.012 30,001 360.0Tasa de averías (por km-año) 0.10 0.50 930Tiempo medio de reposición (horas) 12.00 1.50Energía No Suministrada (kWh/km-año) 172.08 0.25 43.0 107.55 0.25 26.9


Tasa de Interés adoptada 12%Costo de la Energía No Suministrada 0.35 US$/kWhPotencia máxima por Alimentador MT 3000 kVA

Factor de Potencia 0.956Factor de Carga 0.5

Longitud promedio del alimentador 10 km


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Finalmente, considerando los mismos precios de compra de potencia y energía, y el mismo tiempo equivalente de pérdidas para la red MT, se determinaron los costos de pérdidas y los costos totales de explotación anuales para las distintas alternativas evaluadas de conductor, tomando en cuenta las características particulares de las distintas zonas geográficas.

i. ZONAS CON ALTA CONTAMINACIÓN SALINA

En las zonas costeras la experiencia de la utilización del aluminio demuestra un importante ataque del ambiente salino que reduce considerablemente la vida útil del conductor y los accesorios, y obliga a un mayor esfuerzo de operación y mantenimiento.

Esta situación plantea la necesidad de la utilización del cobre o de líneas de aluminio protegidas o autoportantes, debido a su mayor vida útil y a la reducción de costos de operación y mantenimiento.

La comparación entre las distintas alternativas descritas, para diferentes rangos de corriente de operación de los conductores, se presenta en las tablas y gráficos.

Desnudo cobre Desnudo aluminio

Cu 3 x 25 mm2

Cu 3 x 50 mm2

Cu 3 x 70 mm2

Cu 3 x 120 mm2

Al 3 x 35 mm2

Al 3 x 70 mm2

Al 3 x 120 mm2

Al 3 x 185 mm2

0 3,984 5,062 5,897 7,981 2,851 3,109 3,477 4,02420 4,128 5,153 5,963 8,017 3,142 3,254 3,561 4,07940 4,559 5,425 6,161 8,124 4,013 3,690 3,816 4,24460 5,278 5,878 6,491 8,303 5,467 4,416 4,239 4,51880 6,284 6,513 6,953 8,553 7,501 5,434 4,833 4,903100 7,577 7,330 7,547 8,875 10,116 6,741 5,596 5,398120 9,159 8,328 8,273 9,268 13,313 8,340 6,528 6,003140 11,027 9,507 9,130 9,732 17,091 10,229 7,630 6,718160 13,183 10,868 10,120 10,268 21,451 12,408 8,902 7,542180 15,627 12,410 11,242 10,876 26,391 14,879 10,343 8,477200 18,358 14,134 12,495 11,555 31,913 17,640 11,953 9,522220 21,376 16,039 13,881 12,305 38,016 20,691 13,733 10,676240 24,682 18,126 15,398 13,127 44,700 24,033 15,683 11,941260 28,276 20,394 17,048 14,021 51,966 27,666 17,802 13,316280 32,157 22,843 18,829 14,986 59,813 31,589 20,090 14,800300 36,325 25,474 20,743 16,022 68,241 35,803 22,549 16,395

Corriente[A]

Protegido aluminio Autoportante aluminio

Al rev 3 x 35 mm2

Al rev 3 x 70 mm2

Al rev 3 x 120 mm2

Al rev 3 x 185 mm2

AP Al 3 x 70 mm2

AP Al 3 x 120 mm2

0 4,131 4,004 5,016 6,521 4,513 5,31320 4,422 4,149 5,126 6,609 4,659 5,39840 5,294 4,585 5,456 6,872 5,095 5,65260 6,747 5,312 6,006 7,312 5,821 6,07680 8,781 6,329 6,776 7,928 6,838 6,670100 11,397 7,637 7,765 8,720 8,146 7,432120 14,594 9,235 8,975 9,688 9,745 8,365140 18,372 11,124 10,404 10,831 11,634 9,467160 22,731 13,304 12,054 12,151 13,813 10,738180 27,672 15,774 13,923 13,646 16,284 12,179200 33,193 18,535 16,013 15,318 19,044 13,790220 39,296 21,587 18,322 17,165 22,096 15,570240 45,981 24,929 20,851 19,188 25,438 17,519260 53,246 28,561 23,600 21,388 29,071 19,638280 61,093 32,485 26,569 23,763 32,994 21,927300 69,521 36,699 29,758 26,314 37,208 24,385

Corriente[A]


2-35

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2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Cos

to to

tal U

S$/a

ño

Corriente [A]

Costos de instalación, explotación y pérdidas de líneas aéreas de MT en zonas con alta contaminación

Al rev 3 x 35 mm2 Al rev 3 x 70 mm2 Al rev 3 x 120 mm2 Al rev 3 x 185 mm2 AP Al 3 x 70 mm2

AP Al 3 x 120 mm2 Cu 3 x 25 mm2 Cu 3 x 50 mm2 Cu 3 x 70 mm2 Cu 3 x 120 mm2

De la evaluación se concluye que la alternativa más económica para los distintos rangos de corriente es el cobre desnudo.

j. RESTO DE LAS ZONAS

Para las zonas sin alta corrosión el resultado de la comparación se presenta en el siguiente gráfico:

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Cos

to to

tal U

S$/a

ño

Corriente [A]

Costos de instalación, explotación y pérdidas de líneas aéreas de MT

Al rev 3 x 35 mm2 Al rev 3 x 70 mm2 Al rev 3 x 120 mm2 Al rev 3 x 185 mm2 Cu 3 x 25 mm2 Cu 3 x 50 mm2

Cu 3 x 70 mm2 Cu 3 x 120 mm2 Al 3 x 35 mm2 Al 3 x 70 mm2 Al 3 x 120 mm2 Al 3 x 185 mm2


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EDELNOR 21/7/09

Como puede apreciarse en este caso, la alternativa óptima es la utilización de conductores de aluminio desnudo.

2.2.4 Redes Subterráneas BT

En el caso de las redes de subterráneas de Baja Tensión, se ha considerado el empleo de cables unipolares en disposición tripolar de aislación seca, dadas sus ventajas operativas y los menores costos involucrados en su instalación y mantenimiento, respecto a la aislación en papel aceite. Sólo en el caso de las secciones mayores ( 400 mm2 ) se utiliza cable unipolar por problemas en la manipulación.

Respecto del material del conductor, de la misma manera que en el caso de la red subterránea de MT, se ha efectuado una comparación de los cables de cobre y de aluminio a partir de la información disponible en Edelnor y de la obtenida por proveedores de este tipo de materiales en los mercados Peruano e Internacionales.

A partir de la información sobre los costos de inversión, y adoptando vidas útiles similares para cada tipo de conductor, se realizó el cálculo de los costos anualizados de instalación.

Aluminio Cobre3 x 70 mm2

3 x 120 mm2

3 x 240 mm2

3 x 400 mm2

3 x 35 mm2

3 x 70 mm2

3 x 120 mm2

3 x 185 mm2

3 x 240 mm2

3 x 300 mm2

Costo instalación conductor (US$/km) 74,511 75,568 78,759 88,364 74,670 84,129 107,629 130,329 152,396 174,742Vida útil conductor (años) 30 30 30 30 30 30 30 30 30 30

Costo anualizado total (US$/km-año) 9,250 9,381 9,777 10,970 9,270 10,444 13,361 16,180 18,919 21,693


Tipos de cable BT

A continuación se calcularon los costos de explotación a partir de una tasa de fallas típica para el tipo de cable analizado, los costos y tiempos de reparación y el costo de la energía no suministrada.

Se consideran costos promedio para las diferentes seccionesTipo de cable

Cable aluminio Cable cobre

Cant/km-año US$/u US$Cant/km-

año US$/u US$

Reparación de averías (por km-año) 0.10 919 91.9 0.05 657 32.8Tasa de averías (por km-año) 0.10 0.05Tiempo medio de reposición (horas) 20.00 20.00Energía No Suministrada (kWh/km-año) 122.37 0.25 30.6 61.18 0.25 15.3


Tasa de actualización adoptada 12%Costo de la Energía No Suministrada 0.35 US$/kWh

Potencia salida BT 80 kVAFactor de Potencia 0.956

Factor de Carga 0.4Longitud promedio del troncal BT 0.5 km

Finalmente, se determinó el costo de pérdidas de cada tipo y sección de cable para distintos rangos de corriente, en función de su resistencia, el costo de la energía y la potencia y el tiempo equivalente de pérdidas para la red BT, los cuales se indican a continuación:

Costo de compra de la potencia : 11.99US$ / kW-mes



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Tiempo de utilización de la red BT : 3,500 horas / año


Utilizando toda la información mencionada se elaboró el siguiente gráfico, con la comparación de los costos totales anualizados de inversión y explotación para las distintas alternativas:

Cable Aluminio Cable CobreAl 3 x

70 mm2Al 3 x 1 x 120 mm2

Al 3 x 1 x 240 mm2

Al 3 x 400 mm2

Cu 3 x 35 mm2

Cu 3 x 70 mm2

Cu 3 x 120 mm2

Cu 3 x 185 mm2

Cu 3 x 240 mm2

Cu 3 x 300 mm3

0 9,373 9,504 9,900 11,092 9,318 10,492 13,410 16,228 18,967 21,74150 10,575 10,028 10,161 11,259 10,452 11,042 13,726 16,434 19,122 21,867

100 14,183 11,600 10,945 11,759 13,854 12,691 14,674 17,052 19,586 22,243150 20,197 14,220 12,250 12,592 19,524 15,440 16,255 18,083 20,359 22,870200 28,615 17,888 14,078 13,759 27,461 19,289 18,468 19,526 21,441 23,748250 39,439 22,604 16,429 15,259 37,667 24,237 21,313 21,382 22,833 24,877300 52,669 28,369 19,301 17,092 50,140 30,285 24,790 23,650 24,534 26,256350 68,304 35,181 22,696 19,258 64,882 37,432 28,900 26,330 26,544 27,887400 86,344 43,041 26,614 21,758 81,891 45,679 33,642 29,423 28,863 29,768450 106,789 51,950 31,053 24,591 101,168 55,026 39,016 32,928 31,492 31,900500 129,640 61,906 36,015 27,758 122,713 65,472 45,023 36,845 34,430 34,283550 154,896 72,911 41,499 31,258 146,526 77,017 51,662 41,175 37,677 36,917600 182,558 84,963 47,506 35,091 172,607 89,663 58,933 45,917 41,234 39,802650 212,625 98,064 54,035 39,257 200,956 103,407 66,836 51,071 45,100 42,938700 245,097 112,212 61,086 43,757 231,572 118,252 75,371 56,638 49,275 46,324750 279,974 127,409 68,659 48,590 264,457 134,196 84,539 62,617 53,759 49,961

Corriente[A]

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

Cos

to to

tal U

S$/a

ño

Corriente [A]

Costos de instalación, Explotación y Pérdidas de Cables Subterráneos de BT

Al 3 x 70 mm2

Al 3 x 1 x 120 mm2 Al 3 x 1 x 240 mm2 Al 3 x 400 mm2

Cu 3 x 35 mm2

Cu 3 x 70 mm2

Cu 3 x 120 mm2 Cu 3 x 185 mm2

Cu 3 x 240 mm2

Cu 3 x 300 mm3

Según se desprende del análisis del gráfico y la tabla, para todos los rangos de corrientes menores el tipo de conductor de menor costo total anualizado es el de cobre (35 mm2) y para rangos de corrientes mayores el tipo de conductor de menor costo total anualizado es el de aluminio (120.mm2 – 240 mm2 – 400 mm2)


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En lo referente a accesorios se considera el empleo de empalmes, derivaciones y terminaciones encintadas.

Respecto del tipo de montaje se considerará la ubicación de los mismos directamente enterrados en la mayoría de los casos, por razones de economía, excepto para los cruces de calle y en eventuales áreas de protección del patrimonio histórico, donde se montan en ductos de concreto para evitar roturas de la calzada y/o acera en el caso de reparación de fallas.

2.2.5 Redes Aéreas BT

En la determinación del material del conductor a utilizar en la red BT, aparecen una serie de consideraciones que deben ser tomadas en cuenta para el análisis, como ser:

• Zonas con alta corrosión salina: en las zonas costeras la experiencia acerca de la utilización del aluminio desnudo demuestra un importante ataque por parte del ambiente salino que reduce sustancialmente su vida útil y obliga a la realización de frecuentes tareas de mantenimiento, lo que evidencia la conveniencia acerca de la utilización de líneas autoportantes (preensambladas) o protegidas con conductores de aluminio o cobre, debido a una mayor vida útil y a la reducción de costos de operación y mantenimiento.

• Zonas de moderada corrosión: si bien en este caso la vida útil del conductor no se ve afectada, existen una serie de ventajas en el empleo de líneas autoportantes (preensambladas) de aislación seca reticulada, que pueden compensar el mayor costo unitario del conductor frente a las convencionales.

En función de lo indicado se ha efectuado la evaluación de los costos de inversión y explotación (operación y mantenimiento más pérdidas) para distintas secciones equivalentes, para las distintas alternativas posibles, a saber:

• Zonas de alta corrosión salina: se han evaluado las alternativas de conductores autoportantes y protegidos de aluminio y cobre.

• Zonas con moderada corrosión salina: en este caso se han evaluado todas las alternativas posibles, es decir conductores autoportante y protegidos de cobre y aluminio.

Para efectuar el análisis de los costos anualizados de inversión se han considerado vidas útiles similares para los distintos conductores, excepto para el aluminio por su menor resistencia a la corrosión, y la tasa de interés indicadas en la planilla.

Tipo de conductorAutoportante Cobre Autoportante Aluminio Aluminio Protegido

3 x 16+16 mm2

3 x 25+25 mm2

3 x 35+port.

mm2

3 x 50+port.

mm2

3 x 25+25 mm2

3 x 35+25 mm2

3 x 50+35 mm2

3 x 70+50 mm2

3 x 25 mm2

3 x 35 mm2

3 x 50 mm2 3 x 70 mm2

Costo instalación (US$/km) 15,454 17,560 19,747 23,362 14,289 15,597 16,750 20,074 13,581 14,277 14,656 15,971Vida útil (años) 30 30 30 30 30 30 30 30 20 20 20 20Costo anualizado (US$/km-año) 1,918 2,180 2,452 2,900 1,774 1,936 2,079 2,492 1,818 1,911 1,962 2,138

Costo anualizado total (US$/km-año) 1,918 2,180 2,452 2,900 1,774 1,936 2,079 2,492 1,818 1,911 1,962 2,138


Posteriormente se determinaron los costos anuales de explotación de las distintas alternativas, considerando estadísticas de fallas y reparaciones disponibles para distintas


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empresas en Latinoamérica, como así también los correspondientes costos de reparación.

Teniendo en cuenta las condiciones socioeconómicas prevalecientes en la mayoría de los países de Latinoamérica, uno de los temas que se ha considerado como relevante para la determinación de los costos de explotación, es el hurto de energía mediante conexiones clandestinas de las redes de baja tensión.

Tomando como base la experiencia recogida en distintos países de Latinoamérica (Argentina, Brasil, Chile y Perú), especialmente en barrios de bajos recursos económicos de las grandes ciudades, se puede estimar en forma conservadora que la utilización de conductor preensamblado produce una reducción promedio del hurto de energía del orden del 7% de la energía consumida. Teniendo en cuenta las ventas anuales en la red de BT, y el costo monómico promedio de compra de la energía, se determina el costo de explotación asociado a los conductores desnudos o protegidos, por el hurto de energía.

En el caso de los conductores autoportantes y protegidos de cobre poseen una tasa menor debido a la menor incidencia del hurto registrada para esos casos.

Los resultados obtenidos se presentan en la siguiente planilla:

Autoportante cobre Autoportante aluminio Aluminio protegido

Cant/km-año US$/u US$



Empalmes por rotura conductor 0.07 33 2.3 0.10 33 3.3 0.15 33 5.0Reparación de conexiones en red 0.10 61 6.1 0.20 61 12.2 0.40 61 24.5Reemplazo de vano de conductor 0.05 254 12.7 0.10 183 18.3 0.30 122 36.5Reemplazo de conductor por hurto 0.025 7,131 178.3 0.0 0.0Hurto de energía promedio [ kWh / km ] 9,467 0.053 501.8

Subtotal explotación anual [US$/km-año] 199.4 33.9 567.7

Tipo de conductor

Autoportante AluminioZona de alta Corrosión

Aluminio Protegido Zona de alta Corrosion



Empalmes por rotura conductor 0.15 33 5.0 0.25 33 8.3Reparación de conexiones en red 0.25 61 15.3 0.45 61 27.6Reemplazo de vano de conductor 0.15 183 27.4 0.40 122 48.6Reemplazo de conductor por hurto 0.0 0.0Hurto de energía promedio [ kWh / km ] 9,467 0.053 501.8


Tipo de conductor

Finalmente se han calculado, para distintos rangos de corriente, las pérdidas de energía anuales asignables a cada tipo de conductor. Para ello se han considerado los siguientes parámetros:

Costo de compra de la potencia : 11.99 US$ / kW-mes


Tiempo de utilización de la red BT : 3,500 horas / año


A partir de este cálculo se han graficado los resultados de costos totales en función de los rangos de corriente, para los casos que se indican a continuación.


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a. ZONAS CON ALTA CORROSIÓN SALINA

Para estas zonas se muestra la comparación de costos totales entre conductores autoportantes y protegidas de cobre y de aluminio.

Autoportante Cobre Autoportante Aluminio Aluminio Protegido

AP Cu 3 x 16+16 mm2

AP Cu 3 x 25+25 mm2

AP Cu 3 x 35

mm2

AP Cu 3 x 50

mm2

AP Al 3 x 25+25 mm2

AP Al 3 x 35+25 mm2

AP Al 3 x 50+35 mm2

AP Al 3 x 70+50 mm2

Al rev 3 x 25 mm2

Al rev 3 x 35 mm2

Al rev 3 x 50 mm2

Al rev 3 x 70 mm2

0 2,118 2,379 2,651 3,100 1,808 1,970 2,113 2,526 2,386 2,479 2,530 2,70610 2,196 2,430 2,687 3,125 1,909 2,043 2,164 2,562 2,488 2,552 2,581 2,74220 2,432 2,581 2,795 3,200 2,215 2,261 2,317 2,671 2,793 2,770 2,733 2,85130 2,825 2,832 2,974 3,326 2,723 2,624 2,571 2,853 3,301 3,133 2,988 3,03340 3,376 3,184 3,226 3,502 3,435 3,133 2,927 3,107 4,013 3,642 3,344 3,28750 4,083 3,637 3,549 3,728 4,351 3,787 3,385 3,434 4,929 4,295 3,801 3,61460 4,948 4,191 3,945 4,005 5,470 4,586 3,944 3,834 6,048 5,095 4,361 4,01470 5,970 4,845 4,412 4,332 6,792 5,530 4,605 4,306 7,370 6,039 5,022 4,48680 7,149 5,599 4,951 4,709 8,318 6,620 5,368 4,851 8,896 7,129 5,785 5,03190 8,485 6,454 5,562 5,137 10,047 7,855 6,233 5,469 10,625 8,364 6,649 5,648100 9,979 7,410 6,244 5,615 11,979 9,236 7,199 6,159 12,558 9,745 7,616 6,339110 11,629 8,467 6,999 6,143 14,116 10,761 8,267 6,922 14,694 11,270 8,684 7,101120 13,437 9,624 7,826 6,722 16,455 12,433 9,437 7,757 17,033 12,941 9,853 7,937130 15,403 10,882 8,724 7,351 18,998 14,249 10,708 8,665 19,576 14,758 11,125 8,845140 17,525 12,240 9,694 8,030 21,744 16,211 12,081 9,646 22,322 16,719 12,498 9,826150 19,805 13,699 10,736 8,759 24,694 18,318 13,556 10,700 25,272 18,826 13,973 10,880

Corriente[A]

Autoportante AluminioZona de alta Corrosión

Aluminio ProtegidoZona de alta Corrosion

AP Al 3 x 25+25 mm2

AP Al 3 x 35+25 mm2

AP Al 3 x 50+35 mm2

AP Al 3 x 70+50 mm2

Al rev 3 x 25 mm2

Al rev 3 x 35 mm2

Al rev 3 x 50 mm2

Al rev 3 x 70 mm2

0 1,822 1,984 2,127 2,540 2,404 2,498 2,548 2,72410 1,923 2,057 2,178 2,576 2,506 2,570 2,599 2,76120 2,228 2,275 2,331 2,685 2,811 2,788 2,752 2,87030 2,737 2,638 2,585 2,867 3,320 3,151 3,006 3,05140 3,449 3,147 2,941 3,121 4,032 3,660 3,362 3,30650 4,365 3,800 3,399 3,448 4,947 4,314 3,820 3,63360 5,483 4,600 3,958 3,848 6,066 5,113 4,379 4,03270 6,806 5,544 4,619 4,320 7,389 6,058 5,040 4,50480 8,331 6,634 5,382 4,865 8,914 7,147 5,803 5,04990 10,061 7,869 6,247 5,482 10,644 8,383 6,668 5,667100 11,993 9,250 7,213 6,173 12,576 9,763 7,634 6,357110 14,129 10,775 8,281 6,935 14,712 11,289 8,702 7,120120 16,469 12,446 9,451 7,771 17,052 12,960 9,872 7,956130 19,012 14,263 10,722 8,679 19,595 14,776 11,143 8,864140 21,758 16,224 12,095 9,660 22,341 16,738 12,517 9,845150 24,708 18,331 13,570 10,714 25,291 18,845 13,992 10,898

Corriente[A]


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EDELNOR 21/7/09

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

0 10 20 30 40 50 60

Cos

to to

tal U

S$/a

ño

Corriente [A]

Costos de instalación, explotación y pérdidas de líneas BT en zonas con alta contaminación

AP Cu 3 x 16+16 mm2

AP Cu 3 x 25+25 mm2

AP Cu 3 x 35 mm2

AP Cu 3 x 50mm2

AP Al 3 x 25+25 mm2 AP Al 3 x 35+25 mm2 AP Al 3 x 50+35 mm2 AP Al 3 x 70+50 mm2

Al rev 3 x 25 mm2 Al rev 3 x 35 mm2 Al rev 3 x 50 mm2 Al rev 3 x 70 mm2

Según puede observarse en este caso el mínimo costo total se obtiene para conductores autosoportados o preensamblados de aluminio, que será la alternativa adoptada.

b. ZONAS CON MODERADA CORROSIÓN SALINA

En este caso, dada la cantidad de alternativas posibles para clarificar la graficación se ha desechado de la comparación el conductor autoportante de cobre, ya que ha resultado la alternativa de mayor costo en las zonas de alta contaminación.

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

0 10 20 30 40 50 60

Cos

to to

tal U

S$/a

ño

Corriente [A]

Costos de instalación, explotación y pérdidas de líneas BT

AP Cu 3 x 16+16 mm2

AP Cu 3 x 25+25 mm2

AP Cu 3 x 35 mm2

AP Cu 3 x 50mm2

AP Al 3 x 25+25 mm2 AP Al 3 x 35+25 mm2 AP Al 3 x 50+35 mm2 AP Al 3 x 70+50 mm2

Al rev 3 x 25 mm2 Al rev 3 x 35 mm2 Al rev 3 x 50 mm2 Al rev 3 x 70 mm2


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En el gráfico comparativo se han indicado las alternativas de conductores de Aluminio autosoportados y revestidos ya que resultan los de mínimo costo total.

Finalmente, teniendo en cuenta la densidad de carga y de usuarios correspondiente al área típica considerada, se ha considerado el tendido de red trifásica de BT en todos los casos. Esto, a su vez, evita los inconvenientes causados por el desequilibrio de fases y permite una reducción en los tiempos de reposición de fallas monofásicas mediante el cambio del suministro a otra fase.

2.2.6 Subestaciones de Distribución

Respecto a las Subestaciones de Distribución, en base a los datos suministrados por Edelnor y teniendo presente nuestra experiencia en la materia, acerca de otras empresas de similares características, se han considerado los siguientes tipos, a efectos de ser evaluados mediante el modelo de optimización de la red de distribución, el módulo óptimo desde el punto de vista económico.

Cabe aclarar que al igual que en el caso de la red BT, se han considerado únicamente transformadores, o bancos, trifásicos.

• Aéreas: − Monoposte: con transformadores monofásicos o trifásicos hasta 75 kVA (3

transformadores monofásicos de 25 kV) montados sobre soportes en postes de la red MT. Teniendo en cuenta la normalización de la distribuidora, los módulos considerados son 3 x 5 kV; 3 x10 KV; 3x15 kVA, 50kVA y 3 x 25 kVA.

− Biposte: sobre plataformas biposte de concreto. En este caso los módulos que se evaluarán, también de acuerdo a la normalización vigente, son de 100 kVA, 160 kVA, 250 kVA, 400 kVA y 630 kVA.

• A nivel o subterráneas: en este caso los módulos evaluados son de 100 kV, 160 kVA, 250 kVA, 400 kVA y 630 kVA. Para el caso de las SED compactas se considera además el módulo de 315 kVA. También para el caso de SED convencionales se ha considerado la instalación de 2 transformadores de las siguientes potencias: 2 x 400 kVA y 2 x 630 kVA.

− Compactas: con transformadores en rangos desde 250 kVA hasta 630 kVA. Estas instalaciones tienen incorporados los fusibles de MT en la cuba del transformador.

− Convencionales: Se podrían consideran 2 tipos principales de cámaras: · Con capacidad para 2 transformadores de 630 kVA y 6 celdas MT · Con capacidad para 1 transformador de 630 kVA y 4 celdas MT

Las plataformas poseerán una configuración estándar con seccionadores autodesconectables, contando con elementos descargadores de óxido de zinc en cada fase, y un tablero de salida para la red aérea de BT.

Se utilizan además pararrayos de óxido de zinc al inicio de los alimentadores, en los puntos de transición entre la red aérea y la subterránea y en los reconectadores, seccionadores de potencia, bancos de capacitores y reguladores de tensión.

En el caso de SED de tipo compacto se considerarán seccionadores bajo carga de corte en vacío o SF6, y fusibles de alto poder de corte. Los transformadores serán de tipo


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hermético con refrigeración por aceite. El tablero de BT será el apropiado para la salida a una red de BT subterránea.

Se considerarán interruptores en la red de MT en los puntos requeridos para maniobrar los respaldos y efectuar seccionamientos de la red requeridos por razones de calidad de servicio.

a. TIPOS DE CELDAS DE MT

Para el diseño de la red de la empresa ideal se considerarán celdas de MT modulares

En el caso de salida de alimentadores y clientes de MT de relativa importancia se considerará un interruptor de corte en vacío o SF6 por razones operativas. Además en redes subterráneas los respaldos estarán conformados por seccionadores bajo carga de corte en vacio o SF6 y/o fusibles de alto poder de corte.

Otros equipos de maniobra y regulación en la red MT:

Se considerarán además los siguientes equipos de maniobra y regulación para instalar en la red MT:

• Seccionador fusible (Cut-outs) 3 unipolares para 100 A y 200 A, para zonas de alta y moderada corrosión

• Conectores aislados separables 600 A – 3 vías

• Interruptor tripolar en vacío –500 MVA – Interior

• Seccionador exterior 350 A – 3 polos

• Seccionador Bajo Carga tripolar - 400/630 A – interior

• Reconectador tripolar en vacio – 600 A control electrónico

• Subestación de Seccionamiento con SBC 400/630 A para 1, 2, 3, 4 y 5 salidas

• Regulador de tensión (3 monofásicos) – 200 A – Control electrónico

• Banco de capacitores tripular fijo – 300 KVAr

2.2.7 Alumbrado Público

Para la red de alumbrado público se considera el empleo de circuitos exclusivos debido a la obligación establecida en la normativa de medir los consumos de alumbrado público.

Esta solución implica la instalación en la SED de un tablero de control con fotocélula, contactores y protección térmica, como así también de la medición correspondiente.


De acuerdo al análisis efectuado para la red de MT, que resulta también válido en este caso, se adopta como la tecnología más apropiada el poste de concreto.

En las zonas en que la red de BT de la empresa ideal resulte aérea, se aprovecharán los postes de apoyo de la misma para el montaje de los pastorales y luminarias de alumbrado público. Teniendo en cuenta que la separación promedio resultante para los


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postes la red BT es de 35 m, se definirá el diseño de las luminarias de AP en función de estas separaciones. Obviamente deben preverse postes adicionales para los casos de fines de manzana, cruces de calle, etc., donde se requieren posiciones preestablecidas de las luminarias.

En los casos que la red de BT de SP resulte subterránea, se considerarán postes de AP de concreto de 8, 9, 11, 13 y 15 m de altura.

b. CONDUCTOR DE LA RED AP

La red de Alumbrado Público se desarrolla mediante 2 ó 3 conductores montados sobre los mismos postes de AP en el caso de la red aérea y en el caso de la red subterránea en algunos casos utilizando la misma canalización que la red particular. En ambos casos se adoptará la misma tecnología de conductor evaluada como óptima en el caso de la red de BT.

c. PASTORALES A UTILIZAR

Se utilizarán pastorales metálicas en vista de la posibilidad de regulación en altura, para poder alcanzar los niveles de calidad requeridos. Sólo se considerará el pastoral de concreto recortado, para casos particulares de montaje.

d. TIPO DE LÁMPARA

Para la evaluación de la tecnología óptima para las lámparas del servicio de alumbrado público, se efectuó la comparación del estudio de la iluminación de una cuadra típica, con una estructura de 4 postes de iluminación ubicados en oposición. Cabe aclarar que el objetivo de esta comparación es poder determinar que tipo de luminaria es óptima, efectuando la comparación entre las que utilizan lámparas de vapor de Hg o Sodio equivalentes en cuanto al nivel de iluminación. Para la comparación efectuada no se considera el tipo de instalación.

Para brindar un nivel de iluminación adecuado, y equivalente desde del punto de vista lumínico, pueden utilizarse en cada uno de los postes una lámpara de Vapor de Mercurio de 125 W o una lámpara de Vapor de Sodio de 70 W.

El estudio se realizó considerando los valores presentes de los siguientes ítems:

• Instalación Inicial.

• Consumo de Energía

• Vida útil de las lámparas

• Vida útil del resto de la luminaria

Los datos para el estudio se presentan en la siguiente tabla:


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Tipo de LuminariaVapor Vapor dede Hg Sodio125 W 70 W

Potencia de la lámpara W 125 70Vida útil de las lámparas hs 10,000 16,000Vida útil de las luminarias años 10 10Costo de luminaria completa US$ 44.0 55.0Costo de la lámpara US$ 3.8 8.5Costo del resto de luminaria y equipo US$ 40.2 46.5

Con estos datos, se efectuó el cálculo de los costos totales anuales (inversión más explotación) con los resultados que se presentan:

Tipo de LuminariaVapor Vapor dede Hg Sodio125 W 70 W

Anualidad Lámparas US$/año 2.0 3.0Anualidad resto luminaria US$/año 7.1 8.2Anualidad TOTAL US$/año 9.1 11.2Consumo anual de energía por Lámpara kWh/año 548 307Costo anual de energía por Lámpara US$/año 63.29 35.44

Costo anual de instalación y operación US$/año 72.4 46.7

Tasa de actualización utilizada: 12%Tiempo de encendido diario: 12 hsTiempo de encendido anual: 4,380 hsCosto de la energía de AP: 0.1156 US$/kWh

Como puede observarse la alternativa más conveniente consiste la utilización de lámparas de Vapor de Sodio.

2.3 COSTOS UNITARIOS DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS PARA LA VALORACIÓN DEL VNR

Los costos de inversión resultantes de aplicar la metodología, han sido utilizados para el diseño de la red ideal, adaptada al mercado a atender por la distribuidora. En función de la definición de las tecnologías adaptadas, se han considerado las distintas variantes de capacidad para cada tipo de instalación, de manera que en la aplicación del modelo de diseño de la red optimizada se evalúen las distintas combinaciones de alternativas posibles hasta obtener la combinación de mínimo costo global.

Como datos de entrada utilizados para la determinación de los armados y los correspondientes costos de inversión, se pueden enumerar los siguientes:

• Costos unitarios de materiales y equipos

• Costos de mano de obra

• Costos de equipos de transporte y grúas


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• Costos indirectos y margen del contratista

• Costos de stock (almacenamiento de materiales), intereses intercalarios, ingeniería y recepción y gastos generales.

A continuación se detallan los valores adoptados cada caso.

a. COSTOS DE MATERIALES Y EQUIPOS

Los costos de materiales y equipos adoptados son los representativos de las adquisiciones efectuadas por las dos distribuidoras que operan en el área de Lima, Edelnor y Luz del Sur, durante el año base del estudio (2008).

b. COSTOS DE MANO DE OBRA

Los costos de mano de obra fueron determinados a partir de los salarios vigentes y los beneficios sociales correspondientes a las distintas categorías de personal considerado para la mano de obra directa asociada a las inversiones. Los valores se han calculado utilizando la información publicada por CAPECO y una tasa cambiaria de 3,1408 Soles por 1 US$

Los valores obtenidos son los siguientes, expresados en dólares por hora-hombre:

Estos valores incluyen un 5% en concepto de herramientas y el 25% comprendiendo el porcentaje de gastos de administración y de margen de ganancia correspondiente al contratista.

c. COSTOS DE EQUIPO DE TRANSPORTE Y GRÚAS

En el caso de los costos unitarios de los equipos de transporte se adoptaron los valores de contrataciones efectuadas por Edelnor y Luz del Sur durante el año 2008, los que se detallan a continuación, expresados en dólares por hora-máquina:

Se considera que estos valores resultan razonables a los fines de su utilización en la determinación de los costos de inversión utilizables en los estudios de optimización de redes.


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d. COSTOS DE STOCK, INGENIERÍA Y RECEPCIÓN DE OBRA, GASTOS GENERALES E INTERESES INTERCALARIOS

Para determinar la incidencia de los costos de stock, los gastos de ingeniería y recepción de obras, los gastos generales y administrativos asignados a las obras y el costo de los intereses intercalarios asociados a la ejecución de las mismas, se han adoptado los mismos porcentajes aprobados por el OSINERGMIN en el Estudio de Costos del VAD del STD 1 del año 2005, a saber:

i. Costo de stock

El costo de stock representa el costo de almacenamiento (almacenes, seguros, personal, etc.) y el costo financiero del capital inmovilizado en el stock de materiales requeridos para efectuar cada instalación, y se establece en un monto equivalente al 6,81 % del costo del material almacenado.

ii. Costos de Ingeniería y recepción de obras

El valor de costo representativo de las actividades de ingeniería dedicada a las inversiones y de recepción de obras aprobado por el OSINERGMIN en el estudio del Supervisor del VAD en el estudio del año 2005 equivale al 11,17% del costo directo de obra que incluye materiales, mano de obra y costo de transporte y equipos de construcción

iii. Incidencia de los gastos generales

La incidencia de los gastos generales de la Empresa Modelo sobre el costo total de obra adoptada es equivalente al 6 % de los costos directos de obra más los gastos de ingeniería y recepción de obras.

iv. Costo de los intereses intercalarios

Finalmente el porcentaje adoptado para determinar el costo de los intereses intercalarios en las obras de distribución, similar al aprobado por el OSINERGMIN en el Estudio VAD del año 2005, es equivalente al 2,5 % del costo directo de la obra (materiales, montaje y stock) más los costos de ingeniería y recepción y los gastos generales.

v. Costo total equivalente

El costo total equivalente por los conceptos de ingeniería y recepción de obras, gastos generales e intereses intercalarios asciende a un 20,79% del costo directo de obra.

2.3.2 Costos de Armados relevantes

A partir de los costos básicos de los materiales y los recursos, se han definido una serie de armados relevantes para cada tipo de instalación analizada (red de BT, red de AP, SED MT/BT y red de MT), teniendo en cuenta las tecnologías seleccionadas en el capítulo sobre Tecnologías a Aplicar.

La definición de estos armados se basó en los presentados por Edelnor para el cálculo de los Costos Estándares de Inversión, con las modificaciones necesarias en función de las tecnologías adoptadas.

Cada armado contiene la cantidad de los materiales y equipos básicos requeridos por el mismo, y la mano de obra directa y los requerimientos de transporte y grúas para el


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montaje de esos materiales. Para su determinación se han mantenido los criterios utilizados en el anterior proceso de Regulación del VAD.

Los armados relevantes definidos para cada tipo de instalación son los siguientes:

• Red de Media Tensión

• Equipos de protección y maniobra en Media Tensión

• Subestaciones de Distribución MT/BT

• Red de Baja Tensión

• Red de Alumbrado Público

A continuación se presentan para cada nivel de la red de distribución, los costos de los armados, la combinación de armados adoptada, y los costos unitarios resultantes para dichos niveles.

a. RED DE MEDIA TENSIÓN

El resumen de los armados, componentes y costos unitarios correspondientes a la red de MT se presenta a continuación:

i. Armados de Red MT

Costos directos de los Armados de Construcción en US$N° Descripción del Armado Unidad Mate- Mano de Transp. TOTAL

Id. riales Obra y Equipos

1 CABLE N2XSY UNIPOLAR DE 25 mm2 US$ / km 5.000 628 197 5.8241a CABLE AL NA2XSY UNIPOLAR DE 70 mm2 US$ / km 6.620 869 314 7.8032 CABLE N2XSY UNIPOLAR DE 35mm2 US$ / km 7.475 628 197 8.299

2a CABLE AL NA2XSY UNIPOLAR DE 150 mm2 US$ / km 7.700 869 314 8.8833 CABLE N2XSY UNIPOLAR DE 70 mm2 US$ / km 10.490 869 314 11.673

3a CABLE N2XSY UNIPOLAR DE 50 mm2 US$ / km 8.200 869 314 9.3833b CABLE AL NA2XSY UNIPOLAR DE 240 mm2 US$ / km 9.370 869 314 10.5534 CABLE N2XSY UNIPOLAR DE 120 mm2 US$ / km 15.260 869 314 16.4435 CABLE N2XSY UNIPOLAR DE 240 mm2 US$ / km 27.370 869 314 28.553

5a CABLE AL NA2XSY UNIPOLAR DE 400 mm2 US$ / km 11.930 869 314 13.1136 ALINEAMIENTO 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO, CORROSION US$ / ud. 337 66 54 4577 ALINEAMIENTO VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO, CORROSION US$ / ud. 348 66 54 4688 CAMBIO DE DIRECCION 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO, CORROSION US$ / ud. 374 71 58 5039 CAMBIO DE DIRECCION VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO, CORROSION US$ / ud. 480 71 58 609

9a CAMBIO DE DIRECCION VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE FIERRO (ESPECIAL) US$ / ud. 2.195 71 58 2.32410 FIN DE LINEA 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO, CORROSION US$ / ud. 510 71 58 64011 FIN DE LINEA VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO, CORROSION US$ / ud. 540 71 58 670

11a FIN DE LINEA VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE FIERRO (ESPECIAL) US$ / ud. 2.170 71 58 2.30012 RETENIDA SIMPLE, CORROSION US$ / ud. 161 28 17 20513 RETENIDA TIPO VIOLIN, CORROSION US$ / ud. 207 28 17 25114 BLOQUE DE CONCRETO PARA PROTECCION DE POSTE DE MT US$ / ud. 125 78 56 25915 CONDUCTOR DE AA O SIMIL. DE 70 mm2 US$ / km 1.160 333 280 1.77316 CONDUCTOR DE AA O SIMIL. DE 120 mm2 US$ / km 1.900 333 280 2.51317 CONDUCTOR DE AA O SIMIL. DE 185 mm2 US$ / km 3.000 333 280 3.613

18a CONDUCTOR DE AA O SIMIL. DE 240 mm2 US$ / km 3.720 333 280 4.33318b CONDUCTOR DE AA O SIMIL. DE 50 mm2 US$ / km 850 333 280 1.46319 CONDUCTOR DE COBRE DE 25 mm2 US$ / km 2.280 281 195 2.75720 CONDUCTOR DE COBRE DE 35 mm2 US$ / km 3.070 281 195 3.54721 CONDUCTOR DE COBRE DE 50 mm2 US$ / km 4.320 333 280 4.93322 CONDUCTOR DE COBRE DE 70 mm2 US$ / km 6.000 333 280 6.61323 CONDUCTOR DE COBRE DE 120 mm2 US$ / km 10.190 333 280 10.80324 PUESTA A TIERRA CON VARILLA US$ / ud. 108 23 11 142


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25 TERMINAL INTERIOR PARA N2XSY, 3-1x25 mm2 US$ / ud. 83 51 6 13926 TERMINAL INTERIOR PARA N2XSY, 3-1x35 mm2 US$ / ud. 106 51 6 16327 TERMINAL INTERIOR PARA N2XSY, 3-1x70 mm2 US$ / ud. 108 51 6 165

27a TERMINAL INTERIOR PARA CABLE AL NA2XSY 3-1X70 mm2 US$ / ud. 125 51 6 18228 TERMINAL INTERIOR PARA N2XSY, 3-1x120 mm2 US$ / ud. 109 51 6 166

28a TERMINAL INTERIOR PARA CABLE AL NA2XSY 3-1X150 mm2 US$ / ud. 130 51 6 18728b TERMINAL INTERIOR PARA CABLE AL NA2XSY 3-1X400 mm2 US$ / ud. 210 51 6 26629 TERMINAL INTERIOR PARA N2XSY, 3-1x240 mm2 US$ / ud. 123 51 6 180

29a TERMINAL INTERIOR PARA CABLE AL NA2XSY 3-1X240 mm2 US$ / ud. 211 51 6 26830 TERMINAL EXTERIOR PARA N2XSY, 3-1x25 mm2 US$ / ud. 185 51 6 24131 TERMINAL EXTERIOR PARA N2XSY, 3-1x35 mm2 US$ / ud. 113 51 6 17032 TERMINAL EXTERIOR PARA N2XSY, 3-1x70 mm2 US$ / ud. 547 51 6 604

32a TERMINAL EXTERIOR PARA CABLE AL NA2XSY 3-1X70 mm2 US$ / ud. 199 51 6 25633 TERMINAL EXTERIOR PARA N2XSY, 3-1x120 mm2 US$ / ud. 277 51 6 333

33a TERMINAL EXTERIOR PARA CABLE AL NA2XSY 3-1X150 mm2 US$ / ud. 298 51 6 35434 TERMINAL EXTERIOR PARA N2XSY, 3-1x240 mm2 US$ / ud. 260 51 6 316

34b TERMINAL EXTERIOR PARA CABLE AL NA2XSY 3-1X240 mm2 US$ / ud. 214 51 6 27134a TERMINAL EXTERIOR PARA CABLE AL NA2XSY 3-1X400 mm2 US$ / ud. 302 51 6 35935 ZANJEO US$ / m 3 7 5 1536 ROTURA Y REPARACION DE VEREDAS US$ / m 5 21 10 35

36a ROTURA Y REPARACION DE CALZADA US$ / m 7 13 8 2837 EMPALME UNIPOLAR, DERECHO PARA N2XSY 25mm2 US$ / ud. 61 20 6 8738 EMPALME UNIPOLAR, DERECHO PARA N2XSY 35mm2 US$ / ud. 107 20 6 13339 EMPALME UNIPOLAR, DERECHO PARA N2XSY 70mm2 US$ / ud. 108 20 6 133

39a EMPALME DERECHO CABLE SECO AL NA2XSY 1x70mm2 US$ / ud. 147 20 6 17340 EMPALME UNIPOLAR, DERECHO PARA N2XSY 120mm2 US$ / ud. 147 20 6 173

40a EMPALME DERECHO CABLE SECO AL NA2XSY 1x150mm2 US$ / ud. 141 20 6 16741 EMPALME UNIPOLAR, DERECHO PARA N2XSY 240mm2 US$ / ud. 158 20 6 184

41a EMPALME DERECHO CABLE SECO AL NA2XSY 1x240mm2 US$ / ud. 152 20 6 17841b EMPALME DERECHO CABLE SECO AL NA2XSY 1x400 mm2 US$ / ud. 191 20 6 21742 DUCTO DE CONCRETO 4 VIAS RED COBRE (Con zanja) US$ / m 9 23 10 42

42a DUCTO DE CONCRETO 4 VIAS RED ALUMINIO (Con Zanja) US$ / m 13 23 10 4643 ALINEAMIENTO PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 274 66 54 394

43a ALINEAMIENTO PARA RED AUTOPORTANTE CON MENSULA DE CONCRETO (ESPECIAL) US$ / ud. 281 66 54 40144 CAMBIO DE DIRECCION PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 356 71 58 485

44a CAMBIO DE DIRECCION PARA RED AUTOPORTANTE CON MENSULA POSTE DE METAL (ESPECIAL) US$ / ud. 1.967 71 58 2.09645 FIN DE LINEA PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 325 71 58 454

45a FIN DE LINEA PARA RED AUTOPORTANTE CON MENSULA POSTE DE METAL (ESPECIAL) US$ / ud. 1.936 71 58 2.06556 COND. AUTOPORTANTE DE AL 3x35mm2+portante US$ / km 10.930 1.075 557 12.56257 COND. AUTOPORTANTE DE AL 3x50mm2+portante US$ / km 12.200 1.279 784 14.26446 COND. AUTOPORTANTE DE AL 3x70mm2+portante US$ / km 13.900 1.279 784 15.96447 COND. AUTOPORTANTE DE AL 3x120mm2+portante US$ / km 18.140 1.279 784 20.20448 ALINEAMIENTO 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO US$ / km 295 66 54 41549 ALINEAMIENTO VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO US$ / km 304 66 54 42450 CAMBIO DE DIRECCION 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO US$ / km 332 71 58 46151 CAMBIO DE DIRECCION VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO US$ / km 486 71 58 615

51a CAMBIO DE DIRECCION VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE FIERRO (ESPECIAL) US$ / km 2.277 71 58 2.40652 FIN DE LINEA 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO US$ / km 430 71 58 55953 FIN DE LINEA VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE CONCRETO US$ / km 512 71 58 642

53a FIN DE LINEA VERTICAL 3 FASES CON POSTE DE FIERRO (ESPECIAL) US$ / km 2.133 71 58 2.26354 RETENIDA SIMPLE US$ / km 71 28 17 11555 RETENIDA TIPO VIOLIN US$ / km 112 28 17 15658 SOLADO DE ESTRUCTURA US$ / km 2 3 6 10


2-50

EDELNOR 21/7/09

ii. Combinación de Armados para las distintas instalaciones típicas de la Red MT

Participación de los Armados de Construcción en cada InstalaciónDescripción de la Instalación típica Armado a Armado b Armado c Armado d Armado e Armado f Armado g Armado h Armado i Armado j Armado k

Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id.

Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x50 mm2 3,00 49 7,00 48 1,00 50 2,00 51 2,00 52 1,00 53 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 18b 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x70 mm2 3,00 49 7,00 48 1,00 50 2,00 51 2,00 52 1,00 53 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 15 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x120 mm2 3,00 49 7,00 48 1,00 50 2,00 51 2,00 52 1,00 53 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 16 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x185 mm2 3,00 49 7,00 48 1,00 50 2,00 51 2,00 52 1,00 53 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 17 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x240 mm2 3,00 49 7,00 48 1,00 50 2,00 51 2,00 52 1,00 53 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 18a 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x50 mm2 - vertical 10,00 49 0,00 48 0,00 50 3,00 51a 0,00 52 3,00 53a 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 18b 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x70 mm2 - vertical 10,00 49 0,00 48 0,00 50 3,00 51a 0,00 52 3,00 53a 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 15 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x120 mm2 - vertical 10,00 49 0,00 48 0,00 50 3,00 51a 0,00 52 3,00 53a 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 16 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x185 mm2 - vertical 10,00 49 0,00 48 0,00 50 3,00 51a 0,00 52 3,00 53a 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 17 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x240 mm2 - vertical 10,00 49 0,00 48 0,00 50 3,00 51a 0,00 52 3,00 53a 6,00 54 16,00 58 16 24 3,105 18a 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x25 mm2 3,00 7 7,00 6 1,00 8 2,00 9 2,00 10 1,00 11 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 19 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x35 mm2 3,00 7 7,00 6 1,00 8 2,00 9 2,00 10 1,00 11 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 20 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x50 mm2 3,00 7 7,00 6 1,00 8 2,00 9 2,00 10 1,00 11 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 21 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x70 mm2 3,00 7 7,00 6 1,00 8 2,00 9 2,00 10 1,00 11 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 22 3,00 14Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x120 mm2 3,00 7 7,00 6 1,00 8 2,00 9 2,00 10 1,00 11 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 23 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x25 mm2 - vertical 10,00 7 0,00 6 0,00 8 3,00 9a 0,00 10 3,00 11a 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 19 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x35 mm2 - vertical 10,00 7 0,00 6 0,00 8 3,00 9a 0,00 10 3,00 11a 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 20 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x50 mm2 - vertical 10,00 7 0,00 6 0,00 8 3,00 9a 0,00 10 3,00 11a 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 21 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x70 mm2 - vertical 10,00 7 0,00 6 0,00 8 3,00 9a 0,00 10 3,00 11a 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 22 3,00 14Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x120 mm2 - vertical 10,00 7 0,00 6 0,00 8 3,00 9a 0,00 10 3,00 11a 6,00 12 16,00 58 16 24 3,105 23 3,00 14Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante 10,00 43 3,00 44 3,00 45 16,00 58 6,00 12 16,00 24 0,00 N 0,00 N 0 N 1,035 56 3,00 14Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante 10,00 43 3,00 44 3,00 45 16,00 58 6,00 12 16,00 24 0,00 N 0,00 N 0 N 1,035 57 3,00 14Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante 10,00 43 3,00 44 3,00 45 16,00 58 6,00 12 16,00 24 0,00 N 0,00 N 0 N 1,035 46 3,00 14Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante 10,00 43 3,00 44 3,00 45 16,00 58 9,00 12 16,00 24 0,00 N 0,00 N 0 N 1,035 47 3,00 14Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante, con ménsula 15,00 43a 5,00 44a 4,00 45a 24,00 58 9,00 12 24,00 24 0,00 N 0,00 N 0 N 1,035 56 3,00 14Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante, con ménsula 15,00 43a 5,00 44a 4,00 45a 24,00 58 9,00 12 24,00 24 0,00 N 0,00 N 0 N 1,035 57 3,00 14Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante, con ménsula 15,00 43a 5,00 44a 4,00 45a 24,00 58 9,00 12 24,00 24 0,00 N 0,00 N 0 N 1,035 46 3,00 14Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante, con ménsula 15,00 43a 5,00 44a 4,00 45a 24,00 58 13,00 12 24,00 24 0,00 N 0,00 N 0 N 1,035 47 3,00 14Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x25 mm2 890 35 890 36 110 42 2,00 30 1,00 25 6,00 37 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 1 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x35 mm2 890 35 890 36 110 42 2,00 31 1,00 26 6,00 38 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 2 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x50 mm2 890 35 890 36 110 42 2,00 32 1,00 27 6,00 39 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 3a 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x70 mm2 890 35 890 36 110 42 2,00 32 1,00 27 6,00 39 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 3 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x120 mm2 890 35 890 36 110 42 2,00 33 1,00 28 6,00 40 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 4 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x240 mm2 890 35 890 36 110 42 2,00 34 1,00 29 6,00 41 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 5 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x70 mm2 890 35 890 36 110 42a 2,00 32a 1,00 27a 6,00 39a 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 1a 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x150 mm2 890 35 890 36 110 42a 2,00 33a 1,00 28a 6,00 40a 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 2a 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x240 mm2 890 35 890 36 110 42a 2,00 34b 1,00 29a 6,00 41a 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 3b 0,00 NRed Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x400 mm2 890 35 890 36 110 42a 2,00 34a 1,00 28b 6,00 41b 110 36a 0,00 N 0 N 3,105 5a 0,00 N


2-51

EDELNOR 21/7/09

iii. Costos Unitarios de las distintas instalaciones típicas de la Red MT

Costos de Inversión en US$Descripción de la Instalación típica Unidad Mate- Stock Mano de Transp. Costo de Gastos Costo

riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTALRed Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x50 mm2 US$ / km 10.864 740 2.926 2.290 16.820 3.497 20.317Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x70 mm2 US$ / km 11.827 805 2.926 2.290 17.849 3.711 21.559Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x120 mm2 US$ / km 14.125 962 2.926 2.290 20.303 4.221 24.524Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x185 mm2 US$ / km 17.540 1.194 2.926 2.290 23.951 4.979 28.930Red Aérea MT - poste concreto - AA desnudo 3x240 mm2 US$ / km 19.776 1.347 2.926 2.290 26.339 5.476 31.814Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x50 mm2 - vertical US$ / km 21.481 1.463 2.926 2.290 28.161 5.855 34.015Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x70 mm2 - vertical US$ / km 22.444 1.528 2.926 2.290 29.189 6.068 35.257Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x120 mm2 - vertical US$ / km 24.742 1.685 2.926 2.290 31.643 6.579 38.221Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x185 mm2 - vertical US$ / km 28.157 1.918 2.926 2.290 35.291 7.337 42.628Red Aérea MT - poste especial - AA desnudo 3x240 mm2 - vertical US$ / km 30.393 2.070 2.926 2.290 37.679 7.833 45.512Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x25 mm2 US$ / km 16.488 1.123 2.767 2.026 22.404 4.658 27.062Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x35 mm2 US$ / km 18.941 1.290 2.767 2.026 25.024 5.203 30.227Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x50 mm2 US$ / km 22.822 1.554 2.926 2.290 29.593 6.152 35.745Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x70 mm2 US$ / km 28.039 1.909 2.926 2.290 35.164 7.311 42.475Red Aérea MT - poste concreto - Cu desnudo 3x120 mm2 US$ / km 41.049 2.795 2.926 2.290 49.060 10.200 59.260Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x25 mm2 - vertical US$ / km 26.763 1.823 2.767 2.026 33.379 6.940 40.319Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x35 mm2 - vertical US$ / km 29.216 1.990 2.767 2.026 35.999 7.484 43.484Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x50 mm2 - vertical US$ / km 33.098 2.254 2.926 2.290 40.568 8.434 49.002Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x70 mm2 - vertical US$ / km 38.314 2.609 2.926 2.290 46.139 9.592 55.732Red Aérea MT - poste especial - Cu desnudo 3x120 mm2 - vertical US$ / km 51.324 3.495 2.926 2.290 60.035 12.481 72.517Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante US$ / km 19.209 1.308 3.007 1.997 25.522 5.306 30.828Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante US$ / km 20.523 1.398 3.219 2.232 27.372 5.691 33.063Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante US$ / km 22.283 1.517 3.219 2.232 29.252 6.081 35.333Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante US$ / km 27.154 1.849 3.302 2.282 34.586 7.191 41.777Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x35 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 37.580 2.559 3.839 2.623 46.600 9.688 56.289Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x50 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 38.894 2.649 4.050 2.858 48.451 10.073 58.524Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x70 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 40.654 2.769 4.050 2.858 50.330 10.464 60.794Rea Aérea MT - autoportante - AA 3x120 mm2 + portante, con ménsula US$ / km 45.685 3.111 4.161 2.924 55.881 11.618 67.499Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x25 mm2 US$ / km 25.003 1.703 31.087 15.451 73.244 15.227 88.471Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x35 mm2 US$ / km 32.842 2.237 31.087 15.451 81.616 16.968 98.584Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x50 mm2 US$ / km 35.967 2.449 31.836 15.815 86.068 17.894 103.962Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x70 mm2 US$ / km 43.078 2.934 31.836 15.815 93.663 19.472 113.135Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x120 mm2 US$ / km 57.586 3.922 31.836 15.815 109.159 22.694 131.853Red Subterránea MT - Cable Cu N2XSY 3x1x240 mm2 US$ / km 95.235 6.486 31.836 15.815 149.372 31.055 180.427Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x70 mm2 US$ / km 31.130 2.120 31.836 15.815 80.901 16.819 97.721Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x150 mm2 US$ / km 34.652 2.360 31.836 15.815 84.664 17.602 102.265Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x240 mm2 US$ / km 39.819 2.712 31.836 15.815 90.182 18.749 108.931Red Subterránea MT - Cable Al NA2XSY 3x1x400 mm2 US$ / km 48.175 3.281 31.836 15.815 99.107 20.604 119.711

b. EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA EN MEDIA TENSIÓN

El resumen de los armados, componentes y costos unitarios correspondientes a los equipos de protección y maniobra en MT se presenta a continuación:


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EDELNOR 21/7/09

i. Armados de Equipos de Protección y Maniobra MT



2 RECLOSER INTERRUPCION EN VACIO, TRIFASICO, 12 KV, In = 600 A CON CONTROL ELECTRONICO US$ / ud. 10.451 36 28 10.5153 SECCIONADOR UNIPOLAR x3, In = 350 A, EXTERIOR US$ / ud. 943 13 14 9704 SECCIONADOR BAJO CARGA TIPO EXTERIOR, TRIFASICO, 10 KV, In = 600 A CORROSION SEVERA US$ / ud. 3.231 83 56 3.3705 DESCARGADOR DE SOBRETENSION DE OZn US$ / ud. 1.080 10 14 1.1046 ENSAMBLE PARA EQUIPO DE PROTECCION AEREA US$ / ud. 24 13 14 517 PUESTA A TIERRA CON VARILLA US$ / ud. 108 23 11 1428 OBRA CIVIL DE SUBESTACION DE SECCIONAMIENTO US$ / ud. 1.516 301 49 1.8669 INTERRUPTOR DE VACIO, TRIPOLAR, 500 MVA, INTERIOR US$ / ud. 12.480 156 84 12.71910 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 10/12 KV, 400/630 A, INTERIOR US$ / ud. 5.112 83 56 5.251

10a Secciomador bajo carga tripolar - SALIDAS (nuevo) US$ / ud. 3.226 83 56 3.36611 SECCIONADOR UNIPOLAR X 3 DE 10 KV; In = 350 A. TIPO INTERIOR US$ / ud. 306 13 14 33312 CONECTORES AISLADOS SEPARABLES, 600 A, 3 VIAS US$ / ud. 200 52 7 25914 SECCIONADOR FUSIBLE (CUT-OUT), 15 KV, 100 A, EXTERIOR US$ / ud. 477 26 21 52415 BANCO DE REG. DE TENSION X 3, MONOFÁSICO, 15 KV, IN = 200 A, CONTROL ELECTRONICO US$ / ud. 48.616 753 280 49.64917 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 3X100 KVAR, 10-15 KV, EXTERIOR US$ / ud. 2.740 208 87 3.03518 BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 3X150 KVAR, 10-15 KV, EXTERIOR US$ / ud. 3.112 208 87 3.407

ii. Combinación de Armados para los distintos Equipos típicos de Protección y Maniobra MT

Participación de los Armados de Construcción en cada InstalaciónDescripción de la Instalación típica Armado a Armado b Armado c Armado d Armado e Armado f Armado g

Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id.

Interruptor de vacío, tripolar, autónomo, In=400/630 A, 10 kV interior 1 8 1 9 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NSeccionador Fusible Bajo Carga Tripolar, 10KV, 630A - interior 1 8 1 10 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NSeccionador S/Fusible Bajo Carga tripolar, 10Kv, 630A - interior 1 8 1 10a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NSeccionador unipolar x 3, In = 350 A - interior 1 8 1 11 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NSeccionador Bajo Carga tripolar, 10KV, 630A - exterior 1 6 0 7 1 4 1 5 0 N 0 N 0 NSeccionador (sin carga) Unipolar x 3, In = 350 A - exterior 1 6 0 7 1 3 0 N 0 N 0 N 0 NSeccionador Fusible (CUT-OUT), Unipolar x 3, 15/26 kV, 200 A 1 6 0 7 1 14 0 N 0 N 0 N 0 NReconectador tripolar en vacío - 600 A - control electrónco 1 6 0 7 1 2 0 N 0 N 0 N 0 NPararrayos x 3, Incl. Acces. De Instal. 0 N 0 7 1 5 0 N 0 N 0 N 0 NBanco de reg. De tension x 3, monofásico, 15 kV, In = 200 A, Control electronico 0 N 0 7 1 15 0 N 0 N 0 N 0 NBANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 300 KVAR, 10-15 KV, EXTERIOR 1 6 1 14 1 5 1 17 0 N 0 N 0 NBANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 300 KVAR, 10-15 KV, INTERIOR 1 8 1 18 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N

iii. Costos Unitarios de los distintos Equipos típicos de Protección y Maniobra MT


riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTALInterruptor de vacío, tripolar, autónomo, In=400/630 A, 10 kV interior US$ / ud. 13.996 953 457 133 15.539 3.230 18.769Seccionador Fusible Bajo Carga Tripolar, 10KV, 630A - interior US$ / ud. 6.628 451 384 105 7.568 1.573 9.142Seccionador S/Fusible Bajo Carga tripolar, 10Kv, 630A - interior US$ / ud. 4.743 323 384 105 5.555 1.155 6.709Seccionador unipolar x 3, In = 350 A - interior US$ / ud. 1.822 124 314 63 2.323 483 2.806Seccionador Bajo Carga tripolar, 10KV, 630A - exterior US$ / ud. 4.335 295 106 84 4.821 1.002 5.823Seccionador (sin carga) Unipolar x 3, In = 350 A - exterior US$ / ud. 967 66 26 28 1.087 226 1.313Seccionador Fusible (CUT-OUT), Unipolar x 3, 15/26 kV, 200 A US$ / ud. 501 34 39 35 609 127 736Reconectador tripolar en vacío - 600 A - control electrónco US$ / ud. 10.475 713 49 42 11.280 2.345 13.625Pararrayos x 3, Incl. Acces. De Instal. US$ / ud. 1.080 74 10 14 1.178 245 1.423Banco de reg. De tension x 3, monofásico, 15 kV, In = 200 A, Control electronico US$ / ud. 48.616 3.311 753 280 52.960 11.010 63.970BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 300 KVAR, 10-15 KV, EXTERIOR

US$ / ud. 4.321 294 257 136 5.009 1.041 6.050BANCO DE CONDENSADORES FIJO, MONOFASICO, 300 KVAR, 10-15 KV, INTERIOR US$ / ud. 4.628 315 509 136 5.588 1.162 6.750


2-53

EDELNOR 21/7/09

c. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT

El resumen de los armados, componentes y costos unitarios correspondientes a las subestaciones de distribución MT/BT se presenta a continuación:

i. Armados de Subestaciones MT/BT


Id. riales Obray

Equipos

1 ESTRUCTURA DE SUBESTACION MONOPOSTE CON POSTE DE CONCRETO(MONOFASICO) US$ / ud. 831 90 161 1.0812 ESTRUCTURA DE SUBESTACION BIPOSTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 1.231 125 241 1.5963 ESTRUCTURA DE SUBESTACION CONVENCIONAL DE 5x4 m2 US$ / ud. 2.658 751 487 3.8964 ESTRUCTURA DE SUBESTACION CONVENCIONAL DE 5x7,5 m2 US$ / ud. 2.846 751 487 4.0845 ESTRUCTURA DE SUBESTACION CONVENCIONAL SUBTERRANEA DE 5x6 m2 US$ / ud. 3.842 751 487 5.0806 ESTRUCTURA DE SUBESTACION CONVENCIONAL SUBTERRANEA DE 5x9,5 m2 US$ / ud. 4.050 751 487 5.2887 OBRA CIVIL DE SUBESTACION DE DISTRIBUCION CONVENCIONAL DE 5x4 m2 US$ / ud. 8.486 2.971 490 11.9478 OBRA CIVIL DE SUBESTACION DE DISTRIBUCION CONVENCIONAL DE 5x7,5 m2 US$ / ud. 15.910 5.559 911 22.3809 OBRA CIVIL DE SUBESTACION DE DISTRIBUCION CONVENCIONAL SUBTERRANEA DE 5x6 m2 US$ / ud. 12.728 7.189 1.051 20.96810 OBRA CIVIL DE SUBESTACION DE DISTRIBUCION CONVENCIONAL SUBTERRANEA DE 5x9,5 m2 US$ / ud. 17.708 11.023 1.711 30.44211 OBRA CIVIL DE SUBESTACION DE DISTRIBUCION SUBESTACION COMPACTA PEDESTAL US$ / ud. 1.624 863 210 2.69712 OBRA CIVIL DE SUBESTACION DE DISTRIBUCION SUBESTACION COMPACTA BOVEDA US$ / ud. 2.262 1.438 672 4.37213 PUESTA A TIERRA CON VARILLA US$ / ud. 88 23 11 12214 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA BOVEDA HASTA 50 KVA US$ / ud. 636 50 28 71415 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA BOVEDA HASTA 100 KVA US$ / ud. 636 50 28 71416 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA BOVEDA HASTA 160 KVA US$ / ud. 636 50 28 71417 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA BOVEDA HASTA 250 KVA US$ / ud. 1.023 50 28 1.10118 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA BOVEDA HASTA 400 KVA US$ / ud. 1.023 50 28 1.10119 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA BOVEDA HASTA 630 KVA US$ / ud. 1.073 50 28 1.15120 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA PEDESTAL HASTA 50 KVA US$ / ud. 169 50 28 24721 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA PEDESTAL HASTA 100 KVA US$ / ud. 748 50 28 82622 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA PEDESTAL HASTA 160 KVA US$ / ud. 820 50 28 89823 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA PEDESTAL HASTA 250 KVA US$ / ud. 668 50 28 74524 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA PEDESTAL HASTA 400 KVA US$ / ud. 1.053 50 28 1.13125 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. COMPACTA PEDESTAL HASTA 630 KVA US$ / ud. 1.722 50 28 1.80027 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. MONOPOSTE HASTA 50 KVA US$ / ud. 895 20 17 93129 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. BIPOSTE HASTA 50 KVA US$ / ud. 165 30 22 21730 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. BIPOSTE HASTA 100 KVA US$ / ud. 620 30 22 67231 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. BIPOSTE HASTA 160 KVA US$ / ud. 620 30 22 67232 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. BIPOSTE HASTA 250 KVA US$ / ud. 708 30 22 76034 TABLERO DE DISTRIBUCION PARA S.E. CONVENCIONAL HASTA 630 KVA US$ / ud. 1.892 50 28 1.97035 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 50 KVA TRIFASICO US$ / ud. 6.215 149 70 6.43336 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 100 KVA TRIFASICO US$ / ud. 7.651 149 70 7.86937 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 160 KVA TRIFASICO US$ / ud. 9.457 149 70 9.67638 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 250 KVA TRIFASICO US$ / ud. 11.529 149 70 11.74839 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 400 KVA TRIFASICO US$ / ud. 19.334 149 70 19.55340 TRANSFORMADOR COMPACTO BOVEDA DE 630 KVA TRIFASICO US$ / ud. 27.440 149 70 27.65941 TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 250 KVA TRIFASICO US$ / ud. 12.340 123 74 12.537

41a TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 100 KVA TRIFASICO US$ / ud. 9.825 123 74 10.02241b TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 160 KVA TRIFASICO US$ / ud. 10.901 123 74 11.09942 TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 315 KVA TRIFASICO US$ / ud. 13.918 123 74 14.11543 TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 400 KVA TRIFASICO US$ / ud. 15.981 123 74 16.17844 TRANSFORMADOR COMPACTO PEDESTAL DE 630 KVA TRIFASICO US$ / ud. 19.325 123 74 19.52245 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 50 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 3.264 72 30 3.366

45a TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 75 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 4.048 72 30 4.15045b TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 25 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 2.698 72 30 2.80045c TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 15 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 1.998 72 30 2.10045d TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 37 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 3.298 72 30 3.40046a TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 50 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 3.336 72 30 3.43846 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 100 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 4.875 87 49 5.01147 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 160 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 7.748 87 49 7.88348 TRANSFORMADOR TRIFASICO AEREO 250 KVA, 10 KV/220 V US$ / ud. 11.008 87 49 11.14349 TRANSFORMADOR DE 400 KVA TRIFASICO US$ / ud. 12.004 87 49 12.14050 TRANSFORMADOR DE 630 KVA TRIFASICO, 10 KV/220 V US$ / ud. 17.724 87 49 17.86051 TRANSFORMADOR DE 250 KVA TRIFASICO, 10 KV/220 V US$ / ud. 10.918 87 49 11.05452 TRANSFORMADOR DE 160 KVA TRIFASICO, 10 KV/220 V US$ / ud. 8.110 87 49 8.24553 TRANSFORMADOR DE 50 KVA TRIFASICO, 10 KV/220 V US$ / ud. 4.242 72 30 4.34454 TRANSFORMADOR DE 100 KVA TRIFASICO, 10 KV/220 V US$ / ud. 5.781 87 49 5.91755 SECCIONADOR BAJO CARGA, FUSIBLE LIMITADOR, TRIPOLAR, 10/12 KV, 400/630 A, INTERIOR US$ / ud. 3.098 83 56 3.238


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EDELNOR 21/7/09

ii. Combinación de Armados para las distintas instalaciones típicas de Subestaciones MT/BT

Participación de los Armados de Construcción en cada InstalaciónDescripción de la Instalación típica Armado a Armado b Armado c Armado d Armado e Armado f Armado g

Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id.

SED Monoposte 15 kVA 1 1 1 27 2 13 1 45c 0 N 0 N 0 NSED Monoposte 25 kVA 1 1 1 27 2 13 1 45b 0 N 0 N 0 NSED Monoposte 37 kVA 1 1 1 27 2 13 1 45d 0 N 0 N 0 NSED Monoposte 50 kVA 1 1 1 27 2 13 1 45 0 N 0 N 0 NSED Monoposte 75 kVA 1 1 1 27 2 13 1 45a 0 N 0 N 0 NSED Biposte 50 kVA 1 2 1 30 2 13 1 46a 0 N 0 N 0 NSED Biposte 100 kVA 1 2 1 30 2 13 1 46 0 N 0 N 0 NSED Biposte 160 kVA 1 2 1 31 2 13 1 47 0 N 0 N 0 NSED Biposte 250 kVA 1 2 1 32 2 13 1 48 0 N 0 N 0 NSED Biposte 400 kVA 1 2 1 32 2 13 1 49 0 N 0 N 0 NSED Biposte 630 kVA 1 2 1 32 2 13 1 50 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Pedestal - 100 kVA 1 11 1 21 2 13 1 41a 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Pedestal - 160 kVA 1 11 1 22 2 13 1 41b 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Pedestal - 250 kVA 1 11 1 23 2 13 1 41 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Pedestal - 315 kVA 1 11 1 24 2 13 1 42 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Pedestal - 400 kVA 1 11 1 24 2 13 1 43 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Pedestal - 630 kVA 1 11 1 25 2 13 1 44 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Bóveda - 50 kVA 1 12 1 14 2 13 1 35 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Bóveda - 100 kVA 1 12 1 15 2 13 1 36 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Bóveda - 160 kVA 1 12 1 16 2 13 1 37 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Bóveda - 250 kVA 1 12 1 17 2 13 1 38 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Bóveda - 400 kVA 1 12 1 18 2 13 1 39 0 N 0 N 0 NSED Compacta - Bóveda - 630 kVA 1 12 1 19 2 13 1 40 0 N 0 N 0 NSED Convencional a Nivel 50 kVA 1 7 1 34 2 13 1 53 1 5 0 55 0 NSED Convencional a Nivel 100 kVA 1 7 1 34 2 13 1 54 1 5 0 55 0 NSED Convencional a Nivel 160 kVA 1 7 1 34 2 13 1 52 1 5 0 55 0 NSED Convencional a Nivel 250 kVA 1 7 1 34 2 13 1 51 1 5 0 55 0 NSED Convencional a Nivel 400 kVA 1 7 1 34 2 13 1 49 1 5 0 55 0 NSED Convencional a Nivel 630 kVA 1 7 1 34 2 13 1 50 1 5 0 55 0 NSED Convencional a Nivel 2 x 400 kVA (800 kVA) 1 8 2 34 2 13 2 49 1 5 0 55 0 NSED Convencional a Nivel 2 x 630 kVA (1260 kVA) 1 8 2 34 2 13 2 50 1 5 0 55 0 NSED Convencional Subterránea 50 kVA 1 9 1 34 2 13 1 53 1 5 0 55 0 NSED Convencional Subterránea 100 kVA 1 9 1 34 2 13 1 54 1 5 0 55 0 NSED Convencional Subterránea 160 kVA 1 9 1 34 2 13 1 52 1 5 0 55 0 NSED Convencional Subterránea 250 kVA 1 9 1 34 2 13 1 51 1 5 0 55 0 NSED Convencional Subterránea 400 kVA 1 9 1 34 2 13 1 49 1 5 0 55 0 NSED Convencional Subterránea 630 kVA 1 9 1 34 2 13 1 50 1 5 0 55 0 N


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EDELNOR 21/7/09

iii. Costos Unitarios de las distintas instalaciones típicas de Subestaciones MT/BT


riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTALSED Monoposte 15 kVA US$ / ud. 3.899 266 227 230 4.621 961 5.582SED Monoposte 25 kVA US$ / ud. 4.599 313 227 230 5.369 1.116 6.485SED Monoposte 37 kVA US$ / ud. 5.199 354 227 230 6.010 1.249 7.259SED Monoposte 50 kVA US$ / ud. 5.165 352 227 230 5.974 1.242 7.216SED Monoposte 75 kVA US$ / ud. 5.949 405 227 230 6.811 1.416 8.227SED Biposte 50 kVA US$ / ud. 5.362 365 272 315 6.314 1.313 7.627SED Biposte 100 kVA US$ / ud. 6.901 470 287 334 7.992 1.662 9.654SED Biposte 160 kVA US$ / ud. 9.773 666 287 334 11.060 2.299 13.359SED Biposte 250 kVA US$ / ud. 13.122 894 287 334 14.636 3.043 17.679SED Biposte 400 kVA US$ / ud. 14.118 961 287 334 15.701 3.264 18.965SED Biposte 630 kVA US$ / ud. 19.838 1.351 287 334 21.811 4.534 26.345SED Compacta - Pedestal - 100 kVA US$ / ud. 12.373 843 1.082 333 14.631 3.042 17.673SED Compacta - Pedestal - 160 kVA US$ / ud. 13.522 921 1.082 333 15.858 3.297 19.155SED Compacta - Pedestal - 250 kVA US$ / ud. 14.808 1.008 1.082 333 17.232 3.582 20.814SED Compacta - Pedestal - 315 kVA US$ / ud. 16.771 1.142 1.082 333 19.328 4.018 23.347SED Compacta - Pedestal - 400 kVA US$ / ud. 18.834 1.283 1.082 333 21.532 4.477 26.009SED Compacta - Pedestal - 630 kVA US$ / ud. 22.847 1.556 1.082 333 25.819 5.368 31.186SED Compacta - Bóveda - 50 kVA US$ / ud. 9.288 633 1.682 792 12.395 2.577 14.972SED Compacta - Bóveda - 100 kVA US$ / ud. 10.724 730 1.682 792 13.929 2.896 16.825SED Compacta - Bóveda - 160 kVA US$ / ud. 12.531 853 1.682 792 15.859 3.297 19.156SED Compacta - Bóveda - 250 kVA US$ / ud. 14.989 1.021 1.682 792 18.485 3.843 22.328SED Compacta - Bóveda - 400 kVA US$ / ud. 22.795 1.552 1.682 792 26.821 5.576 32.398SED Compacta - Bóveda - 630 kVA US$ / ud. 30.951 2.108 1.682 792 35.533 7.387 42.920SED Convencional a Nivel 50 kVA US$ / ud. 18.637 1.269 3.890 1.058 24.854 5.167 30.021SED Convencional a Nivel 100 kVA US$ / ud. 20.176 1.374 3.905 1.076 26.531 5.516 32.047SED Convencional a Nivel 160 kVA US$ / ud. 22.504 1.533 3.905 1.076 29.018 6.033 35.051SED Convencional a Nivel 250 kVA US$ / ud. 25.313 1.724 3.905 1.076 32.018 6.656 38.674SED Convencional a Nivel 400 kVA US$ / ud. 26.399 1.798 3.905 1.076 33.178 6.898 40.075SED Convencional a Nivel 630 kVA US$ / ud. 32.119 2.187 3.905 1.076 39.288 8.168 47.456SED Convencional a Nivel 2 x 400 kVA (800 kVA) US$ / ud. 47.720 3.250 6.630 1.573 59.172 12.302 71.474SED Convencional a Nivel 2 x 630 kVA (1260 kVA) US$ / ud. 59.161 4.029 6.630 1.573 71.393 14.843 86.235SED Convencional Subterránea 50 kVA US$ / ud. 22.880 1.558 8.107 1.618 34.163 7.103 41.266SED Convencional Subterránea 100 kVA US$ / ud. 24.419 1.663 8.122 1.637 35.841 7.451 43.292SED Convencional Subterránea 160 kVA US$ / ud. 26.747 1.821 8.122 1.637 38.328 7.968 46.296SED Convencional Subterránea 250 kVA US$ / ud. 29.556 2.013 8.122 1.637 41.327 8.592 49.919SED Convencional Subterránea 400 kVA US$ / ud. 30.642 2.087 8.122 1.637 42.487 8.833 51.320SED Convencional Subterránea 630 kVA US$ / ud. 36.362 2.476 8.122 1.637 48.597 10.103 58.701

d. RED DE BAJA TENSIÓN

El resumen de los armados, componentes y costos unitarios correspondientes a la Red de BT se presenta a continuación:


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EDELNOR 21/7/09

i. Armados de la Red BT



1 RETENIDA SIMPLE US$ / ud. 53 28 17 972 RETENIDA TIPO VIOLIN US$ / ud. 103 28 17 1473 ZANJEO US$ / m 1 5 3 94 ROTURA Y REPARACION DE VEREDAS US$ / m 5 21 10 35

4a ROTURA Y REPARACION DE CALZADA US$ / m 7 13 8 285 DUCTO DE CONCRETO 4 VIAS RED COBRE (Con zanja) US$ / m 9 23 10 42

5a DUCTO DE CONCRETO 4 VIAS RED ALUMINIO (Con Zanja) US$ / m 13 23 10 466 EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NYY 16-35 mm2 US$ / ud. 4 18 6 277 EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NYY 70 mm2 US$ / ud. 5 18 6 28

7a EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NA2XY 70mm2 US$ / ud. 5 18 6 288 EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NYY 120-185 mm2 US$ / ud. 9 18 6 33

8a EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NA2XY 120 mm2 US$ / ud. 19 18 6 439 EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NYY 240-300 mm2 US$ / ud. 13 18 6 36

9a EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NA2XY 240 mm2 US$ / ud. 21 18 6 449b EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NA2XY 400 mm2 US$ / ud. 50 18 6 7410 TERMINALES US$ / ud. 4 41 3 48

10a TERMINAL BIMETALICO 70 MM2 (PARA ALUMINIO) US$ / ud. 27 41 3 7110b TERMINAL BIMETALICO 120 MM2 (PARA ALUMINIO) US$ / ud. 30 41 3 7510c TERMINAL BIMETALICO 240 MM2 (PARA ALUMINIO) US$ / ud. 44 41 3 8810d TERMINAL BIMETALICO 400 MM2 (PARA ALUMINIO) US$ / ud. 93 41 3 13711a CABLE NYY 1x16 mm2 US$ / km 1.550 483 56 2.08911c CABLE NYY 1x25 mm2 US$ / km 2.750 483 56 3.28911b CABLE NYY 1x35 mm2 US$ / km 3.405 483 56 3.94412a CABLE NYY 1x70 mm2 US$ / km 6.537 700 112 7.34912 CABLE NYY 1x50 mm2 US$ / km 5.500 700 112 6.312

12b CABLE NA2XY 1x70 mm2 US$ / km 2.883 700 112 3.69513 CABLE NYY 1x120 mm2 US$ / km 11.333 700 112 12.145

13a CABLE NA2XY 1x120 mm2 US$ / km 3.029 700 112 3.84114a CABLE NYY 1x150 mm2 US$ / km 14.070 700 112 14.88214 CABLE NYY 1x185 mm2 US$ / km 17.000 700 112 17.81215 CABLE NYY 1x240 mm2 US$ / km 22.482 700 112 23.294

15a CABLE NA2XY 1x240 mm2 US$ / km 3.783 700 112 4.59516 CABLE NYY 1x300 mm2 US$ / km 28.060 700 112 28.872

16a CABLE NA2XY 1x400 mm2 US$ / km 5.843 700 112 6.65517 ALINEAMIENTO SP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 169 36 27 231

17a ALINEAMIENTO SP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE METAL(ESPECIAL) US$ / ud. 612 36 27 67518 CAMBIO DE DIRECCION SP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 243 41 27 311

18a CAMBIO DE DIRECCION SP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE METAL (ESPECIAL) US$ / ud. 618 41 27 68619 FIN DE LINEA SP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 235 41 27 303

19a FIN DE LINEA SP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE METAL (ESPECIAL) US$ / ud. 610 41 27 67820 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2+portante US$ / km 1.800 554 334 2.68921 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2+portante US$ / km 2.780 554 334 3.66922 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2+portante US$ / km 3.400 655 493 4.54823 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2+portante US$ / km 5.890 655 493 7.03824 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2+portante US$ / km 6.500 655 493 7.64825 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2+portante US$ / km 8.740 655 493 9.88826 BANCO DE CONDENSADORES DE 50 kVAr - 230 V US$ / ud. 1.800 130 75 2.00527 BANCO DE CONDENSADORES DE 80 kVAr - 230 V US$ / ud. 2.450 130 75 2.65530 PUESTA A TIERRA CON VARILLA US$ / km 108 23 11 142


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EDELNOR 21/7/09

ii. Combinación de Armados para las distintas instalaciones típicas de la Red BT

Participación de los Armados de Construcción en cada InstalaciónDescripción de la Instalación típica Armado a Armado b Armado c Armado d Armado e Armado f Armado g Armado h Armado i Armado j

Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id.

Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante 21,0 17 5,0 18 4,0 19 0,0 2 9,0 1 1,035 20 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea BT - autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante 21,0 17 5,0 18 4,0 19 0,0 2 9,0 1 1,035 21 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea BT - autoportante de aluminio 3x50 mm2 + portante 21,0 17 5,0 18 4,0 19 0,0 2 9,0 1 1,035 22 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea BT - autoportante de aluminio 3x70 mm2 + portante 21,0 17 5,0 18 4,0 19 0,0 2 9,0 1 1,035 23 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea BT - autoportante de aluminio 3x95 mm2 + portante 21,0 17 5,0 18 4,0 19 0,0 2 9,0 1 1,035 24 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea BT - autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante 21,0 17 5,0 18 4,0 19 0,0 2 9,0 1 1,035 25 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea BT - autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante(ESPECIAL - POSTES FE)

21,0 17a 5,0 18a 4,0 19a 0,0 2 9,0 1 1,035 20 30 30 0 N 0 N 0 N

Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE)

21,0 17a 5,0 18a 4,0 19a 0,0 2 9,0 1 1,035 21 30 30 0 N 0 N 0 N


21,0 17a 5,0 18a 4,0 19a 0,0 2 9,0 1 1,035 22 30 30 0 N 0 N 0 N


21,0 17a 5,0 18a 4,0 19a 0,0 2 9,0 1 1,035 23 30 30 0 N 0 N 0 N


21,0 17a 5,0 18a 4,0 19a 0,0 2 9,0 1 1,035 24 30 30 0 N 0 N 0 N

Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE) 21,0 17a 5,0 18a 4,0 19a 0,0 2 9,0 1 1,035 25 30 30 0 N 0 N 0 N

Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 6 3,105 11a 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x25 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 6 3,105 11c 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 6 3,105 11b 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x50 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 7 3,105 12 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 7 3,105 12a 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x120 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 8 3,105 13 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x150 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 8 3,105 14a 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x185 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 8 3,105 14 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x240 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 9 3,105 15 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x300 mm2 890 3 890 4 110 5 7 10 24 9 3,105 16 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Al 3x1x70 mm2 890 3 890 4 110 5a 7 10a 24 7a 3,105 12b 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Al 3x1x120 mm2 890 3 890 4 110 5a 7 10b 24 8a 3,105 13a 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable AL 3x1x240 mm2 890 3 890 4 110 5a 7 10c 24 9a 3,105 15a 110 4a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea BT - Cable Al 3x1x400 mm2 890 3 890 4 110 5a 7 10d 24 9b 3,105 16a 110 4a 0 N 0 N 0 N

iii. Costos Unitarios de las distintas instalaciones típicas de la Red BT


riales Obra y Equip. Obra Ind. y Gen. TOTALRed Aérea BT - autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante US$ / km 8.044 548 1.936 1.301 11.829 2.459 14.289Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante US$ / km 9.058 617 1.936 1.301 12.913 2.685 15.597Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x50 mm2 + portante US$ / km 9.700 661 2.040 1.466 13.867 2.883 16.750Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x70 mm2 + portante US$ / km 12.277 836 2.040 1.466 16.619 3.455 20.074Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x95 mm2 + portante US$ / km 12.908 879 2.040 1.466 17.294 3.595 20.889Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante US$ / km 15.227 1.037 2.040 1.466 19.770 4.110 23.880Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x25 mm2 + portante(ESPECIAL - POSTES FE)

US$ / km 23.985 1.633 2.625 1.632 29.876 6.211 36.087Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x35 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE)




US$ / km 28.850 1.965 2.730 1.796 35.340 7.347 42.687Red Aérea BT - autoportante de aluminio 3x120 mm2 + portante (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 31.168 2.123 2.730 1.796 37.816 7.862 45.678Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 12.509 852 28.670 13.635 55.665 11.573 67.238Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x25 mm2 US$ / km 16.235 1.106 28.670 13.635 59.645 12.400 72.045Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 18.270 1.244 28.670 13.635 61.818 12.852 74.670Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x50 mm2 US$ / km 24.806 1.689 29.344 13.810 69.649 14.480 84.129Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 28.026 1.909 29.344 13.810 73.089 15.195 88.284Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x120 mm2 US$ / km 43.020 2.930 29.344 13.810 89.104 18.525 107.629Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x150 mm2 US$ / km 51.518 3.508 29.344 13.810 98.180 20.412 118.592Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x185 mm2 US$ / km 60.615 4.128 29.344 13.810 107.897 22.432 130.329Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x240 mm2 US$ / km 77.720 5.293 29.344 13.810 126.166 26.230 152.396Red Subterránea BT - Cable Cu NYY 3x1x300 mm2 US$ / km 95.040 6.472 29.344 13.810 144.666 30.076 174.742Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x70 mm2 US$ / km 17.351 1.182 29.344 13.810 61.686 12.825 74.511Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x120 mm2 US$ / km 18.170 1.237 29.344 13.810 62.562 13.007 75.568Red Subterránea BT - Cable AL 3x1x240 mm2 US$ / km 20.644 1.406 29.344 13.810 65.203 13.556 78.759Red Subterránea BT - Cable Al 3x1x400 mm2 US$ / km 28.088 1.913 29.344 13.810 73.155 15.209 88.364

e. RED DE ALUMBRADO PÚBLICO

El resumen de los armados, componentes y costos unitarios correspondientes a la Red de Alumbrado Público se presenta a continuación:


2-58

EDELNOR 21/7/09

i. Armados Red AP


Id. riales Obray

Equipos

0a LUMINARIA CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 51 5 7 630b LUMINARIA CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 87 5 7 990c LUMINARIA CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 197 5 7 2090d REFLECTOR CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 481 5 7 4930e LUMINARIA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 65 5 7 770f LUMINARIA CON LAMPARA DE 50 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 47 5 7 591 LUMINARIA CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 1.50 m US$ / ud. 90 5 7 102

1a LUMINARIA CON LAMPARA DE 70 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 0.55 m US$ / ud. 72 5 7 842 LUMINARIA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 1.50 m US$ / ud. 105 5 7 117

2a LUMINARIA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 0.55 m US$ / ud. 86 5 7 993a LUMINARIA CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 1.50 m US$ / ud. 126 5 7 1383b LUMINARIA CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 1.50 m US$ / ud. 237 5 7 2494a LUMINARIA CON LAMPARA DE 250 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 3.20 m US$ / ud. 166 5 7 1784b LUMINARIA CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 3.20 m US$ / ud. 277 5 7 2894c LUMINARIA CON LAMPARA DE 400 W VAPOR DE SODIO, ACERO SIMPLE 1 m US$ / ud. 252 5 7 2655 LUMINARIA CON LAMPARA DE 70W VAPOR DE SODIO, CONCRETO RECORTADO SIMPLE DE 0.50 m US$ / ud. 63 5 7 756 POSTE AP DE CONCRETO 7 m US$ / ud. 90 25 65 1807 POSTE AP DE CONCRETO 8 m US$ / ud. 108 25 65 1988 POSTE AP DE CONCRETO 9 m US$ / ud. 146 25 65 236

9a POSTE AP DE CONCRETO 13 m US$ / ud. 304 25 85 4149b POSTE AP DE CONCRETO 15 m US$ / ud. 346 25 85 45610 CONTROL DE AP, 40 A US$ / ud. 156 10 0 16711 CONTROL DE AP, 63 A US$ / ud. 156 10 0 16712 CONTROL DE AP, 80 A US$ / ud. 218 10 0 228

12a CABLE NYY 1x6 mm2(acometida poste para luminaria) US$ / km 657 483 56 1.19512b CABLE NA2XY 1x10 mm2(acometida poste para luminaria) US$ / km 310 483 56 84913 CABLE NYY 1x6 mm2 US$ / km 657 483 56 1.19514 CABLE NYY 1x10 mm2 US$ / km 1.031 483 56 1.569

14a CABLE NA2XY 1x10 mm2 US$ / km 310 483 56 84915 CABLE NYY 1x16 mm2 US$ / km 1.550 483 56 2.089

15a CABLE NA2XY 1x16 mm2 US$ / km 387 483 56 92516 CABLE NYY 1x35 mm2 US$ / km 3.405 483 56 3.94417 CABLE NYY 1x70 mm2 US$ / km 6.537 700 112 7.349

17a CABLE NA2XY 1x70 mm2 US$ / km 1.253 700 112 2.06518 EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NYY 16-35 mm2 US$ / ud. 5 18 6 28

18a EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NA2XY 10 mm2 US$ / ud. 3 18 6 2618b EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NA2XY 16 mm2 US$ / ud. 9 18 6 3219 EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NYY 70 mm2 US$ / ud. 6 18 6 29

19a EMPALME UNIPOLAR DERECHO, CABLE NA2XY 70 mm2 US$ / ud. 9 18 6 3220 TERMINALES US$ / ud. 4 41 3 48

20a TERMINAL BIMETALICO 10 MM2 (PARA ALUMINIO) US$ / ud. 22 41 3 6720b TERMINAL BIMETALICO 16 MM2 (PARA ALUMINIO) US$ / ud. 23 41 3 6720c TERMINAL BIMETALICO 70 MM2 (PARA ALUMINIO) US$ / ud. 27 41 3 7121a COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2+portante US$ / km 1.500 554 334 2.38921b COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2+portante US$ / km 1.800 554 334 2.68922 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2+portante US$ / km 2.780 554 334 3.66923 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2+portante US$ / km 3.400 655 493 4.54824 COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2+portante US$ / km 5.890 655 493 7.038

24a COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2+portante US$ / km 1.150 554 334 2.03924b COND. AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x25 mm2+portante US$ / km 1.380 554 334 2.26925 ZANJEO US$ / m 1 5 3 926 ROTURA Y REPARACION DE VEREDAS US$ / ud. 5 21 10 3527 DUCTO DE CONCRETO 4 VIAS RED COBRE (Con zanja) US$ / ud. 9 23 10 42

27a DUCTO DE CONCRETO 4 VIAS RED ALUMINIO (Con Zanja) US$ / ud. 13 23 10 4628 RETENIDA SIMPLE US$ / ud. 53 28 17 9729 RETENIDA TIPO VIOLIN US$ / ud. 103 28 17 147

30a ALINEAMIENTO AP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 159 36 27 22230e ALINEAMIENTO AP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE METAL (ESPECIAL) US$ / ud. 603 36 27 66530b ALINEAMIENTO AP PARA RED AUTOPORTANTE SIN POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 10 2 1 1331a CAMBIO DE DIRECCION AP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 165 41 27 23231b CAMBIO DE DIRECCION AP PARA RED AUTOPORTANTE SIN POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 16 2 1 1831e CAMBIO DE DIRECCION AP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE METAL (ESPECIAL) US$ / ud. 608 41 27 67632a FIN DE LINEA AP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 157 41 27 22432b FIN DE LINEA AP PARA RED AUTOPORTANTE SIN POSTE DE CONCRETO US$ / ud. 8 2 1 1132e FIN DE LINEA AP PARA RED AUTOPORTANTE CON POSTE DE METAL (ESPECIAL) US$ / ud. 600 41 27 66833a CORONA METALICA DE 06 REFLECTORES CON LAMPARAS DE 250 W VAPOR DE SODIO, NINGUNO US$ / ud. 3.077 126 353 3.55633b CORONA METALICA DE 04 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W VAPOR DE SODIO, NINGUNO US$ / ud. 4.046 126 353 4.52533c CORONA METALICA DE 06 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W VAPOR DE SODIO, NINGUNO US$ / ud. 5.703 126 353 6.18134 CORONA METALICA DE 10 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W VAPOR DE SODIO, NINGUNO US$ / ud. 9.277 126 353 9.756

34a CORONA METALICA DE 06 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 5.628 126 353 6.10734b CORONA METALICA DE 08 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 400 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 7.288 126 353 7.76634c CORONA METALICA DE 08 REFLECTORES CON 2 LAMPARAS DE 250 W VAPOR DE SODIO US$ / ud. 5.610 126 353 6.08935a POSTE AP DE FIERRO 7 m US$ / ud. 361 25 22 40835b POSTE AP DE FIERRO 9 m US$ / ud. 593 25 22 64035c POSTE AP DE FIERRO 13 m US$ / ud. 972 25 22 1.01935d POSTE AP DE FIERRO 15 m US$ / ud. 1.314 25 22 1.36235e POSTE AP DE FIERRO 22 m US$ / ud. 6.108 50 45 6.20335f POSTE AP DE FIERRO 25 m US$ / ud. 8.254 50 45 8.34935g POSTE AP DE FIERRO 28 m US$ / ud. 10.308 50 45 10.40436 LUMINARIA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO, CONCRETO DOBLE DE 1.30 m US$ / ud. 153 6 8 16737 LUMINARIA CON LAMPARA DE 150 W VAPOR DE SODIO, CONCRETO TRIPLE DE 1.30 m US$ / ud. 228 6 8 24340 PUESTA A TIERRA CON VARILLA US$ / ud. 108 23 11 142


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EDELNOR 21/7/09

ii. Combinación de Armados para las distintas instalaciones típicas de AP

Participación de los Armados de Construcción en cada InstalaciónDescripción de la Instalación típica Armado a Armado b Armado c Armado d Armado e Armado f Armado g Armado h Armado i Armado j

Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id. Cant. N° Id.

Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP 1,03 21a 21 30b 5 31b 4 32b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste SP 1,03 21b 21 30b 5 31b 4 32b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste SP 1,03 22 21 30b 5 31b 4 32b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste SP 1,03 24 21 30b 5 31b 4 32b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP 1,03 24a 21 30b 5 31b 4 32b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste SP 1,03 24b 21 30b 5 31b 4 32b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 84 18 6,00 20 3,11 13 0,48 12a 0,00 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 84 18 6,00 20 3,11 14 0,48 12a 0,00 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 84 18 6,00 20 3,11 15 0,48 12a 0,00 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 84 18 6,00 20 3,11 16 0,48 12a 0,00 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 84 19 6,00 20 3,11 17 0,48 12a 0,00 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x10 mm2 84 18a 6,00 20a 3,11 14a 0,48 12b 0,00 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x16 mm2 84 18b 6,00 20b 3,11 15a 0,48 12b 0,00 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x70 mm2 84 19a 6,00 20c 3,11 17a 0,48 12b 0,00 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP 0,00 29 9,00 28 1,04 21a 21,00 30a 5,00 31a 4 32a 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP 0,00 29 9,00 28 1,04 21b 21,00 30a 5,00 31a 4 32a 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste AP 0,00 29 9,00 28 1,04 22 21,00 30a 5,00 31a 4 32a 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste AP 0,00 29 9,00 28 1,04 24 21,00 30a 5,00 31a 4 32a 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP 0,00 29 9,00 28 1,04 24a 21,00 30a 5,00 31a 4 32a 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP 0,00 29 9,00 28 1,04 24b 21,00 30a 5,00 31a 4 32a 0 N 0 N 0 N 0 NRed Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE)

0,00 29 9,00 28 1,04 21a 21,00 30e 5,00 31e 4 32e 30 40 0 N 0 N 0 N

Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE)

0,00 29 9,00 28 1,04 21b 21,00 30e 5,00 31e 4 32e 30 40 0 N 0 N 0 N


0,00 29 9,00 28 1,04 22 21,00 30e 5,00 31e 4 32e 30 40 0 N 0 N 0 N


0,00 29 9,00 28 1,04 24 21,00 30e 5,00 31e 4 32e 30 40 0 N 0 N 0 N

Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) 0,00 29 9,00 28 1,04 24a 21,00 30e 5,00 31e 4 32e 30 40 0 N 0 N 0 N

Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) 0,00 29 9,00 28 1,04 24b 21,00 30e 5,00 31e 4 32e 30 40 0 N 0 N 0 N

Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 84 18 6 20 3 13 1000 25 900 26 100 27 0 12a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 84 18 6 20 3 14 1000 25 900 26 100 27 0 12a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 84 18 6 20 3 15 1000 25 900 26 100 27 0 12a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 84 18 6 20 3 16 1000 25 900 26 100 27 0 12a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 84 19 6 20 3 17 1000 25 900 26 100 27 0 12a 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x10 mm2 84 18a 6 20a 3 14a 1000 25 900 26 100 27 0 12b 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x16 mm2 84 18b 6 20b 3 15a 1000 25 900 26 100 27 0 12b 0 N 0 N 0 NRed Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x70 mm2 84 19a 6 20c 3 17a 1000 25 900 26 100 27 0 12b 0 N 0 N 0 NControl de encendido de red AP 1 10 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 1,5-1,9 m vap.Na 400 W 1 3b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 3,3-3,4 m vap.Na 400 W 1 4b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 1-3 m vap.Na 400 W 1 4c 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 1,5-1,9 m vap.Na 250 W 1 3a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 3,3-3,4 m vap.Na 250 W 1 4a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 0,55 m vap.Na 150 W 1 2a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 0,55 m vap.Na 70 W 1 1a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 1,5 m vap.Na 150 W 1 2 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales acero: 1,5 m vap.Na 70 W 1 1 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPastorales concreto: 0,5 m vap.Na 70 W 1 5 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NCorona metálica de 10 reflectores con 2 x 400 W vap.Na 1 34 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NCorona metálica de 8 reflectores con 2 x 400 W vap.Na 1 34b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NCorona metálica de 6 reflectores con 2 x 400 W vap.Na 1 34a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NCorona metálica de 8 reflectores con 2 x 250 W vap.Na 1 34c 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NLuminaria con Lámpara vap. Na 50 W 1 0f 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NLuminaria con Lámpara vap. Na 70 W 1 0a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NLuminaria con Lámpara vap. Na 150 W 1 0e 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NLuminaria con Lámpara vap. Na 250 W 1 0b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NLuminaria con Lámpara vap. Na 400 W 1 0c 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NRefelctor con Lámpara vap. Na 400 W 1 0d 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste de concreto 7 m 1 6 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste de concreto 9 m 1 8 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste de concreto 13 m 1 9a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste de concreto 15 m 1 9b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste metálico 7 m 1 35a 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste metálico 11 m 1 35b 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste metálico 13 m 1 35c 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste metálico 15 m 1 35d 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste metálico 22 m 1 35e 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste metálico 25 m 1 35f 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 NPoste metálico 28 m 1 35g 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N 0 N


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iii. Costos Unitarios de las distintas instalaciones típicas de AP

Costos de Inversión en US$

Descripción de la Instalación típica UnidadMate- Stock Mano de Transp.

Costo de Gastos Costo

riales Obra y Equip. ObraInd. y Gen. TOTAL

Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.871 127 617 377 2.993 622 3.616Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 2.180 148 617 377 3.323 691 4.014Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 3.190 217 617 377 4.401 915 5.316Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 6.393 435 721 541 8.090 1.682 9.772Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.511 103 617 377 2.608 542 3.150Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste SP US$ / km 1.748 119 617 377 2.861 595 3.456Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 US$ / km 2.760 188 3.481 682 7.111 1.478 8.589Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 US$ / km 3.921 267 3.481 682 8.351 1.736 10.087Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 5.534 377 3.481 682 10.073 2.094 12.168Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 11.294 769 3.481 682 16.227 3.374 19.600Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 21.132 1.439 4.156 857 27.583 5.735 33.318Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x10 mm2 US$ / km 1.480 101 3.481 682 5.743 1.194 6.938Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x16 mm2 US$ / km 2.209 150 3.481 682 6.523 1.356 7.879Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable AL NA2XY 3-1x70 mm2 US$ / km 4.924 335 4.156 857 10.272 2.135 12.407Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.822 465 1.936 1.301 10.524 2.188 12.712Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 7.133 486 1.936 1.301 10.856 2.257 13.113Red Aérea AP - Autoportante Al 3x35 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 8.147 555 1.936 1.301 11.939 2.482 14.421Red Aérea AP - Autoportante Al 3x70 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 11.366 774 2.040 1.466 15.646 3.253 18.899Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.460 440 1.936 1.301 10.137 2.108 12.245Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP US$ / km 6.698 456 1.936 1.301 10.392 2.160 12.552Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE)

US$ / km 23.378 1.592 2.625 1.632 29.227 6.076 35.303Red Aérea AP - Autoportante Al 3x25 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE)




US$ / km 23.016 1.567 2.625 1.632 28.840 5.996 34.836Red Aérea AP - Autoportante Al 2x25 mm2+portante - sobre poste AP (ESPECIAL - POSTES FE) US$ / km 23.254 1.584 2.625 1.632 29.094 6.049 35.143Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 US$ / km 9.698 660 29.004 13.421 52.783 10.974 63.757Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 US$ / km 10.859 740 29.004 13.421 54.023 11.231 65.255Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x16 mm2 US$ / km 12.472 849 29.004 13.421 55.746 11.590 67.335Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x35 mm2 US$ / km 18.233 1.242 29.004 13.421 61.899 12.869 74.768Red Subterránea AP - Cable Cu NYY 3x1x70 mm2 US$ / km 28.070 1.912 29.678 13.596 73.256 15.230 88.486Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x10 mm2 US$ / km 8.418 573 29.004 13.421 51.416 10.689 62.105Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x16 mm2 US$ / km 9.148 623 29.004 13.421 52.195 10.851 63.046Red Subterránea AP - Cable AL N2XY 3-1x70 mm2 US$ / km 11.862 808 29.678 13.596 55.944 11.631 67.575Control de encendido de red AP US$ / km 156 11 10 0 177 37 214Pastorales acero: 1,5-1,9 m vap.Na 400 W US$ / km 237 16 5 7 265 55 320Pastorales acero: 3,3-3,4 m vap.Na 400 W US$ / km 277 19 5 7 308 64 372Pastorales acero: 1-3 m vap.Na 400 W US$ / km 252 17 5 7 282 59 340Pastorales acero: 1,5-1,9 m vap.Na 250 W US$ / km 126 9 5 7 147 31 178Pastorales acero: 3,3-3,4 m vap.Na 250 W US$ / km 166 11 5 7 189 39 229Pastorales acero: 0,55 m vap.Na 150 W US$ / km 86 6 5 7 104 22 126Pastorales acero: 0,55 m vap.Na 70 W US$ / km 72 5 5 7 89 18 107Pastorales acero: 1,5 m vap.Na 150 W US$ / km 105 7 5 7 124 26 150Pastorales acero: 1,5 m vap.Na 70 W US$ / km 90 6 5 7 109 23 131Pastorales concreto: 0,5 m vap.Na 70 W US$ / km 63 4 5 7 79 17 96Corona metálica de 10 reflectores con 2 x 400 W vap.Na US$ / km 9.277 632 126 353 10.387 2.160 12.547Corona metálica de 8 reflectores con 2 x 400 W vap.Na US$ / km 7.288 496 126 353 8.262 1.718 9.980Corona metálica de 6 reflectores con 2 x 400 W vap.Na US$ / km 5.628 383 126 353 6.490 1.349 7.839Corona metálica de 8 reflectores con 2 x 250 W vap.Na US$ / km 5.610 382 126 353 6.471 1.345 7.816Luminaria con Lámpara vap. Na 50 W US$ / km 47 3 5 7 63 13 76Luminaria con Lámpara vap. Na 70 W US$ / km 51 3 5 7 66 14 80Luminaria con Lámpara vap. Na 150 W US$ / km 65 4 5 7 82 17 98Luminaria con Lámpara vap. Na 250 W US$ / km 87 6 5 7 104 22 126Luminaria con Lámpara vap. Na 400 W US$ / km 197 13 5 7 223 46 269Refelctor con Lámpara vap. Na 400 W US$ / km 481 33 5 7 526 109 635Poste de concreto 7 m US$ / km 90 6 25 65 186 39 224Poste de concreto 9 m US$ / km 146 10 25 65 246 51 297Poste de concreto 13 m US$ / km 304 21 25 85 435 90 525Poste de concreto 15 m US$ / km 346 24 25 85 480 100 579Poste metálico 7 m US$ / km 361 25 25 22 433 90 523Poste metálico 11 m US$ / km 593 40 25 22 681 141 822Poste metálico 13 m US$ / km 972 66 25 22 1.086 226 1.311Poste metálico 15 m US$ / km 1.314 89 25 22 1.451 302 1.753Poste metálico 22 m US$ / km 6.108 416 50 45 6.619 1.376 7.995Poste metálico 25 m US$ / km 8.254 562 50 45 8.911 1.853 10.764Poste metálico 28 m US$ / km 10.308 702 50 45 11.106 2.309 13.415


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A partir de la combinación de estos armados relevantes, se pueden obtener los costos de inversión típicos para cada tipo de instalación.

2.4 OPTIMIZACIÓN TÉCNICA ECONÓMICA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

De acuerdo a lo indicado en los TDR para el Estudio de Costos del VAD, la metodología de optimización de redes empleada toma en cuenta la minimización de los costos conjuntos de inversión, de operación y mantenimiento y de pérdidas de cada alternativa, considerando un período de análisis de 30 años y una tasa de rentabilidad del 12% (Art. 79 de la LCE).

La optimización de las instalaciones de distribución en las 10 zonas típicas se efectuó mediante un modelo matemático que permite obtener la solución de mínimo costo para la red integrada de media y baja tensión, incluyendo además la definición del módulo de las Subestaciones de Distribución.

La solución de mínimo costo no sólo considera los costos involucrados en la prestación del servicio, tanto de inversión, operación y perdidas, sino también una calidad acorde con las exigencias regulatorias.

Para efectuar la optimización del sistema de distribución se ha requerido comenzar con el diseño del sistema óptimo de Alumbrado Público (que se presenta más adelante), ya que los resultados obtenidos (demanda de las luminarias y su distribución) sirven como dato para el diseño óptimo de la red de distribución.

El modelo diseña las redes de BT, las SED MT/BT y las redes de MT en forma conjunta, y optimiza la configuración de mínimo costo total conjunto que cumple con las condiciones de calidad de servicio y de producto establecidas por la formativa vigente.

El diseño y optimización de las redes se efectúa para cada una de las zonas típicas establecidas por lo que, en general, la información de base para el cálculo se define para cada una de ellas (excepto los datos económicos generales y parámetros básicos de diseño comunes a todas las zonas). Los datos que deben ingresarse al modelo pueden agruparse en:

• Características del mercado a atender

• Características geográficas y restricciones constructivas

• Parámetros de diseño de las instalaciones

• Parámetros de confiabilidad

Para la determinación de la alternativa de mínimo costo se definen una serie de parámetros que se consideran como variables de diseño, y se establecen distintos valores (dentro de rangos de razonabilidad) para que el modelo calcule toda la combinación de alternativas resultantes y determina la de mínimo costo que cumple con las condiciones de calidad establecidas.

Los parámetros de diseño típicos que se evalúan son:

• Número de Salida por SET’s ( a modo referencial )

• Módulo de las SED MT/BT

• Cantidad de salidas BT por SED (aéreos y a nivel o subterráneos)


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• Topología de la red MT (en anillo, radial con derivaciones)

• Topología de la red BT (en anillo, radial con derivaciones)

• Cantidad de cierres en la red de MT

• Cantidad de derivaciones en la red MT

• Inclusión de reconectadores en la red MT

Para cada alternativa evaluada el modelo efectúa además una optimización del tipo y sección de los conductores a utilizar en cada tramo de las redes MT y BT (salidas, troncales, derivaciones) evaluando todas las posibilidades disponibles (aéreas de distintos tipos y subterráneas) que cumplan con las restricciones existentes en esa zona de análisis.

El modelo arroja como resultados la cantidad de instalaciones optimizadas para cada área típica (red BT de SP y AP, SED MT/BT, instalaciones de AP), las pérdidas correspondientes a cada etapa de la red y los índices de calidad de servicio resultantes.

En el Anexo A se describe en detalle el funcionamiento conceptual del modelo de cálculo.

2.4.1 Datos para el Diseño de las Redes y Generales

DESCRIPCIÓN ÍNDICE UNIDAD

Tasa anual de actualización 12,0% %

Tasa anual de crecimiento de la carga de MT 2,0% %Tasa anual de crecimiento de la carga de BT 2,6% %Período de crecimiento de la carga en la red BT 4 añosPeríodo de crecimiento de la carga en la red MT 4 años

Costo promedio de la energía ( $ / MWh ) 33,99 US$ / MWhCosto promedio de la potencia ( $ / kW-mes ) 6,90 US$ / kW-mes

Tiempo equivalente de pérdidas en la red MT ( hs / año ) 4.943 hs / añoTiempo equivalente de pérdidas en la red BT ( hs / año ) 3.793 hs / año

Fracción de los nuevos transf. que se instalan en nuevos CT 3% %Valor residual de los transformadores reemplazados, como porcentaje del valor nuevo 25% %Porcentaje de la longitud total MT correspondiente a salidas y vinculaciones 15% %

PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA RED BTDESCRIPCIÓN ÍNDICE UNIDAD

Porcentaje de Respaldo de Cada Troncal a sus Vecinos : 100%, o 50% (Válido para Topología 1) 50.0% %Factor de Coincidencia del Cliente de BT (Potencia Coincidente con la Max global de MT/Pot. Máxima) 0.80 %Relación entre la Demanda Red de BT coincidente con el Máx global de MT, y la Dem. Máxima de la red de BT 0.7 %

PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA RED MTDESCRIPCIÓN ÍNDICE UNIDAD

Factor de Coincidencia del Cliente de MT (Potencia Coincidente con la Máx global de MT/Pot. Máxima) 0.70 %Pérdidas en Aisladores cerámicos de la red Aérea MT 0.00520 kW / aisladorPérdidas en Aisladores poliméricos de la red Aérea MT 0.00087 kW / aisladorCantidad de postes por km de la red Aérea MT - conductor desnudo 16 postes / kmCantidad de postes por km de la red Aérea Autosoportada de MT 24 postes / kmUtiliza un Reconectador por Alim. en la Topologia 2 - con Derivaciones (SI-1 o NO-0) 1Considera Equipos de Maniobra propiedad de la distribuidora en los Clientes MT ( SI - 1 o NO - 0 ) 0


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PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA RED APDESCRIPCIÓN ÍNDICE UNIDAD

Número de Salidas desde el CT para el tendido de la Red de Alumbrado Público 2 1/°Factor de Potencia de la red de Alumbrado Público 0.90Distancia entre luminarias sobre red BT SP ( vano de red SP ) 33.3 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo I 30.1 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo II 31.7 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo III 35.6 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo IV 34.5 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo V 30.1 mPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo I 440.0 WPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo II 301.1 WPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo III 165.0 WPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo IV 77.0 WPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo V 77.0 WCantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo I 2.7Cantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo II 2.2Cantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo III 1.3Cantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo IV 1.0Cantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo V 1.0Cantidad de luminarias por km2 de parque Tipo 1 2,046 lum / km2Cantidad de luminarias por km2 de parque Tipo 2 1,820 lum / km2Cantidad de luminarias por km2 de parque Tipo 3 1,685 lum / km2Potencia promedio de luminarias para parques (incluye equipo de encendido) 81.5 WAltura luminarias Vías Tipo I 14.7 mAltura luminarias Vías Tipo II 11.8 mAltura luminarias Vías Tipo III 8.9 mAltura luminarias Vías Tipo IV 8.0 mAltura luminarias Vías Tipo V 7.6 m

PARÁMETROS DE CONFIABILIDADDESCRIPCIÓN ÍNDICE UNIDAD

Tasa de Falla de la Red de AT 1 INT / AñoTiempo Medio de Reparación de la Red de AT 0.5 Hs/INTTasa de Falla por CT en Plataforma 10 Falla/100 uni.AñoTiempo de Reparación del CT en Plataforma 4 Hs/INTTasa de Falla por CT en Cámaras 10 Falla/100 uni.AñoTiempo de Reparación del CT en Cámaras 6 Hs/INTTasa de Falla de la RED - 1F - ( Homopolares ) - Red AÉREA 15 Falla/100 km.AñoTasa de Falla de la RED - 2F y 3F - Red AÉREA 5 Falla/100 km.AñoTiempo de Reparación de la RED - Red AÉREA 2 Hs/INTTasa de Falla de la RED - Red SUBTERRÁNEA 10 Falla/100 km.AñoTiempo de Reparación de la RED - Red SUBTERRÁNEA 4 Hs/INTTasa de Falla por Interruptores 3 Falla/100 uni.AñoTiempo de Reparación por Interruptor 4 Hs/INTTasa de Falla por Seccionadores 2 Falla/100 uni.AñoTiempo de Reparación por Seccionadores 3 Hs/INTAporte de las Interrupciones Programadas 10% %Tasa de Falla de la Red de BT - Red SUBTERRANEA 20 Falla/100 uni.AñoTiempo de Reparación de la Red de BT - Red SUBTERRANEA 4 Hs/INTTasa de Falla de la Red de BT - Red AEREA 30 Falla/100 uni.AñoTiempo de Reparación de la Red de BT - Red AEREA 2 Hs/INT

PARÁMETROS DE CALIDAD DE SERVICIODESCRIPCIÓN ÍNDICE UNIDADCantidad de Interruptores en el Troncal 2 NºCantidad de Seccionadores en cada Derivación 0 NºExiste Interruptor en el Troncal? (Si:1 - No:0) 1 1/°Existe Seccionalizador en cada Derivación - Topo 2 Aerea? (Si:1 - No:0) 0 1/°Factor de Reducción Calidad de Servicio 0% %

N - Límite para Usuarios BT 6 [Int/Usu-Sem]N - Límite para Usuarios MT 4 [Int/Usu-Sem]D - Límite para Usuarios BT 10 [Int/Usu-Sem]D - Límite para Usuarios MT 7 [Int/Usu-Sem]

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EDELNOR 21/7/09

2.4.2 Datos de las Áreas Típicas

DATOS GENERALES

ZONA SIN CONTAM INACION SALINA M UY

ALTA DENSIDAD

ZONA SIN CONTAM INACION SALINA ALTA

DENSIDAD - SUBTERRANEA

ZONA SIN CONTAM INACION SALINA ALTA

DENSIDAD - AEREA

ZONA SIN CONTAM INACIO

N SALINA M EDIA

DENSIDAD

ZONA SIN CONTAM INACION SALINA BAJA

DENSIDAD

ZONA CON CONTAM INACION SALINA M UY

ALTA DENSIDAD

ZONA CON CONTAM INACION SALINA ALTA

DENSIDAD - SUBTERRANEA

ZONA CON CONTAM INACION SALINA ALTA

DENSIDAD - AEREA

ZONA CON CONTAM INACIO

N SALINA M EDIA

DENSIDAD

ZONA CON CONTAM INACION SALINA BAJA

DENSIDAD

DESCRIPCIÓN VARIABLE VARIABLEÁrea Típica

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10SUPERFICE [km2] Superficie 25,80 21,64 50,04 56,41 10,27 47,68 27,68 26,88 48,94 7,75ZONAS HISTÓRICAS [km2] ZonHist_total 1,92 0,64 0,48 0,00 0,00 3,04 0,76 0,24 0,40 0,05RESTRICCIONES RED AÉREA [km2] ZonasSubt_totalALTA DENSIDAD DE USUARIOS [km2] ZonasADUCERCANÍA DE GRIFOS [km2] ZonasGRI

RESÚMEN DE LA RED GENERAL DE BT (EXCLUYE USUARIOS MT, RED EXCLUSIVA DE BT Y ALUMBRADO PÚBLICO)


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10DEMANDA TOTAL [MW] DEMANDA 65,25 49,48 76,15 31,15 0,84 135,27 68,65 39,06 26,73 0,69DENSIDAD PROMEDIO [MW] DEN_BT 2,53 2,29 1,52 0,55 0,08 2,84 2,48 1,45 0,55 0,09DENSIDAD DE USUARIOS [us/km2] DENCl_BT 3.221 3.902 3.177 1.691 458 4.083 3.858 3.031 1.937 875

USUARIOS DE MT


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10NÚMERO DE USUARIOS NCl_MT_total 302 55 64 41 4 509 55 49 36 1POTENCIA TOTAL [MW] Pot_MT_total 90,6 5,4 3,6 0,6 0,0 138,2 5,2 2,9 0,4 0,0POTENCIA PROMEDIO [kW] PCl_MT 299,9 97,6 56,3 13,9 0,8 271,6 93,7 60,1 9,7 0,3

SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT EXCLUSIVAS


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10NÚMERO DE USUARIOS NCl_CTexcl 46,00 11,00 8,00 0,00 0,00 87,00 18,00 13,00 0,00 0,00POTENCIA TOTAL [MW] Pot_CTexcl 4,04 0,73 0,55 0,00 0,00 6,88 1,32 1,11 0,00 0,00POTENCIA PROMEDIO [kW] PCl_BT 87,92 66,32 68,39 0,00 0,00 79,04 73,33 85,43 0,00 0,00

SALIDAS DE BT DEDICADAS


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10NÚMERO DE USUARIOS NCl_BT_ded 85,00 24,00 26,00 1,00 0,00 138,00 14,00 12,00 2,00 0,00POTENCIA TOTAL [MW] Pot_BT_ded 3,27 0,89 0,98 0,04 0,00 5,19 0,55 0,45 0,06 0,00POTENCIA PROMEDIO [kW] PClBT_Tr 38,42 37,07 37,80 39,48 0,00 37,62 39,10 37,87 32,30 0,00

DESCRIPCIÓN DE LAS ÁREAS TÍPICAS


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EDELNOR 21/7/09

USUARIOS DE MT CON ALIMENTADORES EXCLUSIVOSDESCRIPCIÓN VARIABLE VARIABLE

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Cantidad de clientes MT con alimentadores exclusivos de MT desde la SSEE ClMT_SSEE - - - - - - - - - - Demanda máxima simultánea promedio de Clientes con alimentadores exclusivos PClMT_SSEE - - - - - - - - - -

GEOGRAFÍA Y RESTRICCIONES DEL ÁREA A ATENDERDESCRIPCIÓN VARIABLE VARIABLE Área Típica

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10Distancia Promedio entre dos calles Paralelas LC 117,5 100,4 99,0 101,6 129,6 115,1 98,7 98,7 91,8 103,2 Ancho promedio de las calles AC 15,6 13,5 13,6 12,9 13,9 16,5 15,0 14,4 13,5 14,9 Restricción a la red Aérea MT ( y a CT MT/BT) ReA_MT 1 1 - - - 1 1 - - - Restricción a la red Aérea BT ReA_BT 1 - - - - 1 - - - - Restricción a cruces de calles aplicable a red subterránea RCC_RedSubt - - - - - - - - - - Factor de Asimetría del Area de Cobertura de MT Kasim 1,42 1,28 1,13 1,05 1,11 1,30 1,18 1,12 1,11 1,08 Factor de Restricciones Geográficas al Tendido de la red MT Kres_ge 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 1,21 Restricciones Geométricas por el Manzanado para el Tendido de la Red de BT Km_BT 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 1,00 Restricción a la red Aérea en Zonas con Contaminación Salina Re_Alum 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1Superficie Total del Área Típica Superficie 25,80 21,64 50,04 56,41 10,27 47,68 27,68 26,88 48,94 7,75 Superficie del Área declarada Zona Histórica - Red de BT y MT ZonHist 7,4% 3,0% 1,0% 0,0% 0,0% 6,4% 2,7% 0,9% 0,8% 0,6%Superficie del Área Típica con Restricción para Red Aérea aplicable a la Red de BT ZonasSubtBT 0,0% 3,6% 5,7% 10,3% 0,0% 0,0% 2,9% 6,4% 8,1% 0,0%Superficie del Área Típica con Restricción para Red Aérea aplicable a la Red de MT ZonasSubtMT 7,1% 10,2% 9,8% 13,2% 14,6% 7,4% 10,7% 9,9% 8,5% 11,2%Restricción al tendido de la Red Aérea de BT en una vereda por ancho de Calle > 12 mts ResC12mts 0,0% 44,2% 36,1% 31,5% 43,6% 0,0% 44,1% 37,7% 32,4% 47,9%Superficie del Área Típica con Restricción - Red Protegida aplicable a la Red de MT ZonasProtegidaMT 12,2% 20,4% 22,3% 22,8% 17,2% 11,6% 15,7% 14,9% 20,1% 19,3%


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PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA RED BTDESCRIPCIÓN VARIABLE VARIABLE

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Factor de Utilización de los Transformadores MTBT FU_MTBT 75% 75% 70% 70% 70% 75% 75% 70% 70% 70%Factor de Potencia de la red BT Cos_FiBT 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 Tensión de Línea nominal en BT UL_BTn 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 0,22 Máxima caída de tensión admisible en la red BT DU_BT 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5% 5%Factor de desequilibrio de corrientes por fase en BT Factor_DesCorrBT 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 Factor de desequilibrio de corrientes por salida BT Factor_DesSalBT 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 Factor de distribución no uniforme de cargas en la red BT Factor_CargNoUnBT 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 Factor por corrientes armónicas en la red BT Factor_ArmonBT 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 Factor por excentricidad de los CT Factor_ExcSED 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 Factor por diferencias en las cargas de los transformadores MT/BT Factor_CarTrafBT 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17

PARÁMETROS DE DISEÑO DE LOS CT MTBTDESCRIPCIÓN VARIABLE VARIABLE Área Típica

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10Relación de CT Convencionales Subt. asociados con Topo 1 respecto de los A Nivel Rel_SUBT 47% 8% 0% 13% 0% 14% 0% 0% 0% 0%Relacion de CT Compactos asociados con la Topología 2 respecto de los Aéreos Rel_COMP 36% 41% 33% 8% 1% 46% 44% 18% 4% 20%Factor de desequilibrio de corrientes por fase en BT Factor_DesCorrSED 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 Factor por corrientes armónicas en la red BT Factor_ArmonSED 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 Factor por diferencias en las cargas de los transformadores MT/BT Factor_CarTrafSED 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14

PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA RED MTDESCRIPCIÓN VARIABLE VARIABLE

Área Típica 01

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Potencia Instalada promedio en las SET AT/MT de la Zona MVA_ATMT 50 25 25 25 12 50 25 25 25 12 Número de Salidas MT a la red General promedio en las SET ATMT de la Zona NS_ATMT 12 6 6 6 6 12 6 6 6 6 Factor de Utilización de los Transformadores ATMT FU_ATMT 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 Factor de Potencia de la red MT Cos_FiMT 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 0,96 Tensión de Línea nominal en MT UL_MTn 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 Máxima caída de tensión admisible en la red MT DU_MT 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 0,05 Relación Demanda Coinc. Alimentador MT con Dem. Máxima de cada Alimentador Fcoin_AlMT 0,90 0,90 0,90 0,95 0,95 0,90 0,90 0,90 0,95 0,95 Factor de desequilibrio de corrientes por fase en MT Factor_DesCorrMT 1,045 1,045 1,035 1,035 1,035 1,045 1,045 1,035 1,035 1,035 Factor de desequilibrio de corrientes por salida MT Factor_DesSalMT 1,165 1,165 1,160 1,160 1,160 1,165 1,165 1,160 1,160 1,160 Factor de distribución no uniforme de cargas en la red MT Factor_CargNoUnMT 1,145 1,145 1,135 1,135 1,135 1,145 1,145 1,135 1,135 1,135 Factor por corrientes armónicas en la red MT Factor_ArmonMT 1,090 1,090 1,082 1,082 1,082 1,090 1,090 1,082 1,082 1,082 Longitud de las salidas subterráneas de MT desde la SET en metros Sal_SET 250 250 250 150 150 250 250 250 150 150 Longitud del alimentador de MT dentro de la SET en metros Dentro_SET 50 50 50 50 50 50 50 50 50 50 Longitud del alimentador de MT en Red SUBTERRANEA para reduccion de la Icc Ext_CCFactor Reducc. capacidad Nominal de un Cable por Agrupamiento dentro de las SET F_Agrup 0,746 0,746 0,746 0,746 0,746 0,746 0,746 0,746 0,746 0,746 Porcentaje de Clientes MT con Interruptor Instalado ClMT_cInt 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0% 25,0%


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EDELNOR 21/7/09

PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA RED APDESCRIPCIÓN VARIABLE VARIABLE

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Área Típica 10

Longitud total de Vías Públicas con Alumbrado Tipo I (km) Lon_viaI 4.2 0.6 0.6 0.4 - - - - - - Longitud total de Vías Públicas con Alumbrado Tipo II (km) Lon_viaII 28.8 22.6 40.0 9.1 0.4 80.6 36.6 18.0 4.4 0.4 Longitud total de Vías Públicas con Alumbrado Tipo III (km) Lon_viaIII 58.2 37.1 53.7 26.5 3.5 255.0 100.8 55.7 43.9 2.2 Longitud total de Vías Públicas con Alumbrado Tipo IV (km) Lon_viaIV 373.9 480.5 961.1 822.1 137.1 546.7 505.7 298.4 549.4 121.9 Longitud total de Vías Públicas con Alumbrado Tipo V (km) Lon_viaV 92.6 141.5 459.4 661.4 53.6 113.4 112.8 302.3 601.9 32.7 Área total de Parques Tipo 1 a iluminar (km2) Area_parq1 0.21 0.24 0.47 0.27 0.00 0.35 0.43 0.32 0.31 0.01 Área total de Parques Tipo 2 a iluminar (km2) Area_parq2 0.65 0.51 0.96 0.42 - 0.85 0.97 0.77 0.76 0.02 Área total de Parques Tipo 3 a iluminar (km2) Area_parq3 0.72 0.80 1.71 0.37 - 1.17 0.77 0.54 0.43 0.10 Intersección de Vías Principales (N°) Int_VP 1 2 5 10 - 2 1 - 8 1

PARÁMETROS DE CONFIABILIDADDESCRIPCIÓN VARIABLE VARIABLE

Área Típica 01

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Tiempo de Aislación Ta 1.0 1.0 1.0 1.5 1.5 1.0 1.0 1.0 1.5 1.5 Aporte de las Interrupciones de Terceros Aporte INT Terceros 5% 5% 5% 10% 10% 5% 5% 5% 10% 10%


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EDELNOR 21/7/09

2.4.3 Datos Técnico y Económicos de Equipos

1. DATOS DE CENTROS DE TRANSFORMACIÓN

1.1- CT COMPACTO EN BÓVEDA (Subterráneo)

Potencia N° Costo Costo Costo Costo O&M Costo O&M Pérdidas PérdidasInstalada TRAFOS Instalacion Trafo Cambio Trafo variable TOTAL Hierro Cobre

kVA $ $ $ $ / ano $ / SED-año KW KW50 1 6,690 8,282 466 212 0.25 0.75

100 1 6,690 10,135 466 212 0.35 1.30160 1 6,690 12,466 466 212 0.45 2.00250 1 7,189 15,138 466 212 0.70 2.80

1.2- CT CONVENCIONALES (Subterráneos)

Potencia N° Costo Costo Costo Costo O&M Costo O&M Pérdidas PérdidasInstalada TRAFOS Instalación Trafo Cambio Trafo variable TOTAL Hierro Cobre


100 1 35,669 7,623 278 212 0.35 1.30160 1 35,669 10,627 278 212 0.45 2.00250 1 35,669 14,250 278 212 0.70 2.80400 1 35,669 15,651 278 212 0.90 4.00630 1 35,669 23,031 278 212 1.20 6.20

1.3- CT COMPACTOS SOBRE PEDESTAL


kVA $ $ $ $ / ano $ / SED-año KW KW100 1 4,759 12,913 411 140 0.35 1.30160 1 4,852 14,303 411 140 0.45 2.00250 1 4,655 16,159 411 140 0.70 2.80400 1 7,814 18,195 411 140 0.90 4.00630 1 10,330 20,856 411 140 1.20 6.20

1.4- CT CONVENCIONAL A NIVEL



100 1 24,424 7,623 278 212 0.35 1.30160 1 24,424 10,627 278 212 0.45 2.00250 1 24,424 14,250 278 212 0.70 2.80400 1 24,424 15,651 278 212 0.90 4.00630 1 24,424 23,031 278 212 1.20 6.20

1.5- CT AÉREOS MONOPOSTE Y BIPOSTE


kVA $ $ $ $ / ano $ / SED-año KW KW15 1 2,881 2,701 210 140 0.13 0.6825 1 2,881 3,604 210 140 0.15 0.63

37.5 1 2,881 4,378 210 140 0.19 0.9550 1 2,881 4,334 210 140 0.25 0.75

100 1 5,226 4,427 182 140 0.35 1.30160 1 6,906 6,454 278 140 0.45 2.00250 1 7,520 10,159 278 140 0.70 2.80400 1 4,599 14,365 278 140 0.90 4.00630 1 10,694 15,651 278 140 1.20 6.20


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2. COSTO DE LOS EQUIPOS DE PROTECCIÓN Y MANIOBRA EN MT

Costo CostoDESCRIPCIÓN CÓDIGO Instalación O&M

US$ US$/ud-añoInterruptores en SE subterránea INT SUB 18,769 35Seccionadores Bajo Carga en SE s SBC SUB 9,142 35Seccionadores en SE subterránea SECC SUB 2,806 35Reconectadores REC 13,625 35Seccionadores Bajo Carga Aéreos SBC AER 5,823 55Seccionadores Aéreos SEC AER 1,313 55Seccionadores Fusible Aéreos (Cut CUT OUT 736 55Descargadores de Sobretensión DESC 1,423 55Seccionalizadores SECC AER 1,313 55

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2.4.4 Datos Técnicos y Económicos de los Conductores

Costo Costo O&M Resis- Reac- Corriente CodigoInstal. variable tencia tancia admisible Identif.$ / km $ / km-año ohm / km ohm / km A

Red de BTRED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 14,289 115 1.345 0.110 117 AS02513RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 15,597 115 0.973 0.106 141 AS03513RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 16,750 115 0.719 0.105 171 AS05013RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante 20,074 115 0.497 0.101 215 AS07013RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante 20,889 115 0.368 0.093 250 AS09513RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante 23,880 115 0.291 0.092 275 AS12013

RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 72,045 293 0.915 0.136 111 NY02513RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 74,670 293 0.648 0.132 134 NY03513RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X120 MM2 75,568 293 0.305 0.129 221 AL12013RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X240 MM2 78,759 293 0.152 0.124 370 AL24013RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X400 MM2 88,364 293 0.097 0.119 490 AL40013

Red

de

BT

Sin

Con

tam

inac

ión

Salin

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Red de BTRED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 14,289 115 1.345 0.110 117 AS02513RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 15,597 115 0.973 0.106 141 AS03513RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante 16,750 115 0.719 0.105 171 AS05013RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante 20,074 115 0.497 0.101 215 AS07013RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante 20,889 115 0.368 0.093 250 AS09513RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante 23,880 115 0.291 0.092 275 AS12013

RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 72,045 293 0.915 0.136 111 NY02513RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 74,670 293 0.648 0.132 134 NY03513RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X120 MM2 75,568 293 0.305 0.129 221 AL12013RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X240 MM2 78,759 293 0.152 0.124 370 AL24013RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X400 MM2 88,364 293 0.097 0.119 490 AL40013

Red

de

BT

Con

Con

tam

inac

ión

Salin

a


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Red de BTRED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 20,317 255 0.780 0.395 163 AA05003RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x70 mm2 21,559 255 0.583 0.415 201 AA07003RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 24,524 255 0.323 0.394 284 AA12003RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 28,930 255 0.211 0.377 405 AA18503RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x240 mm2 31,814 255 0.162 0.367 472 AA24003

RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 97,721 365 0.568 0.169 217 AL07003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 102,265 365 0.264 0.158 331 AL15003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 108,931 365 0.161 0.152 433 AL24003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 119,711 365 0.100 0.101 558 AL40003

Red

de

MT

en Z

onas

sin

Con

tam

inac

ión

Mar

ina


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Red de BTRED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 27,062 255 0.854 0.453 154 CU02503RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x35 mm2 30,227 255 0.616 0.440 182 CU03503RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x50 mm2 35,745 255 0.455 0.423 226 CU05003RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 42,475 255 0.315 0.414 275 CU07003RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x120 mm2 59,260 255 0.180 0.392 404 CU12003

RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 97,721 365 0.568 0.169 217 AL07003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 102,265 365 0.264 0.158 331 AL15003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 108,931 365 0.161 0.152 433 AL24003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 119,711 365 0.100 0.101 558 AL40003

RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante 30,828 150 0.970 0.185 150 AS03503RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x50 mm2 + portante 33,063 150 0.720 0.176 170 AS05003RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante 35,333 150 0.497 0.168 220 AS07003RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante 41,777 150 0.284 0.147 310 AS12003

Red

MT

en Z

onas

con

Con

tam

inac

ión

Mar

ina

Red

MT

Aér

ea e

n zo

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con

calle

s m

enor

a 1

2 m


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Red de BTRED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x16 mm2 + portante 3,616 115 2.141 0.110 89 AS01613RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante 4,014 115 1.345 0.100 97 AS02513RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante 5,316 115 0.973 0.096 118 AS03513RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante 9,772 115 0.497 0.093 180 AS07013RED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x16 mm2 + portante 12,245 100 2.141 0.110 89 AS01613MRED AEREA AP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 2x25 mm2 + portante 12,552 100 1.345 0.100 97 AS02513M

RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x6 mm2 63,757 293 3.806 0.164 51 NY06023RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x10 mm2 65,255 293 2.262 0.152 68 NY01013RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x16 mm2 67,335 293 1.421 0.143 87 NY01613RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x35 mm2 74,768 293 0.648 0.132 134 NY03513RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x70 mm2 88,486 293 0.331 0.124 193 NY07013

Red

de

ALP

A

ÉREO

Red

de

ALP

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RR

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Red de BTRED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 72,045 293 0.915 0.136 111 NY02513RED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x35 mm2 74,670 293 0.648 0.132 134 NY03513RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X120 MM2 75,568 293 0.305 0.129 221 AL12013RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X240 MM2 78,759 293 0.152 0.124 370 AL24013RED SUBTERRÁNEA SP CABLE AL 3X1X400 MM2 88,364 293 0.097 0.119 490 AL40013

Red de Alumbrado PúblicoRED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x6 mm2 63,757 293 3.806 0.164 51 NY06023RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x10 mm2 65,255 293 2.262 0.152 68 NY01013RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x16 mm2 67,335 293 1.421 0.143 87 NY01613RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x35 mm2 74,768 293 0.648 0.132 134 NY03513RED SUBTERRÁNEA AP - CABLE CU NYY 3x1x70 mm2 88,486 293 0.331 0.124 193 NY07013

Red de MTRED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 97,721 365 0.568 0.169 217 AL07003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 102,265 365 0.264 0.158 331 AL15003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 108,931 365 0.161 0.152 433 AL24003RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 119,711 365 0.100 0.101 558 AL40003

Zona

s H

istó

ricas


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2.4.5 Resultados de la optimización de las instalaciones

Un resumen de los valores obtenidos para el VNR eléctrico de la empresa Modelo se presenta a continuación:

Sistema de Distribución EléctricaLima Norte Unidad Metrado VNR

miles US$

Costos unitario

promedio Media TensiónRed aérea km 1.164 39.580 34.002Red subterránea km 1.375 144.018 104.773Equipos de protección y seccionamiento (P& unidad 4.877 47.635 9.767Total MT 231.233 Subestaciones de DistribuciónMonoposte unidad 91 661 7.259Biposte unidad 2.302 27.011 11.734Convencional unidad 1.015 47.915 47.207Compacta pedestal unidad 1.493 28.864 19.333Compacta bóveda unidad 647 13.715 21.198Seccionamiento unidad - - Total SE 118.166 Baja tensiónRed aéreaServicio particular km 5.422 87.006 16.047Alumbrado público km 5.549 21.509 3.877Luminarias unidad 179.122 22.701 127Equipos de control AP unidad 4.255 911 214Total red aérea 132.127 Red subterráneaServicio particular km 2.907 230.182 79.188Alumbrado público km 1.885 23.678 12.559Luminarias unidad 82.527 11.795 143Equipos de control AP unidad 1.111 238 214Postes AP unidad 90.780 41.996 463Total red subterránea 307.890 Total BT 440.017 Inversiones No EléctricasINE asignadas a MT 3.119 INE asignadas a BT 7.530 Total INE 10.650 VALOR NUEVO DE REEMPLAZO 800.065

2.4.6 Instalaciones de Media Tensión

A continuación se presenta un detalle de los resultados obtenidos de la Optimización realizada a toda la red respecto de la Media Tensión.

• Red Aérea


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Descripción de la Instalación Código Instalación

Costo Unitario Total Cantidad total VNR

[ miles US$ ]

Redes de Media TensiónRED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 - Disposic. Triangular AA05003 20.317,4 319,8 km 6.496,6 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 - Disposic. Triangular AA12003 24.523,7 2,8 km 68,2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 - Disposic. Triangular AA18503 28.930,2 54,3 km 1.570,0 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x50 mm2 - Disposic. Vertical AA05003 34.015,1 110,3 km 3.750,2 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x120 mm2 - Disposic. Vertical AA12003 38.221,3 1,0 km 36,7 RED AEREA CONDUCTOR DE AA O SIMIL. 3x185 mm2 - Disposic. Vertical AA18503 42.627,9 18,7 km 797,6 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 - Disposic. Triangular CU02503 27.062,0 248,2 km 6.717,0 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 - Disposic. Triangular CU07003 42.475,0 40,5 km 1.720,2 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x25 mm2 - Disposic. Vertical CU02503 40.318,9 85,6 km 3.450,6 RED AEREA CONDUCTOR DE COBRE 3x70 mm2 - Disposic. Vertical CU07003 55.731,8 14,0 km 778,2 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante - Convencional AS03503 30.827,8 46,3 km 1.428,2 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante - Convencional AS07003 35.333,2 0,4 km 12,5 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante - Convencional AS12003 41.776,9 7,8 km 324,1 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x35 mm2 + portante - Con Ménsula AS03503 56.288,7 182,6 km 10.280,4 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x70 mm2 + portante - Con Ménsula AS07003 60.794,2 1,4 km 85,0 RED AEREA AUTOPORTANTE DE AL 3x120 mm2 + portante - Con Ménsula AS12003 67.498,5 30,6 km 2.064,2

• Red Subterránea



[ miles US$ ]

Redes de Media TensiónRED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X70 MM2 AL07003 97.720,5 576,2 km 56.308,5 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X150 MM2 AL15003 102.265,1 20,5 km 2.099,0 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X240 MM2 AL24003 108.931,4 696,2 km 75.833,8 RED SUBTERRÁNEA MT - CABLE AL 2XSY 3X1X400 MM2 AL40003 119.711,4 81,7 km 9.777,1

• Equipos de Protección y Maniobra



[ miles US$ ]

Redes de Media TensiónInterruptores en SE subterránea INT SUB 18.769,2 215,0 Ud 4.035,4 Seccionadores Bajo Carga en SE subterránea SBC SUB 9.141,9 2.854,0 Ud 26.090,9 Seccionadores en SE subterránea SECC SUB 2.806,1 428,0 Ud 1.201,0 Reconectadores REC 13.625,0 93,0 Ud 1.267,1 Seccionadores Aéreos SEC AER 1.313,1 29,0 Ud 38,1 Seccionadores Fusible Aéreos (Cut Out) CUT OUT 736,1 379,0 Ud 279,0 Descargadores de Sobretensión DESC 1.422,8 66,0 Ud 93,9



[ miles US$ ]

Redes de Media TensiónBando de Compensación Estándar - 300 kVAr - Subterráneo BCMT 3x100 - S 6.749,6 100 Ud 675,0 Bando de Compensación Estándar - 300 kVAr - Aéreo BCMT 3x100 - A 6.049,9 126 Ud 762,3 Protección Homopolar Cliente MT - Reconectador Exterior Cli MT Rec. Ext. 15.208,3 137 Ud 2.075,9 Protección Homopolar Cliente MT - Interruptor en Celda Modular Cli MT Interr. Int. 24.675,4 451 Ud 11.116,3


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2.4.7 Instalaciones de Baja Tensión

A continuación se presenta un detalle de los resultados obtenidos de la Optimización realizada a toda la red respecto de la Baja Tensión.

• Subestaciones de Distribución



[ miles US$ ]

Subestaciones de DistribuciónSED Compacta - Bóveda - 50 kVA 50 14.972,3 4 Ud 59,9 SED Compacta - Bóveda - 100 kVA 100 16.824,8 30 Ud 504,7 SED Compacta - Bóveda - 160 kVA 160 19.155,8 169 Ud 3.237,3 SED Compacta - Bóveda - 250 kVA 250 22.327,5 444 Ud 9.913,4 SED Compacta - Pedestal - 100 kVA 100 17.672,5 490 Ud 8.659,5 SED Compacta - Pedestal - 160 kVA 160 19.154,7 405 Ud 7.757,6 SED Compacta - Pedestal - 250 kVA 250 20.814,3 598 Ud 12.447,0 SED Convencional a Nivel 50 kVA 50 30.020,7 2 Ud 60,0 SED Convencional a Nivel 100 kVA 100 32.047,2 11 Ud 352,5 SED Convencional a Nivel 160 kVA 160 35.051,1 123 Ud 4.311,3 SED Convencional a Nivel 250 kVA 250 38.674,2 72 Ud 2.784,5 SED Convencional a Nivel 630 kVA 630 47.455,7 580 Ud 27.524,3 SED Convencional Subterránea 100 kVA 100 43.292,2 1 Ud 43,3 SED Convencional Subterránea 160 kVA 160 46.296,1 33 Ud 1.527,8 SED Convencional Subterránea 250 kVA 250 49.919,1 2 Ud 99,8 SED Convencional Subterránea 630 kVA 630 58.700,7 191 Ud 11.211,8 SED Aérea Monoposte 37,5 kVA 37,5 7.259,4 91 Ud 660,6 SED Aérea Biposte 100 kVA 100 9.653,7 1.010 Ud 9.750,3 SED Aérea Biposte 160 kVA 160 13.359,5 1.292 Ud 17.260,4

• Red BT Aérea



[ miles US$ ]

Redes de Baja Tensión y APRED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x25 mm2 + portante - Poste Concreto AS02513 14.288,8 2.980,3 km 42.585,4 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x35 mm2 + portante - Poste Concreto AS03513 15.597,4 280,9 km 4.380,6 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x50 mm2 + portante - Poste Concreto AS05013 16.749,5 1.248,2 km 20.906,5 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x70 mm2 + portante - Poste Concreto AS07013 20.074,5 218,5 km 4.387,2 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x95 mm2 + portante - Poste Concreto AS09513 20.889,0 610,0 km 12.741,5 RED AEREA SP AUTOPORTANTE DE AL O SIMIL. 3x120 mm2 + portante - Poste Concreto AS12013 23.880,1 83,9 km 2.004,5 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613 - s/poste SP 3.615,6 3.416,4 km 12.352,3 Red Aérea AP - Autoportante Al 3x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613 - s/poste AP 12.712,3 164,5 km 2.091,5 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste SP AS01613M - s/poste S 3.150,5 1.872,3 km 5.898,5 Red Aérea AP - Autoportante Al 2x16 mm2+portante - sobre poste AP AS01613M - s/poste A 12.244,9 95,3 km 1.166,7

• Red BT Subterránea



[ miles US$ ]

Redes de Baja Tensión y APRED SUBTERRANEA SP CABLE NYY 3-1x25 mm2 NY02513 72.045,1 1.544,9 km 111.304,9 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x120 mm2 AL12013 75.568,4 68,8 km 5.199,0 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x240 mm2 AL24013 78.759,2 60,4 km 4.757,9 RED SUBTERRANEA SP CABLE Aluminio 3-1x400 mm2 AL40013 88.364,0 1.232,6 km 108.920,6 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x6 mm2 NY06023 - Exc 63.756,6 72,0 km 4.590,0 RED SUBTERRANEA AP CABLE NYY 3-1x10 mm2 NY01013 - Exc 65.254,7 45,5 km 2.971,3 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x6 mm2 NY06023 - Comp 8.589,0 1.145,2 km 9.836,5 Red Subterránea AP - en zanja BT - Cable Cu NYY 3x1x10 mm2 NY01013 - Comp 10.087,1 622,6 km 6.280,1


2-79

EDELNOR 21/7/09

2.4.8 Red de Alumbrado Público



[ miles US$ ]

Redes de Baja Tensión y APLuminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 L 150 - PS 1.5/1.9/1.5" 149,8 9.445,0 Ud 1.414,7 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 L 70 - PS 0.55/1.0/1.5" 107,4 62.701,0 Ud 6.732,8 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 L 70 - PS 1.5/1.9/1.5" 131,1 100.391,0 Ud 13.159,2 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 L 400 P 1,5-1,9-1,5 320,3 26,0 Ud 8,3 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 L 400 P 3,3-3,4-1,5 371,6 812,0 Ud 301,7 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1 / 3 / 1,5 L 400 P 1-3-1,5 340,3 70,0 Ud 23,8 Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 L 250 P 1,5-1,9-1,5 177,5 4.644,0 Ud 824,5 Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 L 250 P 3,3-3,4-1,5 228,8 1.033,0 Ud 236,3 Equipos de Control de AP - Fotocélula y contactor (incluye medición) ECAP 214,1 4.255,0 Ud 910,8 Poste de AP de concreto de 7 m PAP C 7 m 224,3 10.817,0 Ud 2.426,7 Poste de AP de acero de 11 m PAP M 11 m 822,1 4.091,0 Ud 3.363,0 Poste de AP de acero de 13 m PAP M 13 m 1.311,3 3.056,0 Ud 4.007,3 Poste de AP de acero de 15 m PAP M 15 m 1.753,0 113,0 Ud 198,1 Luminaria 150 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 L 150 - PS 1.5/1.9/1.5" 149,8 9.586 Ud 1.435,9 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 0,55 / 1,0 / 1,5 L 70 - PS 0.55/1.0/1.5" 107,4 13.806 Ud 1.482,5 Luminaria 70 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 L 70 - PS 1.5/1.9/1.5" 131,1 52.394 Ud 6.867,8 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 L 400 P 1,5-1,9-1,5 320,3 79 Ud 25,3 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 L 400 P 3,3-3,4-1,5 371,6 797 Ud 296,2 Luminaria 400 W - Pastoral Ac.Simple 1 / 3 / 1,5 L 400 P 1-3-1,5 340,3 207 Ud 70,4 Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 1,5 / 1,9 / 1,5 L 250 P 1,5-1,9-1,5 177,5 4.484 Ud 796,1 Luminaria 250 W - Pastoral Ac.Simple 3,3 / 3,4 / 1,5 L 250 P 3,3-3,4-1,5 228,8 996 Ud 227,9 Equipos de Control AP - Fotocélula y contactor (incluye medición) ECAP 214,1 1.111 Ud 237,8 Poste de AP de concreto de 9 m PAP C 9 m 525,2 20.951 Ud 11.002,9 Poste de AP de concreto de 8 m PAP C 8 m 297,3 36.993 Ud 10.997,5 Poste de AP de concreto de 7 m PAP C 7 m 224,3 7.472 Ud 1.676,3 Poste de AP de acero de 11 m PAP M 11 m 822,1 3.946 Ud 3.243,8 Poste de AP de acero de 13 m PAP M 13 m 1.311,3 2.948 Ud 3.865,7 Poste de AP de acero de 15 m PAP M 15 m 1.753,0 334 Ud 585,5 Corona Metálica de 10 reflectores con 20 lámparas de 400 W CM 10 RE 2x400 12.546,9 3 Ud 37,6 Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 400 W CM 8 RE 2x400 9.980,3 49 Ud 489,0 Corona Metálica de 6 reflectores con 12 lámparas de 400 W CM 6 RE 2x400 7.839,4 5 Ud 39,2 Corona Metálica de 8 reflectores con 16 lámparas de 250 W CM 8 RE 2x250 7.815,9 2 Ud 15,6 Luminarias 50 W L 50 75,5 8 Ud 0,6 Luminarias 70 W L 70 79,8 4 Ud 0,3 Luminarias 150 W L 150 98,5 95 Ud 9,4 Luminarias 250 W L 250 126,2 12 Ud 1,5 Poste de AP de concreto de 15 m PAP C 15 m 579,4 Ud - Poste de AP de acero de 22 m PAP A 22 m 7.995,0 2 Ud 16,0 Poste de AP de acero de 25 m PAP A 25 m 10.764,1 57 Ud 613,6

Efectuados los estudios de optimización, aplicando la metodología y los modelos descritos, se resumen a continuación los resultados obtenidos de la aplicación de los modelos de Optimización de la Red Ideal de BT y MT.


2-80

EDELNOR 21/7/09

Zona - 1 MAD SC

Zona - 2 AD1 SC

Zona - 3 AD2 SC

Zona - 4 MD SC

Zona - 5 BD SC

Zona - 6 MAD CC

Zona - 7 AD1 CC

Zona - 8 AD2 CC

Zona - 9 MD CC

Zona - 10 BD CC TOTAL

InstalacionesRed MT aérea [ km ] 0 0 359 287 32 0 0 189 272 25 1.164Red MT subterránea [ km ] 254 238 53 46 6 431 286 28 30 4 1.375Total red MT [ km ] 254 238 411 334 38 431 286 216 302 28 2.539Red BT SP aérea [ km ] 0 540 1.092 1.093 205 0 647 586 1.066 192 5.422Red BT AP aérea [ km ] 0 586 1.280 1.202 173 0 651 562 957 137 5.549Red BT SP subterránea [ km ] 783 50 118 203 0 1.461 55 69 165 2 2.907Red BT AP subterránea [ km ] 524 41 91 138 0 913 39 44 93 1 1.885Total red BT [ km ] 1.307 1.217 2.582 2.636 378 2.374 1.393 1.261 2.281 332 15.762SED aéreas (módulo) [ kVA ] 0 0 160 100 38 0 0 160 100 38 130SED aéreas [ N° ] 0 0 820 521 50 0 0 472 489 41 2.393SED subterráneas y a nivel (módulo) [ kVA ] 557 247 160 100 50 563 248 160 100 50 523SED subterráneas y a nivel [ N° ] 297 32 15 7 1 607 44 6 5 1 1.015SED compactas (módulo) [ kVA ] 0 248 160 100 100 0 248 160 100 89 189SED compactas [ N° ] 0 449 391 285 22 0 619 157 199 18 2.140SED Total kVA Instalados [ kVA ] 165.490 119.260 196.160 81.300 4.125 341.520 164.220 101.600 69.300 3.188 1.246.163SED Cantidad Total [ N° ] 297 481 1.226 813 73 607 663 635 693 60 5.548Equipos de Maniobra Subterráneos [ N° ] 765 441 70 35 8 1.512 602 38 21 5 3.497Equipos de Maniobra Aéreos [ N° ] 0 0 222 88 33 0 0 118 79 27 567Luminarias AP [ N° ] 17.610 22.241 48.922 45.504 5.550 31.532 25.666 22.750 37.152 4.544 261.471Postes AP [ N° ] 331 17.474 4.473 9.750 8.664 299 32.024 5.530 5.054 7.122 90.721

Los equipos de compensación de redes incluidos en el VNR Eléctrico se calcularon para cada una de las subzonas determinadas en el proceso de subzonificación del área de concesión. Los resultados determinados se presentan en la siguiente tabla.

Zona - 1 MAD SC

Zona - 2 AD1 SC

Zona - 3 AD2 SC

Zona - 4 MD SC

Zona - 5 BD SC

Zona - 6 MAD CC

Zona - 7 AD1 CC

Zona - 8 AD2 CC

Zona - 9 MD CC


Equipos de CompensaciónBancos de Compensación 300 kVAr [ 1/° ] 24 24 25 26 12 28 24 25 26 12 226Compensación Reactivo [ kVAr ] 7.200 7.200 7.500 7.800 3.600 8.400 7.200 7.500 7.800 3.600 67.800

a. INTERRUPCIONES MEDIAS POR SEMESTRE

A continuación se presentan las tablas con el desagregado de los indicadores de calidad de servicio para cada una de las zonas simuladas, al igual que el valor para empresa:

Zona - 1 MAD SC

Zona - 2 AD1 SC

Zona - 3 AD2 SC

Zona - 4 MD SC

Zona - 5 BD SC

Zona - 6 MAD CC

Zona - 7 AD1 CC

Zona - 8 AD2 CC

Zona - 9 MD CC


Calidad de servicioN BT max [ Int. / sem-us ] 1,30 1,24 1,79 2,73 2,12 1,29 1,19 1,75 2,86 2,10 1,72D BT max [ hs / sem-us ] 1,76 1,86 4,16 7,97 5,95 1,70 1,75 4,08 8,42 5,85 3,77N MT med [ Int. / sem-us ] 1,04 0,90 0,94 1,22 1,00 1,04 0,88 0,94 1,26 0,98 1,02D MT med [ hs / sem-us ] 0,75 0,96 1,61 2,71 1,99 0,76 0,93 1,60 2,83 1,95 1,45

2.4.9 Sensibilidad a la modificación del Número de Salida por SET’s de ATMT

De acuerdo a lo solicitado por el OSINERGMIN y a modo referencia se han simulado el efecto de la optimización variando el número de salida para cada una de las SET’s de ATMT. Para el valor cálculo de acuerdo a los datos de EDELNOR se han variado 2 salidas adicionales en más y en menos para cada una de las 10 subzonas analizadas.

Los resultados obtenidos presentan variaciones menores en los valores de red de MT mientras que se mantienen para las redes de BT y centros de MTBT.

A continuación se presenta los resultados obtenidos entre las salidas utilizadas para el modelado y el valor que resulta como óptimo de considerar estas sensibilidades para cada una de las subzonas:


2-81

EDELNOR 21/7/09

Área Típica 01

Área Típica 02

Área Típica 03

Área Típica 04

Área Típica 05

Área Típica 06

Área Típica 07

Área Típica 08

Área Típica 09

Área Típica 10

SENSIBILIDAD 14 6 6 6 4 14 6 4 6 4 MODELADO 12 6 6 6 6 12 6 6 6 6

VARIABLE

2.4.10 Optimización de las instalaciones de Alumbrado Público

La optimización de las instalaciones de Alumbrado Público, es decir la determinación de la cantidad, la potencia y la disposición de las luminarias de mínimo costo que permiten satisfacer los requisitos de la norma de alumbrado vigente, se ha efectuado para todos los perfiles de vías informados por Luz de Sur y para tres parques típicos, que se han determinado por tamaño.

En el Anexo D se presenta el estudio de detalle de las instalaciones de Alumbrado Público que se realizó a partir de la información que se detalla a continuación.

2.4.11 Detalle VNR No Eléctrico

Los criterios y la metodología utilizados para efectuar el dimensionamiento de las instalaciones no eléctricas se desarrolla en detalle en la Parte 2 de este Informe, por lo que en la siguiente tabla se presentan los resultados obtenidos.

Empresa Modelo

CantidadCosto

unitario US$ / ud

Costo total US$

Vehículos de transporte y carga 14 483.750Automóviles 5 39.000 185.250

Camiones 3 50.000 150.000

Camionetas 5 30.000 142.500

Motocicletas 2 4.000 6.000

Equipos de almacén, maestranza,medición y control 4.482 3.884.400Equipos de medición y laboratorio 2.988 1.000 2.988.000

Herramientas 1.494 600 896.400

Equipos e instalaciones de comunicación 4.893.575Enlaces, equipos y estructuras 933.505 5 4.667.525

Equipos móviles 249 600 149.400

Télefonos, modem y fax 511 150 76.650

Equipos y muebles de oficina 11.570 1.387.900Oficinas 4.955 200 991.000

Bodegas 6.615 60 396.900

TOTAL 10.649.625

2.5 CÁLCULO DE LAS PÉRDIDAS ESTÁNDAR DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

Las pérdidas estándar del sistema de distribución de la empresa modelo se obtuvieron a partir del modelo de optimización de las redes, para la topología, módulos de transformación y secciones establecidas como óptimas, agregando adicionalmente el cálculo de las pérdidas en las acometidas y los medidores de los clientes.


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EDELNOR 21/7/09

Las pérdidas de potencia se calcularon para la hora de punta del sistema de distribución, y las pérdidas de energía a partir de los tiempos equivalentes de pérdidas determinados para cada tipo de instalación. Los resultados obtenidos se presentan en la siguiente tabla.

Cálculo de las Pérdidas Técnicas en MT y BT

Pérdidas de Energía

Factores de carga de las

Pérdidas de Potencia

MWh pérdidas kWPERDIDAS TECNICAS EN MT 61.722 0,56 12.487Pérdidas en las SED MT/BT y otras 83.107 0,66 14.355Pérdidas en las redes de BT 94.238 0,43 24.845Pérdidas en Acometidas 2.113 0,60 399Pérdidas en Medidiores 15.960 0,72 2.530TOTAL PERDIDAS TECNICAS en BT 195.418 0,53 42.129TOTAL PERDIDAS TECNICAS 257.141 0,54 54.616

Por su parte los valores determinados para las pérdidas comerciales o no técnicas residuales son los siguientes.

Energía Anual Factor de Potencia

MWh carga kWPérdidas comerciales o no técnicas 85.988 0,58 16.822

De esta manera los valores porcentuales de las pérdidas estándar del sistema de distribución MT y BT de la empresa modelo se presentan en la siguiente tabla.

Pérdidas estándar en MT y BT

Referido a su Etapa Referido al Ingreso MTEnergía Potencia Energía Potencia

Pérdidas estándar en MT 1,17% 1,49% 1,17% 1,49%Pérdidas técnicas estándar en BT 6,49% 7,30% 3,71% 5,04%Pérdidas comerciales estándar en BT 2,85% 2,91% 1,63% 2,01%Pérdidas estándar en BT 9,34% 10,21% 5,34% 7,05%Total de Pérdidas 6,51% 8,54%

2.5.1 Pérdidas Estándar Técnicas o Físicas

Las pérdidas de potencia en las distintas etapas de la red de distribución surgen de los resultados del proceso de optimización de las instalaciones para todas las zonas establecidas y se presentan en la siguiente tabla:

Pérdidas de potencia por Zona

Zona - 1 MAD SC

Zona - 2 AD1 SC

Zona - 3 AD2 SC

Zona - 4 MD SC

Zona - 5 BD SC

Zona - 6 MAD CC

Zona - 7 AD1 CC

Zona - 8 AD2 CC

Zona - 9 MD CC


Red BT [ kW ] 2.274 2.728 4.508 1.971 47 4.379 4.893 2.273 1.739 35 24.845SED MT/BT [ kW ] 1.688 1.463 2.363 1.082 74 3.463 2.019 1.223 922 59 14.355Red MT [ kW ] 2.277 830 1.432 1.037 47 3.863 1.020 865 1.061 56 12.487

a. FACTORES DE AJUSTES

Como se menciona en la metodología aplicada y dada las características del proceso de optimización se han definido factores de ajuste de pérdidas que tienen en cuenta los


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EDELNOR 21/7/09

desbalances presentes en las redes de distribución, ya sea por fases o de carga a lo largo del alimentador, presencia de armónicos, etc.

Los resultados obtenidos para dichos factores son los siguientes:

FACTORES DE AJUSTES DE LAS PERDIDAS PARA LA RED DE MTDETALLE Zona - 1

MAD SCZona - 2 AD1 SC

Zona - 3 AD2 SC

Zona - 4 MD SC

Zona - 5 BD SC

Zona - 6 MAD CC

Zona - 7 AD1 CC

Zona - 8 AD2 CC

Zona - 9 MD CC

Zona - 10 BD CC

Factor de desequilibrio de corrientes por fase 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04 1,05 1,05 1,04 1,04 1,04Factor de desequilibrio de corrientes por salida 1,17 1,17 1,16 1,16 1,16 1,17 1,17 1,16 1,16 1,16Factor de distribución no uniforme de cargas en la red 1,15 1,15 1,14 1,14 1,14 1,15 1,15 1,14 1,14 1,14Factor por corrientes armónicas en la red 1,09 1,09 1,08 1,08 1,08 1,09 1,09 1,08 1,08 1,08

FACTORES DE AJUSTES DE LAS PERDIDAS DE LOS CENTROS MTBTDETALLE Zona - 1


Zona - 3 AD2 SC

Zona - 4 MD SC

Zona - 5 BD SC

Zona - 6 MAD CC

Zona - 7 AD1 CC

Zona - 8 AD2 CC

Zona - 9 MD CC

Zona - 10 BD CC

Factor de desequilibrio de corrientes por fase 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06 1,06Factor por corrientes armónicas en la red BT 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12Factor por diferencias en las cargas de los trafos 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14 1,14

FACTORES DE AJUSTES DE LAS PERDIDAS DE LA RED DE BTDETALLE Zona - 1


Zona - 3 AD2 SC

Zona - 4 MD SC

Zona - 5 BD SC

Zona - 6 MAD CC

Zona - 7 AD1 CC

Zona - 8 AD2 CC

Zona - 9 MD CC

Zona - 10 BD CC

Factor de desequilibrio de corrientes por fase en BT 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08 1,08Factor de desequilibrio de corrientes por salida BT 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16 1,16Factor de distribución no uniforme de cargas en la red BT 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18 1,18Factor por corrientes armónicas en la red BT 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12 1,12Factor por excentricidad de los CT 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09 1,09Factor por diferencias en las cargas de los trafos 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17 1,17

b. PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN LA RED MT

En el caso de la red MT el cálculo se efectuó mediante el modelo de optimización a partir de la corriente equivalente en las distintas partes de la red (alimentadores, derivaciones, etc.) correspondientes a la red óptima.

El cálculo se efectuó para la configuración de red óptima correspondiente a cada zona del sector en estudio, y los resultados totales se determinaron agregando los resultados obtenidos para las pérdidas y las demandas de potencia y energía de cada zona.

Las pérdidas de potencia se calculan para la hora de punta del sistema de distribución, y las pérdidas de energía a partir de los tiempos equivalentes de pérdidas determinados para cada tipo de instalación.

c. PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN LAS SED MT/BT

En el caso de la transformación MT/BT para la determinación de las pérdidas de potencia el modelo considera los parámetros eléctricos correspondientes al módulo óptimo de transformación y el estado de carga del mismo, definido como un parámetro de diseño. Las pérdidas de energía se calcularon a partir del tiempo equivalente de pérdidas establecido para ese tipo de instalaciones. En este caso se consideraron también factores de ajuste de pérdidas para tomar en cuenta situaciones de la realidad no tomadas en cuenta en el modelo de optimización.

Como en el caso anterior los resultados obtenidos para cada zona del sistema en estudio se agregaron en forma proporcional a la potencia y energía operada en cada zona.

d. PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN RED BT

Para la red en BT el modelo calcula las pérdidas de potencia en las distintas etapas a partir de la consideración de corrientes equivalentes, ya que se trata en general de conductores con cargas distribuidas, al igual que en el caso de la red MT. Para las pérdidas de energía, como en los casos anteriores, se tomaron en cuenta el tiempo equivalente de pérdidas típico para la red BT. De la misma manera que en el caso de la red MT, se consideraron factores que consideran situaciones reales que no se modelan


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para la optimización, como son: desbalance de cargas por fase, desbalance de cargas por salidas y ramales, distribución no uniforme de la demanda, etc.

Al igual que en el caso de la red MT y las subestaciones de distribución, los resultados para el sistema en estudio resultaron a partir de la ponderación de los resultados obtenidos para cada zona.

e. PÉRDIDAS DE POTENCIA Y ENERGÍA EN ACOMETIDAS Y MEDIDORES

Las pérdidas en acometidas y medidores se considerarán a partir de las características eléctricas medias de los suministros correspondientes a las distintas opciones tarifarias, la longitud promedio y tipo de conductor para el caso de las acometidas y las pérdidas en las bobinas voltimétrica y amperométrica de los medidores, además de los estados de carga promedio de los mismos a partir de la información obtenida de los balances de potencia y energía.

Para el cálculo de las pérdidas en acometidas y medidores se han considerado los usuarios clasificados por el tipo de conexión (monofásicos o trifásicos), por el tipo de red al que están conectados (aérea o subterránea) y por el tipo de medidor (electromecánico o electrónico).

A continuación se presentan la cantidad de usuarios por categoría tarifaria considerados, y la potencia unitaria media correspondiente a cada uno de ellos.

Datos del mercado de la Empresa ModeloCantidad de suministros Potencia Potencias

Opción Aéreos Subterráneos total unitarias

tarifaria Mono-fásicos

Tri-fásicos

Mono-fásicos

Tri-fásicos FC [ kW ] [ kW ]

BT1 - - - - - - BT2 - 6 - 171 0,94 2.127 12,0

BT3P - 24 - 495 0,78 11.242 21,7 BT3FP - 30 - 783 0,96 7.790 9,6 BT4P - 19 - 536 0,74 14.552 26,2

BT4FP - 25 - 928 0,91 8.199 8,6 BT4AP - - - - 0,50 38.823 - BT5A - 8 - 220 2,32 916 4,0 BT5B 84.979 10.152 744.990 89.002 0,58 447.297 0,5 BT6 - - - - - - - MT1 - 6 - 74 1,15 99.058 1.238,2 TD1 - 1 - 5 - - - MT2 - 32 - 63 1,25 7.358 77,5

MT3P - 66 - 278 0,90 81.470 236,8 MT3FP - 65 - 251 1,05 19.861 62,9 MT4P - 27 - 152 0,83 33.398 186,6

MT4FP - 34 - 83 1,06 5.651 48,3 84.979 10.495 744.990 93.041 777.742

A partir de esta información y considerando un tipo de acometida típica para cada nivel de potencia, tipo de conexión y tipo de red de suministro se calculan las pérdidas para cada caso según se indica en las siguientes tablas.


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Acometidas Monofásicas AéreasOpción

tarifariaLong

.[ m ]

CalibreR

[ Ω/m ]

Corrien-te

[ A ]

Pérdida unitaria[ kW ]

Factor incremen-

to pérdidas

Pérdida Pot.Total

[ kW ]

BT1BT2 15 CAAL-S 3*10 mm2 0,00187 64 0,232 1,33 -

BT3P 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 116 0,211 1,33 - BT3FP 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 51 0,041 1,33 - BT4P 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 140 0,309 1,33 -

BT4FP 15 CAAL-S 3*10 mm2 0,00187 46 0,119 1,33 - BT4AP 15 CAAL-S 2*10 mm2 0,00187 - - 1,33 - BT5A 15 CAAL-S 2*10 mm2 0,00187 21 0,026 1,33 - BT5B 15 CAAL-S 2*10 mm2 0,00187 3 0,000 1,33 41,9 BT6 15 CAAL-S 2*10 mm2 0,00187 - - 1,33 - MT1 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 252 1,001 1,33 - TD1 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 - - 1,33 - MT2 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 16 0,004 1,33 -

MT3P 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 48 0,037 1,33 - MT3FP 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 13 0,003 1,33 - MT4P 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 38 0,023 1,33 -

MT4FP 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 10 0,002 1,33 - 41,9

Acometidas Monofásicas SubterráneasOpción

tarifariaLong.[ m ] Calibre

R [ Ω/m ]

Corrien-te

[ A ]

Pérdida unitaria[ kW ]

Factor incremen-

to pérdidas

Pérdida Pot.total

[ kW ]

BT1BT2 4 NYY 3 - 1*16 mm2 0,00115 64 0,038 1,33 -

BT3P 4 NYY 3 - 1*70 mm2 0,00027 116 0,029 1,33 - BT3FP 4 NYY 3 - 1*70 mm2 0,00027 51 0,006 1,33 - BT4P 4 NYY 3 - 1*70 mm2 0,00027 140 0,042 1,33 -

BT4FP 4 NYY 3 - 1*16 mm2 0,00115 46 0,019 1,33 - BT4AP 4 NYY 2 - 1*10 mm2 0,00366 - - 1,33 - BT5A 4 NYY 2 - 1*10 mm2 0,00366 21 0,014 1,33 - BT5B 4 NYY 2 - 1*6 mm2 0,00616 3 0,000 1,33 322,8 BT6 4 NYY 2 - 1*6 mm2 0,00616 - - 1,33 - MT1 4 NKY 2*(3 - 1*240) mm2 0,00019 252 0,095 1,33 - TD1 4 NKY 2*(3 - 1*240) mm2 0,00019 - - 1,33 - MT2 4 NYY 2*(3 - 1*120) mm2 0,00030 16 0,001 1,33 -

MT3P 4 NYY 2*(3 - 1*240) mm2 0,00016 48 0,003 1,33 - MT3FP 4 NYY 2*(3 - 1*120) mm2 0,00030 13 0,000 1,33 - MT4P 4 NYY 2*(3 - 1*120) mm2 0,00030 38 0,003 1,33 -

MT4FP 4 NYY 3 - 1*120 mm2 0,00015 10 0,000 1,33 - 322,8


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EDELNOR 21/7/09

Acometidas Trifásicas AéreasOpción


R[ Ω/m ]

Corrien-te

[ A ]

Pérdida unitaria [ kW ]

Factor incremen-

to pérdidas

Pérdida Pot.total

[ kW ]

BT1BT2 15 CAAL-S 3*10 mm2 0,00187 21 0,039 1,53 0,4

BT3P 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 39 0,035 1,53 1,3 BT3FP 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 17 0,007 1,53 0,3 BT4P 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 47 0,052 1,53 1,5

BT4FP 15 CAAL-S 3*10 mm2 0,00187 15 0,020 1,53 0,7 BT4AP 15 CAAL-S 2*10 mm2 0,00187 - - 1,53 - BT5A 15 CAAL-S 2*10 mm2 0,00187 7 0,004 1,53 0,1 BT5B 15 CAAL-S 2*10 mm2 0,00187 1 0,000 1,53 1,0 BT6 15 CAAL-S 2*10 mm2 0,00187 - - 1,53 - MT1 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 84 0,167 1,53 1,5 TD1 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 - - 1,53 - MT2 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 5 0,001 1,53 0,0

MT3P 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 16 0,006 1,53 0,6 MT3FP 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 4 0,000 1,53 0,0 MT4P 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 13 0,004 1,53 0,2

MT4FP 15 CAL-S 3*35 mm2 0,00052 3 0,000 1,53 0,0 7,6

Acometidas Trifásicas SubterráneasOpción


R[ Ω/m ]

Corrien-te

[ A ]

Pérdida unitaria [ kW ]

Factor incremen-

to pérdidas

Pérdida Pot.total

[ kW ]

BT1BT2 4 NYY 3 - 1*16 mm2 0,00115 21 0,006 1,53 1,7

BT3P 4 NYY 3 - 1*70 mm2 0,00027 39 0,005 1,53 3,7 BT3FP 4 NYY 3 - 1*70 mm2 0,00027 17 0,001 1,53 1,1 BT4P 4 NYY 3 - 1*70 mm2 0,00027 47 0,007 1,53 5,8

BT4FP 4 NYY 3 - 1*16 mm2 0,00115 15 0,003 1,53 4,6 BT4AP 4 NYY 2 - 1*10 mm2 0,00366 - - 1,53 - BT5A 4 NYY 2 - 1*10 mm2 0,00366 7 0,002 1,53 0,8 BT5B 4 NYY 2 - 1*6 mm2 0,00616 1 0,000 1,53 7,4 BT6 4 NYY 2 - 1*6 mm2 0,00616 - - 1,53 - MT1 4 NKY 2*(3 - 1*240) mm2 0,00019 84 0,016 1,53 1,8 TD1 4 NKY 2*(3 - 1*240) mm2 0,00019 - - 1,53 - MT2 4 NYY 2*(3 - 1*120) mm2 0,00030 5 0,000 1,53 0,0

MT3P 4 NYY 2*(3 - 1*240) mm2 0,00016 16 0,000 1,53 0,2 MT3FP 4 NYY 2*(3 - 1*120) mm2 0,00030 4 0,000 1,53 0,0 MT4P 4 NYY 2*(3 - 1*120) mm2 0,00030 13 0,001 1,53 0,1

MT4FP 4 NYY 3 - 1*120 mm2 0,00015 3 0,000 1,53 0,0 27,1

Para la determinación de las pérdidas en medidores se ha considerado la proporción de medidores electromecánicos y electrónicos actualmente existente en la totalidad de la zona de Lima. Los valores adoptados son los siguientes.


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EDELNOR 21/7/09

Medidores enEmpresa Modelo

Opción Tarifaria

Monofásicos Electromecá-

nicos

Monofásicos Electrónicos

Trifásicos Electromecá-

nicos

Trifásicos Electrónicos

BT1 - - - - BT2 - - 177 -

BT3P - - 519 - BT3FP - - 813 - BT4P - - 555 -

BT4FP - - 953 - BT4AP - - - - BT5A - - 228 - BT5B 655.676 174.293 20.822 78.332 BT6 - - - - MT1 - - 80 - TD1 - - 6 - MT2 - - 95 -

MT3P - - 344 - MT3FP - - 316 - MT4P - - 179 -

MT4FP - - 117 - 655.676 174.293 25.204 78.332

De manera similar a las pérdidas en acometidas se efectúa el cálculo correspondiente a las pérdidas de potencia en los medidores.

Medidores MonofásicosOpción

tarifaria

Mono-fásicos electro-

mecánicos

Mono-fásicos electró-nicos

Estado carga

monof.

Pér.nom. bobina

amp. [ W ]

Pér.nom. bobina volt. [ W

]

Pérd.un. electrom.

[ kW ]

Pérd.un. electrom

. [ kWh ]

Pér.nom. electrón.

[ W ]

Pérd.un. electrón. [ kW ]

Pérd.un. electrón. [ kWh ]

Factor incremen-

to pérdidas

Pérdida Pot.total

[ kW ]

BT1BT2 - - 0,86 0,15 1,5 0,0016 14,1 0,50 0,0005 4,38 1,33 -

BT3P - - 1,00 0,15 1,5 0,0017 14,2 0,50 0,0005 4,38 1,33 - BT3FP - - 0,68 0,15 1,5 0,0016 13,7 0,50 0,0005 4,38 1,33 - BT4P - - 1,00 0,15 1,5 0,0017 14,1 0,50 0,0005 4,38 1,33 -

BT4FP - - 0,92 0,15 1,5 0,0016 14,2 0,50 0,0005 4,38 1,33 - BT4AP - - 0,00 0,15 1,5 0,0015 13,1 0,50 0,0005 4,38 1,33 - BT5A - - 0,43 0,15 1,5 0,0015 13,7 0,50 0,0005 4,38 1,33 - BT5B 655.676 174.293 0,51 0,15 1,5 0,0015 13,3 0,50 0,0005 4,38 1,33 1.426,3 BT6 - - 0,00 0,15 1,5 0,0015 13,1 0,50 0,0005 4,38 1,33 - MT1 - - 1,00 0,15 1,5 0,0017 14,6 0,50 0,0005 4,38 1,33 - TD1 - - 0,00 0,15 1,5 0,0015 13,1 0,50 0,0005 4,38 1,33 - MT2 - - 0,32 0,15 1,5 0,0015 13,3 0,50 0,0005 4,38 1,33 -

MT3P - - 0,97 0,15 1,5 0,0016 14,2 0,50 0,0005 4,38 1,33 - MT3FP - - 0,26 0,15 1,5 0,0015 13,2 0,50 0,0005 4,38 1,33 - MT4P - - 0,76 0,15 1,5 0,0016 13,8 0,50 0,0005 4,38 1,33 -

MT4FP - - 0,20 0,15 1,5 0,0015 13,2 0,50 0,0005 4,38 1,33 - 655.676 174.293 1.426,3


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EDELNOR 21/7/09

Medidores TrifásicosOpción

tarifariaTrifásicos electro-

mecánicos

Trifásicos electró-nicos

Estado carga trifás.

Pér.nom. bobina

amp. [ W ]

Pér.nom. bobina volt. [ W

]

Pérd.un. electrom.

[ kW ]

Pér.nom. electrón.

[ W ]

Pérd.un. electrom

. [ kWh ]

Pérd.un. electrón. [ kW ]

Pérd.un. electrón. [ kWh ]

Factor incremen-

to pérdidas

Pérdida Pot.total

[ kW ]

BT1BT2 - 177 0,86 0,45 9,0 0,0093 1,0 81,57 0,0010 8,76 1,53 0,2

BT3P - 519 0,77 0,45 9,0 0,0093 1,0 80,67 0,0010 8,76 1,53 0,5 BT3FP - 813 0,68 0,45 9,0 0,0092 1,0 80,61 0,0010 8,76 1,53 0,8 BT4P - 555 0,93 0,45 9,0 0,0094 1,0 81,37 0,0010 8,76 1,53 0,6

BT4FP - 953 0,61 0,45 9,0 0,0092 1,0 80,19 0,0010 8,76 1,53 1,0 BT4AP - - 0,00 0,45 9,0 0,0090 1,0 78,84 0,0010 8,76 1,53 - BT5A - 228 0,29 0,45 9,0 0,0090 1,0 79,59 0,0010 8,76 1,53 0,2 BT5B 78.332 20.822 0,17 0,45 9,0 0,0090 1,0 78,91 0,0010 8,76 1,53 1.098,8 BT6 - - 0,00 0,45 9,0 0,0090 1,0 78,84 0,0010 8,76 1,53 - MT1 - 80 0,84 0,45 9,0 0,0093 1,0 82,03 0,0010 8,76 1,53 0,1 TD1 - 6 0,00 0,45 9,0 0,0090 1,0 78,84 0,0010 8,76 1,53 0,0 MT2 - 95 0,21 0,45 9,0 0,0090 1,0 79,06 0,0010 8,76 1,53 0,1

MT3P - 344 0,64 0,45 9,0 0,0092 1,0 80,30 0,0010 8,76 1,53 0,3 MT3FP - 316 0,85 0,45 9,0 0,0093 1,0 81,86 0,0010 8,76 1,53 0,3 MT4P - 179 0,51 0,45 9,0 0,0091 1,0 79,68 0,0010 8,76 1,53 0,2

MT4FP - 117 0,66 0,45 9,0 0,0092 1,0 80,64 0,0010 8,76 1,53 0,1 78.332 25.204 1.103,2

Las pérdidas de energía correspondientes a cada caso son las siguientes.

MedidoresMonofásicas Trifásicas

Opción Aérea Subterránea Aérea Subterránea Monofásicos Trifásicos

tarifariaPérdida Ene.total [ MWh ]

Pérdida Ene.total [ MWh ]





BT1BT2 - - 3 14 - 1,6

BT3P - - 9 25 - 5 BT3FP - - 3 10 - 7 BT4P - - 10 37 - 5

BT4FP - - 6 37 - 8 BT4AP - - - - - - BT5A - - 1 15 - 2 BT5B 214 1.645 5 38 9.555 6.366 BT6 - - - - - - MT1 - - 15 18 - 1 TD1 - - - - - 0 MT2 - - 0 0 - 1

MT3P - - 5 2 - 3 MT3FP - - 0 0 - 3 MT4P - - 1 1 - 2

MT4FP - - 0 0 - 1 214 1.645 58 196 9.555 6.405

Acometidas

Finalmente el resumen de las pérdidas de potencia y energía resultantes para las acometidas y medidores se presenta en la siguiente tabla:


2-89

EDELNOR 21/7/09

Pérdidas en acometidas y

medidoresPotencia Energía

[ kW ] [ MWh/año ]Acometidas 399 2.113

Monofásicas 365 1.859Trifásicas 35 254

Medidores 2.530 15.960Monofásicos 1.426 9.555Trifásicos 1.103 6.405

Acometidas y medidores 2.929 18.073


Se indica en este punto el análisis respecto al cumplimiento de los Estándares de Calidad de Servicio de acuerdo a los lineamientos descriptos en los Términos de Referencia Publicados

El modelado de la calidad de servicio en el Modelo de Optimización y consiguientemente los valores esperados de Calidad de Servicio se obtuvieron a partir de:

a) La Topología de MT seleccionada b) El tipo de Red de MT resultante, c) El tipo de equipamiento considerado, d) El Nivel de Respaldo establecido, y e) Las Hipótesis de Falla consideradas

El modelo de optimización, determina los indicadores de Calidad de Servicio establecido en la NTCSE (N y D) en el punto de la Red que resulta con el peor Nivel de Calidad de Servicio y el Nivel de Calidad promedio, de acuerdo con la topología seleccionada.

Los valores resultantes para cada zona se indican en las tablas siguientes:

Instalaciones de Media Tensión Zonas sin contaminación Zonas con contaminación

Zona 1 MAD

Zona 2 AD1

Zona 3 AD2

Zona 4 MD

Zona 5 BD

Zona 6 MAD

Zona 7 AD1

Zona 8 AD2

Zona 9 MD

Zona 10 BD

RED DE MT (Medio)SAIFI [ Int. / sem-us ] 1,30 1,24 1,79 2,73 2,12 1,29 1,19 1,75 2,86 2,10SAIDI [ hs / sem-us ] 1,76 1,86 4,16 7,97 5,95 1,70 1,75 4,08 8,42 5,85

RESUMEN DE DETALLE

Instalaciones de Baja Tensión Zonas sin contaminación Zonas con contaminación

Zona 1 MAD

Zona 2 AD1

Zona 3 AD2

Zona 4 MD

Zona 5 BD

Zona 6 MAD

Zona 7 AD1

Zona 8 AD2

Zona 9 MD

Zona 10 BD

RED DE MT (Máximo)SAIFI [ Int. / sem-us ] 1,04 0,90 0,94 1,22 1,00 1,04 0,88 0,94 1,26 0,98SAIDI [ hs / sem-us ] 0,75 0,96 1,61 2,71 1,99 0,76 0,93 1,60 2,83 1,95

RESUMEN DE DETALLE

2.7 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO TÉCNICO

Como resultado de la aplicación de la metodología descripta en el Informe de sobre Proceso de Optimización de la Empresa Modelo, se detallan a continuación los resultados del dimensionamiento de una empresa teórica, operando en el país, eficiente


2-90

EDELNOR 21/7/09

en sus gastos e inversiones y con instalaciones adaptadas a la demanda técnica y económicamente óptimas, cumpliendo con las exigencias de Calidad de Servicio vigentes, acorde a las pautas exigidas por el OSINERG.

Los costos totales de explotación discriminando los correspondientes a personal, materiales y servicios y suministros. Los Costos se indican en dólares estadounidenses (US$) y se los ha desagregado por actividad considerando aquéllas atribuibles a la gestión de administración, comercial y técnica. Además se han agrupado en las correspondientes a actividades relacionadas con el VAD y otras que no intervienen en el cálculo del VAD.

Costos Explotación Empresa Modelo

miles de US$ / añoPersonal Materiales Servicios

Aportes Organis.

Regulador

Costo Capital de Trabajo TOTAL

Distribución 5.416 6.980 11.623 4.889 2.154 31.062Comercial 4.609 1.529 10.450 16.588Administración actividades VAD 2.659 380 3.722 6.761Total costos actividades VAD 12.683 8.889 25.795 4.889 2.154 54.411Transmisión 1.087 534 1.885 3.506Otras Zonales 529 625 1.222 237 133 2.746Conexiones y Medidores 200 2.809 1.099 4.108Cortes y Reconexiones 185 98 1.372 1.655Nuevos Negocios 550 79 769 1.398Inversiones 2.321 143 2.224 4.688Administración otras actividdades 1.161 166 1.625 2.952Total costos otras actividades 6.033 4.454 10.196 237 133 21.054Total costos Empresa Modelo 18.716 13.343 35.992 5.126 2.287 75.464

A continuación se presentan los resultados obtenidos en los referentes aspectos: organización, personal y costos salariales, servicios contratados y materiales, gastos generales.

2.7.1 Organización, personal y costos salariales

A continuación se presenta la organización optimizada en las áreas correspondientes a las actividades técnicas, es decir las gerencias de Planificación e Ingeniería y Distribución.

La cantidad de personas de cada puesto, y cada área de la organización, se presenta en la columna central de cada bloque, mientras que el costo salarial anual expresado en miles de US$/año.


2-91

EDELNOR 21/7/09

TotalGerente 1

Secretaria 1

Total 9 337

Jefe Sección 1 53

Profesional 8 284

Empleado

Total 6 230

Jefe Sección 1 53

Supervisor

Profesional 5 178

Empleado

Total 5 195

Jefe Sección 1 53

Profesional 4 142

Empleado

Total 6 230

Jefe Sección 1 53

Profesional 5 178

Gerencia de Planificación e

Ingeniería

24

Sección Análisis y Planificación de la Red

28 1.169

Sección Normas Técnicas

Sección Proyectos

152

Sección Obras


2-92

EDELNOR 21/7/09

TotalGerente 1

Secretaria 1

Total 5 195 Total 34 1.105 Total 18 449 Total 22 611

Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65

Secretaria 1 24 Secretaria 1 24 Secretaria 1 24 Secretaria 1 24

Empleado Supervisor 4 137 Operario 2 37

Profesional 3 107 Operario 12 223

Total 7 197

Jefe Sección 1 53 Total 6 162

Operario 6 144 Jefe Sección 1 53

Supervisor 1 34

Operario 4 74

Total 8 221

Jefe Sección 1 53

Operario 7 168 Total 3 90

Jefe Sección 1 53

Operario 2 37

Total 17 598

Jefe Sección 1 53

Profesional 14 497 Total 9 233

Operario 2 48 Jefe Sección 1 53

Supervisor 2 69

Operario 6 112

Departamento Planif. del Mant. AT

Departamento Operación de la Red y Calidad

Departamento Trabajos Con

Tensión

Sección Centro de Control AT

Sección Mantenimiento Redes de AT

24,1

152,1

221 6.583

Gerencia de Distribución

Departamento Mant. de

Subtransmisión

Sección Protecciones y Comunicaciones

Sección Mantenimiento SSEE

Sección Centro de Control MT

Administración


2-93

EDELNOR 21/7/09

Total 99 2.797 Total 41 1249,5

Subgerente 1 115 Subgerente 1 114,5

Secretaria 1 24 Secretaria 1 24,1

Total 82 2.078 Total 15 580 Total 34 898,1 Total 5 213

Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 64,9 Jefe Depto. 1 65

Empleado 1 24 Empleado 1 24 Empleado 1 24,1 Empleado

Profesional 5 178 Profesional 1 35,5

Operario 3 56 Operario 2 37,2

Total 5 183 Total 4 148

Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 53

Total 19 451 Profesional 3 107 Total 9 233 Profesional 2 71

Jefe Sección 1 53 Empleado 1 24 Jefe Sección 1 53 Empleado 1 24

Supervisor 4 137 Supervisor 2 69

Operario 14 261 Operario 6 112

Total 5 195

Jefe Sección 1 53

Total 47 1.113 Profesional 4 142 Total 18 432

Jefe Sección 1 53 Empleado Jefe Sección 1 53



Total 3 112

Jefe Sección 1 53

Total 6 193 Profesional 1 36 Total 2 71

Jefe Sección 1 53 Empleado 1 24 Jefe Sección 1 53

Supervisor 3 103 Supervisor


Sección Expansión de Alumbrado Público

Sección Vinculación Cliente Red

Sección Expasión de la Red

Sección Mantenimiento AP

Departamento Desarrollo de Redes MT

y BT

Sección Expasión de la Red

Departamento Desarrollo de Redes MT

y BT

Sección Mantenimiento AP

Sección Operación y Mantenimiento BT

Sección Operación y Mantenimiento BT

Subgerencia Distribución

Lima

Subgerencia Distribución

Norte

Sección Operación y Mantenimiento MT

Departamento Operación y Mantenimiento

Departamento Operación y

Mantenimiento

Sección Operación y Mantenimiento MT

2.7.2 Costos de servicios contratados y materiales de explotación

A continuación se presentan para las distintas actividades de operación y mantenimiento relacionadas con las diferentes instalaciones de subtransmisión y distribución, el cálculo del costo de los servicios contratados, de los materiales de explotación y los costos salariales calculados en el punto anterior.

La división del costo del personal propio entre mano de obra directa y supervisión directa se efectuó considerando como mano de obra directa a las personas que efectúan las tareas en forma directa, y al resto de personal de supervisión, management y control involucrado desde el supervisor al gerente del área se lo consideró como supervisión directa. De esta manera en las actividades con un elevado nivel de tercerización, es decir que las actividades directas son efectuadas mayoritariamente por personal externo a la empresa, el costo de supervisión directa resulta superior al costo de la mano de obra directa de personal de la compañía.


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EDELNOR 21/7/09

SUBESTACIONESSubestacionesSSEE AT/AT [ ud ] 3SSEE AT/MT - P > 150 MVA [ ud ] 0SSEE AT/MT - 50 < P ≤ 150 MVA [ ud ] 5SSEE AT/MT - 20 < P ≤ 50 MVA [ ud ] 15SSEE AT/MT - 1 < P ≤ 20 MVA [ ud ] 2

Costo Unitario de Mantenimiento [ US$ / SSEE - año ] Servicios Contratados

Materiales de Explotación

Vehículos - Materiales

Vehículos - Servicios

SSEE AT/AT 15.141 20.646 0 4.512SSEE AT/MT - P > 150 MVA 0 0 0 0SSEE AT/MT - 50 < P ≤ 150 MVA 20.279 17.384 0 6.044SSEE AT/MT - 20 < P ≤ 50 MVA 11.778 10.613 0 3.510SSEE AT/MT - 1 < P ≤ 20 MVA 15.058 13.254 0 4.488Protecciones 3.992 400 0 683Telecontrol 1.996 600 0 341

Participación del Contratista de SSEE 80%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaSSEE AT/AT [ m US$ / año ] 52,3 18,6 33,7SSEE AT/MT - P > 150 MVA [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0SSEE AT/MT - 50 < P ≤ 150 MVA [ m US$ / año ] 52,3 18,6 33,7SSEE AT/MT - 20 < P ≤ 50 MVA [ m US$ / año ] 104,6 37,2 67,4SSEE AT/MT - 1 < P ≤ 20 MVA [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Protecciones [ m US$ / año ] 58,3 18,6 39,7Telecontrol [ m US$ / año ] 58,3 18,6 39,7Personal en SSEE [ m US$ / año ] 325,8 111,7 214,1Costo de MaterialesSSEE AT/AT [ m US$ / año ] 61,9SSEE AT/MT - P > 150 MVA [ m US$ / año ] 0,0SSEE AT/MT - 50 < P ≤ 150 MVA [ m US$ / año ] 86,9SSEE AT/MT - 20 < P ≤ 50 MVA [ m US$ / año ] 159,2SSEE AT/MT - 1 < P ≤ 20 MVA [ m US$ / año ] 26,5Protecciones [ m US$ / año ] 10,0Telecontrol [ m US$ / año ] 15,0Materiales en SSEE [ m US$ / año ] 359,6Costo de Servicos ContratadosSSEE AT/AT [ m US$ / año ] 39,0SSEE AT/MT - P > 150 MVA [ m US$ / año ] 0,0SSEE AT/MT - 50 < P ≤ 150 MVA [ m US$ / año ] 87,2SSEE AT/MT - 20 < P ≤ 50 MVA [ m US$ / año ] 151,9SSEE AT/MT - 1 < P ≤ 20 MVA [ m US$ / año ] 25,9Protecciones [ m US$ / año ] 83,3Telecontrol [ m US$ / año ] 41,6Servicios Contratados en SSEE [ m US$ / año ] 428,8

Costo Total en SSEE [ m US$ / año ] 1.114,3


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EDELNOR 21/7/09

RED DE SUBTRANSMISIÓN EN ATRedes de Subtransmisión ATLíneas Aéreas Subtransmisión AT [ km ] 228,9Cables Subterráneos Subtransmisión AT [ km ] 29,5

Costo Unitario de Mantenimiento [ US$ / 100 km - año ] Servicios Contratados




Líneas Aéreas Subtransmisión AT 134.945 38.580 0 40.219Cables Subterráneos Subtransmisión AT 1.125.197 36.164 0 734.793Trabajos con Tension en AT 19.722 9.097 0 5.918

Participación del Contratista en Mantenimiento AT % 80%Participación del Contratista en TCT de AT % 70%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaPlanificación del Mantenimiento AT [ m US$ / año ] 200,8 106,5 94,3Líneas Aéreas Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 201,2 74,5 126,7Cables Subterráneos Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 100,6 37,2 63,4Trabajos con Tensión Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 38,5 18,6 19,9Personal en Red Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 541,1 236,9 304,2Costo de MaterialesPlanificación del Mantenimiento AT [ m US$ / año ]

Líneas Aéreas Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 88,3Cables Subterráneos Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 10,7Trabajos con Tensión Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 20,8Materiales en Red Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 119,8Costo de Servicos ContratadosPlanificación del Mantenimiento AT [ m US$ / año ]

Líneas Aéreas Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 265,5Cables Subterráneos Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 309,1Trabajos con Tensión Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 35,7Servicios Contratados en Red Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 610,3

Costo Total en Subtransmisión AT [ m US$ / año ] 1.271,2

RED DE DISTRIBUCIÓN EN MTRedes de Distribución MTLíneas Aéreas MT [ km ] 1.897Cables Subterráneos MT [ km ] 1.404





Líneas Aéreas Distribución MT 53.101 28.461 0 17.652Cables Subterráneos Distribución MT 11.510 4.036 0 7.517Trabajos con Tension en MT 29.782 27.282 0 8.937

Participación del Contratista en Mantenimiento MT % 80%Participación del Contratista de TCT en MT % 70%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaPlanificación del Mantenimiento MT [ m US$ / año ] 408,1 354,3 53,8Líneas Aéreas Distribución MT [ m US$ / año ] 481,1 223,5 257,6Cables Subterráneos Distribución MT [ m US$ / año ] 35,9 18,6 17,3Trabajos con Tensión Distribución MT [ m US$ / año ] 423,3 204,9 218,4Personal en Red Distribución MT [ m US$ / año ] 1.348,4 801,3 547,1Costo de MaterialesPlanificación del Mantenimiento MT [ m US$ / año ]

Líneas Aéreas Distribución MT [ m US$ / año ] 540,0Cables Subterráneos Distribución MT [ m US$ / año ] 56,7Trabajos con Tensión Distribución MT [ m US$ / año ] 517,6Materiales en Red Distribución MT [ m US$ / año ] 1.114,2Costo de Servicos ContratadosPlanificación del Mantenimiento MT [ m US$ / año ]

Líneas Aéreas Distribución MT [ m US$ / año ] 872,9Cables Subterráneos Distribución MT [ m US$ / año ] 150,4Trabajos con Tensión Distribución MT [ m US$ / año ] 446,4Servicios Contratados en Red Distribución MT [ m US$ / año ] 1.469,6

Costo Total en Distribución MT [ m US$ / año ] 3.932,2


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EDELNOR 21/7/09

CENTROS DE TRANSFORMACION MT/BTCentros de Transformación MT/BTCentros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) [ ud ] 3.168Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) [ ud ] 3.118Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) [ ud ] 517

Costo Unitario de Mantenimiento [ US$ / 100 ud - año ] Servicios Contratados




Centros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) 11.543 21.584 0 4.515Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) 4.401 1.625 0 1.721Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) 3.984 1.087 0 1.558

Participación del Contratista en Mantenimiento CT MT/BT 90%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaCentros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) [ m US$ / año ] 113,0 55,9 57,1Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) [ m US$ / año ] 75,3 37,2 38,1Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) [ m US$ / año ] 37,7 18,6 19,0Personal en CT MT/BT [ m US$ / año ] 225,9 111,7 114,2Costo de MaterialesCentros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) [ m US$ / año ] 683,8Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) [ m US$ / año ] 50,7Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) [ m US$ / año ] 5,6Materiales en CT MT/BT [ m US$ / año ] 740,1Costo de Servicos ContratadosCentros de Transformación MT/BT en Cámara (CTC) [ m US$ / año ] 357,7Centros de Transformación MT/BT Aéreos (CTA) [ m US$ / año ] 134,2Centros de Transformación MT/BT Monoposte (CTM) [ m US$ / año ] 20,1Servicios Contratados en CT MT/BT [ m US$ / año ] 512,1

Costo Total en CT MT/BT [ m US$ / año ] 1.478,1

RED DE DISTRIBUCIÓN EN BTRedes de Distribución BTLíneas Aéreas BT [ km ] 12.920Cables Subterráneos BT [ km ] 4.828





Líneas Aéreas Distribución BT 5.402 7.860 0 676Cables Subterráneos Distribución BT 3.543 4.003 0 443

Participación del Contratista en Mantenimiento BT 95%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaLíneas Aéreas Distribución BT [ m US$ / año ] 113,0 55,9 57,1Cables Subterráneos Distribución BT [ m US$ / año ] 37,7 18,6 19,0Personal en Red Distribución BT [ m US$ / año ] 150,6 74,5 76,1Costo de MaterialesLíneas Aéreas Distribución BT [ m US$ / año ] 1.015,5Cables Subterráneos Distribución BT [ m US$ / año ] 193,3Materiales en Red Distribución BT [ m US$ / año ] 1.208,7Costo de Servicos ContratadosLíneas Aéreas Distribución BT [ m US$ / año ] 667,3Cables Subterráneos Distribución BT [ m US$ / año ] 163,5Servicios Contratados en Red Distribución BT [ m US$ / año ] 830,9

Costo Total en Distribución BT [ m US$ / año ] 2.190,2


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EDELNOR 21/7/09

OPERACION Y CONTROL DEL SISTEMAClientesCantidad total de Subestaciones [ ud ] 25Longitud total de la Red MT [ km ] 2.539Llamadas al Call Center por Reclamos de Servicio anuales [ llam / año ] 544.891

Zona 1 Zona 2 Zona 3 Zona 4Total Clientes Directos por Zona [ clt ] 933.505 94.234 0 0

Costo Unitario de Operación Servicios Contratados




Atención telefónica de llamadas por Reclamos de Servicio [ US$ / llamada ] 0,31Operación de SSEE [ US$ / SSEE - año ] 4.516 12 0 1.637Operación de la Red MT [ US$ / 100 km - año ] 18.980 0 5.774Operación de CT MT/BT Cámaras [ US$ / 100 Ud ] 1.770 0 0 0Operación de CT MT/BT Aéreos [ US$ / 100 Ud ] 1.897 0 0Operación de BT ( Atención Reclamos ) - Zona 1 [ US$ / 1000 clt - año ] 1.761 200 0 638Operación de BT ( Atención Reclamos ) - Zona 2 [ US$ / 1000 clt - año ] 9.585 200 0 3.474Operación de BT ( Atención Reclamos ) - Zona 3 [ US$ / 1000 clt - año ] 0 200 0 0Operación de BT ( Atención Reclamos ) - Zona 4 [ US$ / 1000 clt - año ] 0 200 0 0Operación de BT ( Atención Reclamos ) - Zona 5 [ US$ / 1000 clt - año

] 0 200 0 0

Participación del Contratista en Operación de SSEE 40%Participación del Contratista en Operación de red MT 70%Participación del Contratista en el Call Center 100%Participación del Contratista en Operación BT 75%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaCentro de Control Red de AT [ m US$ / año ] 73,4 48,1 25,3Operación de SSEE [ m US$ / año ] 146,8 96,2 50,6Centro de Control Red de MT [ m US$ / año ] 247,1 168,4 78,8Operación de la Red MT [ m US$ / año ] 276,5 130,4 146,1Atención Telefónica de Reclamos de Servicio (Call Center) [ m US$ / año ] 134,8 0,0 134,8Operación en BT ( Atención de Reclamos ) [ m US$ / año ] 1.404,1 670,5 733,6Personal en Operación del Sistema [ m US$ / año ] 2.282,7Costo de MaterialesCentro de Control Red de AT [ m US$ / año ]

Operación de SSEE [ m US$ / año ] 0,3Centro de Control Red de MT [ m US$ / año ]

Operación de la Red MT [ m US$ / año ] 0,0Atención Telefónica de Reclamos de Servicio (Call Center) [ m US$ / año ] 0,0Operación en BT ( Atención de Reclamos ) [ m US$ / año ] 205,5Materiales en Operación del Sistema [ m US$ / año ] 205,8Costo de Servicios ContratadosCentro de Control Red de AT [ m US$ / año ]

Operación de SSEE [ m US$ / año ] 69,7Centro de Control Red de MT [ m US$ / año ]

Operación de la Red MT [ m US$ / año ] 467,7Atención Telefónica de Reclamos de Servicio (Call Center) [ m US$ / año ] 171,0Operación en BT ( Atención de Reclamos ) [ m US$ / año ] 2.141,1Servicios Contratados en Operación del Sistema [ m US$ / año ] 2.849,5

Costo Total en Operación y Control del Sistema [ m US$ / año ] 5.338,1


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EDELNOR 21/7/09

ALUMBRADO PÚBLICOInstalaciones de APLuminarias de Alumbrado Público (UAP) [ ud ] 293.571

Costo Unitario de Mantenimiento [ US$ / 1000 ud - año ] Servicios Contratados




Luminarias de Alumbrado Público (UAP) 2.189 7.921 0 1.008

Participación del Contratista en Mantenimiento de AP % 95%

Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaPersonal en AP [ m US$ / año ] 304,3 55,9 248,4Costo de MaterialesMateriales en AP [ m US$ / año ] 2.325,3Costo de Servicos ContratadosServicios Contratados en AP [ m US$ / año ] 625,3

Costo Total en Alumbrado Público [ m US$ / año ] 3.254,9

CALIDAD y FISCALIZACION TECNICAAcciones de Calidad de Producto y APMediciones de Nivel de Tensión [ ud / año ] 6.384Mediciones de Flicker y Armónicas [ ud / año ] 636Mediciones de Alumbrado Público [ ud / año ] 12.396Envio de derechos y obligaciones de los usuarios [ ud / año ] 4.110.956Envio de boletines de seguridad [ ud / año ] 2.055.478Envio de avisos de cortes programados [ ud / año ] 1.227.293

Costo Unitario Servicios Contratados




Mediciones de Nivel de Tensión [ US$ / med ] 32,00 0,00 0,00 2,75Mediciones de Flicker y Armónicas [ US$ / med ] 110,00 0,00 0,00 8,24Mediciones de Alumbrado Público [ US$ / med ] 2,80 0,00 0,00 5,88Costo de Derechos y Obligaciones de los usuarios [ US$ / unid ] 0,010Costo de Boletines de seguridad [ US$ / unid ] 0,01Costos de avisos de costes programados [ US$ / unid ] 0,04

Participación del Contratista en Mediciones de Calidad % 100%

Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaCalidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 723,5 580,8 142,7Fiscalización de Redes [ m US$ / año ] 55,2 35,5 19,7Fiscalización de Alumbrado Público [ m US$ / año ] 37,4 24,1 13,3Información para Fiscalización Técnica [ m US$ / año ] 203,0 106,5 96,4Fiscalización Inversiones [ m US$ / año ] 141,5 59,6 82,0Personal en Calidad y Fiscalización Técnica [m US$/año] 1.160,6 806,4 354,1Costo de MaterialesCalidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 0,0Fiscalización de Redes [ m US$ / año ]

Fiscalización de Alumbrado Público [ m US$ / año ]

Información para Fiscalización Técnica [ m US$ / año ] 107,3Fiscalización Inversiones [ m US$ / año ]

Materiales en Calidad y Fiscalización Técnica [m US$/año] 107,3Costo de Servicios ContratadosCalidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 309,0Fiscalización de Redes [ m US$ / año ]

Fiscalización de Alumbrado Público [ m US$ / año ]

Información para Fiscalización Técnica [ m US$ / año ] 19,1Fiscalización Inversiones [ m US$ / año ]

Servicios en Calidad y Fiscalización Técnica [m US$/año] 328,1

Costo Total en Calidad y Fiscalización Técnica [ m US$ / año ] 1.595,9


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EDELNOR 21/7/09

2.7.3 Gastos generales

Los gastos generales correspondientes a las actividades técnicas se han determinado de acuerdo a lo indicado en la Parte 2 de este Informe Final y los valores resultantes se presentan a continuación.

GASTOS GENERALESGastos de AdministraciónMantenimiento de equipos,muebles y oficinas - Materiales [ m US$ / año ] 16,2Mantenimiento de equipos,muebles y oficinas - Servicios [ m US$ / año ] 46,9Materiales y útiles de oficina [ m US$ / año ] 186,9Servicios Públicos y privados [ m US$ / año ] 152,4Comunicaciones [ m US$ / año ] 787,0Varios de Administración - Materiales [ m US$ / año ] 48,3Varios de Administración - Servicios [ m US$ / año ] 245,5Gastos de relaciones públicas e imagen - Materiales [ m US$ / año ] 36,4Gastos de relaciones públicas e imagen - Servicios [ m US$ / año ] 160,7Honorarios por servicios y estudios [ m US$ / año ] 286,8Gastos del Directorio [ m US$ / año ] 0,0Capacitación [ m US$ / año ] 588,0

Gastos Informáticos (No mantenimiento o insumos)Licencias software corporativo [ m US$ / año ] 925,0Licencias de software de PC [ m US$ / año ] 56,6Servicios de Informática [ m US$ / año ] 131,0Insumos de Informática [ m US$ / año ] 133,9Leasing de equipos corporativos [ m US$ / año ] 341,6Leasing de PC y accesorios [ m US$ / año ] 116,9

Gastos en EdificiosAlquiler de edificios y expensas [ m US$ / año ] 560,3Limpieza y mantenimiento de edificios y terrenos [ m US$ / año ] 22,4Alquiler de bodegas [ m US$ / año ] 168,7Limpieza y mantenimiento de bodegas [ m US$ / año ] 2,6Vigilancia [ m US$ / año ] 51,0

Seguros e Impuestos por ActividadSeguros varios (resp.civil, instalaciones, etc.) [ m US$ / año ] 331,5Impuestos y tasas específicos (sin el impuesto a la Renta) [ m US$ / año ] 1.003,7

Total de Gastos GeneralesMateriales en Gastos a Redistribuir [ m US$ / año ] 421,7Servicios en Gastos a Redistribuir [ m US$ / año ] 5.978,5Costo Total en Gastos Generales [ m US$ / año ] 6.400,2

2.7.4 Costos de Operación y Mantenimiento técnico resultantes

Los costos obtenidos se agruparon para las distintas actividades, y se efectuó la reasignación de los gastos generales (tanto los costos de servicios como de los materiales) en forma proporcional al costo del personal propio correspondiente.

Los valores resultantes se presentan a continuación, donde se han desagregado los costos de OyM de las SED, incluidos en la actividad de “Mantenimiento SED MT/BT y Red BT”, a los efectos del posterior cálculo del VAD SED.


2-100

EDELNOR 21/7/09

COSTO TOTAL DE OPERACIÓN TÉCNICAMateriales en Gastos Generales a RedistribuirMateriales de Gastos Generales de O&M [ m US$ / año ] 421,65

Servicios en Gastos Generales a RedistribuirServicios de Gastos Generales de O&M [m US$/año] 5.978,51

Costo Total del Personal Propio ParticipaciónOperación Red de AT [ m US$ / año ] 220,3 2,6%Operación Red de MT [ m US$ / año ] 523,6 6,2%Operación Red de BT [ m US$ / año ] 1.538,9 18,4%Mantenimiento SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 867,0 10,3%

Mantenimiento Red de MT [ m US$ / año ] 1.348,4 16,1%

Mantenimiento SED MT/BT y Red BT [ m US$ / año ] 376,5 4,5%

Mantenimiento AP [ m US$ / año ] 304,3 3,6%

Ingeniería y Construcción SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 217,0 2,6%

Ingeniería y Construcción Red de MT [ m US$ / año ] 54,3 0,6%

Ingeniería y Construcción SED MT/BT y Red de BT [ m US$ / año ] 482,1 5,8%

Ingeniería y Construcción AP [ m US$ / año ] 251,0 3,0%

Inspección de Obras [ m US$ / año ] 271,3 3,2%

Calidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 723,5 8,6%

Fiscalización técnica [ m US$ / año ] 295,6 3,5%

Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] 141,5 1,7%

Normalización y Planificación del Sistema [ m US$ / año ] 764,0 9,1%

Total Personal Propio [ m US$ / año ] 8.379,0

Mantenimiento SED [ m US$ / año ] 225,9 2,7%

Costo Total de Materiales Materiales directos

Operación Red de AT [ m US$ / año ] 11,4 0,3

Operación Red de MT [ m US$ / año ] 26,3 0,0

Operación Red de BT [ m US$ / año ] 283,0 205,5

Mantenimiento SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 523,0 479,4

Mantenimiento Red de MT [ m US$ / año ] 1.182,0 1.114,2

Mantenimiento SED MT/BT y Red BT [ m US$ / año ] 1.967,7 1.948,8

Mantenimiento AP [ m US$ / año ] 2.340,6 2.325,3

Ingeniería y Construcción SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 10,9 0,0

Ingeniería y Construcción Red de MT [ m US$ / año ] 2,7 0,0

Ingeniería y Construcción SED MT/BT y Red de BT [ m US$ / año ] 24,3 0,0

Ingeniería y Construcción AP [ m US$ / año ] 12,6 0,0

Inspección de Obras [ m US$ / año ] 13,7 0,0

Calidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 36,4 0,0

Fiscalización técnica [ m US$ / año ] 122,2 107,3

Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] 7,1 0,0

Normalización y Planificación del Sistema [ m US$ / año ] 38,4 0,0

Total Material [ m US$ / año ] 6.602,4

Mantenimiento SED [ m US$ / año ] 751,4 740,1


2-101

EDELNOR 21/7/09

Costo Total de Servicios Contratados Servicios directos

Operación Red de AT [ m US$ / año ] 226,9 69,7

Operación Red de MT [ m US$ / año ] 841,3 467,7

Operación Red de BT [ m US$ / año ] 3.410,1 2.312,2

Mantenimiento SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 1.657,7 1.039,1

Mantenimiento Red de MT [ m US$ / año ] 2.431,7 1.469,6

Mantenimiento SED MT/BT y Red BT [ m US$ / año ] 1.611,6 1.343,0

Mantenimiento AP [ m US$ / año ] 842,5 625,3

Ingeniería y Construcción SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 379,8 224,9

Ingeniería y Construcción Red de MT [ m US$ / año ] 65,6 26,9

Ingeniería y Construcción SED MT/BT y Red de BT [ m US$ / año ] 466,7 122,7

Ingeniería y Construcción AP [ m US$ / año ] 179,1 0,0

Inspección de Obras [ m US$ / año ] 193,5 0,0

Calidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 825,1 309,0

Fiscalización técnica [ m US$ / año ] 230,0 19,1

Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] 101,0 0,0

Normalización y Planificación del Sistema [ m US$ / año ] 545,1 0,0

Total Servicios Contratados [ m US$ / año ] 14.007,7

Mantenimiento SED [ m US$ / año ] 673,3 512,1

Costo Total de Explotación TécnicaOperación Red de AT [ m US$ / año ] 458,5Operación Red de MT [ m US$ / año ] 1.391,2Operación Red de BT [ m US$ / año ] 5.232,0Mantenimiento SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 3.047,7Mantenimiento Red de MT [ m US$ / año ] 4.962,2Mantenimiento SED MT/BT y Red BT [ m US$ / año ] 3.955,9Mantenimiento AP [ m US$ / año ] 3.487,4Ingeniería y Construcción SSEE y Red de AT [ m US$ / año ] 607,7Ingeniería y Construcción Red de MT [ m US$ / año ] 122,6Ingeniería y Construcción SED MT/BT y Red de BT [ m US$ / año ] 973,0Ingeniería y Construcción AP [ m US$ / año ] 442,7Inspección de Obras [ m US$ / año ] 478,5Calidad de Servicio y Producto [ m US$ / año ] 1.585,0Fiscalización técnica [ m US$ / año ] 647,7Fiscalización de inversiones [ m US$ / año ] 249,7Normalización y Planificación del Sistema [ m US$ / año ] 1.347,5Costo Total de Explotación Técnica [ m US$ / año ] 28.989,2

Mantenimiento SED [ m US$ / año ] 1.650,6

A continuación se presentan las tablas solicitadas en la página 35, punto 6.1.8, de los Términos de Referencia del Estudio:


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EDELNOR 21/7/09

Componente del Sistema de Distribución Costo Unitario Estándar de Mantenimiento

Red de Media Tensión Aérea 1.718 US$ / km 5.396 S./ / km

Red de Media Tensión Subterránea 172 US$ / km 539 S./ / km

Subestaciones de Distribución 221 US$ / SED 695 S./ / SED

Red de Bajaa Tensión Aérea 139 US$ / km 437 S./ / km

Red de Baja Tensión Subterránea 77 US$ / km 243 S./ / km

Transformador MT/BT Incluido en SED US$ / trafo Incluido en SED S./ / trafo

Instalaciones de Alumbrado Público 11 US$ / luminaria 34 S./ / luminaria

2.8 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS DE GESTIÓN COMERCIAL Y PÉRDIDAS COMERCIALES

El desarrollo de la optimización de los Costos de Gestión Comercial y Pérdidas Comerciales se efectuó en la Parte 2 de este Informe Final. A continuación se presentan los resultados obtenidos.


A continuación se presenta la organización optimizada en las áreas correspondientes a las actividades comerciales, es decir la correspondiente a la gerencia Comercial.

La cantidad de personas de cada puesto, y cada área de la organización, se presenta en la columna central de cada bloque, mientras que el costo salarial anual expresado en miles de US$/año.


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TotalGerente 1

Secretaria 1

Total 16 529 Total 7 260 Total 21 741 Total 20 775

Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 64,9 Jefe Depto. 1 65

Secretaria 1 24 Secretaria 1 24 Secretaria 1 24,1 Secretaria 1 24

Profesional 9 320 Supervisor 5 171

Empleado 5 120 Empleado



Profesional 3 107 Profesional 7 249

Empleado 1 24

Total 59 2.074 Total 11 509

Subgerente 1 115 Subgerente 1 115

Secretaria 1 24 Secretaria 1 24 Total 4 136 Total 3 121,3


Profesional 1 36 Supervisor 2 69

Empleado 2 48 Operario

Total 30 1.067 Total 4 154


Empleado 18 433 Empleado 2 48 Total 7 220 Total 7 263,4



Empleado 4 96 Supervisor 2 69

Total 3 121 Total 1 53 Empleado


Supervisor 2 69 Supervisor

Operario Operario Total 3 112

Jefe Sección 1 53

Profesional 1 36

Empleado 1 24




Empleado 3 72 Empleado

Operario Operario



Supervisor 5 171 SupervisorEmpleado 8 192 Empleado 1 24

Operario Operario

136

Sección Gestión Mora

Sección Operaciones Comerciales

152

24

Sección Reclamos Regulatorios

Sección Gestión Mora

Sección Oficina Comercial

Sección Laboratorio de Medidores

Departamento Control de Pérdidas

Sección Detección y Planificación

Sección Residenciales y Rurales

5.064

Sección Conexiones

Departamento Grandes Clientes

Departamento Gestión

Comercial

Sección Sistemas y Normativa Comercial

Sección Seguimiento de Saldos

Sección Conexiones

Subgerencia Comercial Lima

Subgerencia Comercial Resto

Sección Oficina Comercial

Sección Operaciones

Sección Control Comercial

Gerencia Comercial

Departamento Call Center

2.8.2 Costos de servicios contratados y materiales de explotación

A continuación se presentan para las distintas actividades comerciales el cálculo del costo de los servicios contratados, de los materiales de explotación y los costos salariales calculados en el punto anterior.


2-104

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La división del costo del personal propio entre mano de obra directa y supervisión directa se efectuó considerando como mano de obra directa a las personas que efectúan las tareas en forma directa, y al resto de personal de supervisión, management y control involucrado desde el supervisor al gerente del área se lo consideró como supervisión directa. De esta manera en las actividades con un elevado nivel de tercerización, es decir que las actividades directas son efectuadas mayoritariamente por personal externo a la empresa, el costo de supervisión directa resulta superior al costo de la mano de obra directa de personal de la compañía.

ATENCIÓN CLIENTES Y CONTRATACIONAcciones de atención clientesClientes totales [ clt ] 1.027.739Nuevas conexiones ( altas ) [ clt / año ] 40.443Trámites en Oficinas Comerciales [ tra / año ] 913.845Llamadas al Call Center por Motivos Comerciales [ llam / año ] 1.943.445

Costos Unitarios de Atención Clientes [ US$ / acción ] Servicios Contratados




Atención Clientes en OficinasBack Office de trámites comercialesAtención de Contrataciones ( nuevos suministros )Back Office de contratacionesConexión de nuevos suministtros 20,00 72,09 0,00 4,24Inspección de conexión 4,31 0,00 0,88Atención telefónica de llamadas comerciales

Participación del Contratista Atención Clientes 55%Participación del Contratista Conexiones 100%Participación del Contratista Call Center 100%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaAtención Clientes [ m US$ / año ] 1.140,0 384,8 755,2Call Center [ m US$ / año ] 134,8 0,0 134,8Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ] 547,8 439,9 108,0Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 263,2 96,2 167,0Conexiones [ m US$ / año ] 209,9 0,0 209,9Personal en Atención Clientes y Contratación [ m US$ / año ] 2.295,7 920,9 1.374,8Costo de MaterialesAtención Clientes [ m US$ / año ] 0,0Call Center [ m US$ / año ] 0,0Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ]

Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 0,0Conexiones [ m US$ / año ] 2.915,7Materiales en Atención Clientes y Contratación [ m US$ / año ] 2.915,7Costo de Servicos ContratadosAtención Clientes [ m US$ / año ] 0,0Call Center [ m US$ / año ] 0,0Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ]

Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 0,0Conexiones [ m US$ / año ] 982,9Servicios Contratados en Atención Clientes y Contratación [ m US$ / año ] 982,9

Costo Total en Atención Clientes y Contratación [ m US$ / año 6.194,3


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LECTURAAcciones de LecturaLecturas PD urbanos [ lect / año ] 12.279.288Lecturas PD rurales [ lect / año ] 0Lectura Medianas Demandas [ lect / año ] 48.768Lectura Grandes Demandas [ lect / año ] 4.812Recuperación de lecturas ( fuera de ciclo ) [ lect / año ] 221.992

Costos Unitarios de Lectura [ US$ / lect ] Servicios Contratados




Lecturas PD urbanos 0,10 0,00 0,02Lecturas PD rurales 0,24 0,00 0,04Lectura Medianas Demandas (Incluye Lapto y Custodio policial) 0,33 0,00 0,06Lectura Grandes Demandas (Incluye Lapto y Custodio policial) 0,33 0,00 0,06Recuperación de lecturas ( fuera de ciclo ) 2,07 0,00 0,36

Participación del Contratista de Lectura % 100%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaLecturas PD urbanos [ m US$ / año ] 117,8 0,0 117,8Lecturas PD rurales [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Lectura Medianas Demandas [ m US$ / año ] 1,9 0,0 1,9Lectura Grandes Demandas [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 4,3 0,0 4,3Personal en Lectura [ m US$ / año ] 124,0 0,0 124,0Costo de MaterialesLecturas PD urbanos [ m US$ / año ] 0,0Lecturas PD rurales [ m US$ / año ] 0,0Lectura Medianas Demandas [ m US$ / año ] 0,0Lectura Grandes Demandas [ m US$ / año ] 0,0Recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 0,0Materiales en Lectura [ m US$ / año ] 0,0Costo de Servicos ContratadosLecturas PD urbanos [ m US$ / año ] 1.272,2Lecturas PD rurales [ m US$ / año ] 0,0Lectura Medianas Demandas [ m US$ / año ] 16,2Lectura Grandes Demandas [ m US$ / año ] 1,6Recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 460,0Servicios Contratados en Lectura [ m US$ / año ] 1.750,0

Costo Total en Lectura [ m US$ / año 1.873,9


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FACTURACIÓN Y NOTIFICACIONAcciones de FacturaciónAnálisis de Novedades de Lectura [ lect / año ] 221.992Facturas anuales PD urbanos [ fact / año ] 12.279.288Facturas anuales PD rurales [ fact / año ] 0Facturas anuales MD [ fact / año ] 48.768Facturas anuales GD [ fact / año ] 4.812

Costos Unitarios de Facturación y Notificación [ US$ / fact ] Servicios Contratados




Análisis de Novedades de Lectura 0,11Impresión de Facturas PD 0,07Impresión de Facturas MD 0,10Impresión de Facturas GD 0,10Notificación PD en zona urbana 0,07 0,00 0,01Notificación PD en zona rural 0,16 0,00 0,03Notificación MD 0,37 0,00 0,07Notificación GD 0,37 0,00 0,07

Participación del Contratista de Análisis de Facturación % 0%Participación del Contratista de Notificación % 100%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaNormativa Comercial [ m US$ / año ] 215,9 130,6 85,3Análisis y Control de Lectura y Facturación [ m US$ / año ] 533,7 179,8 353,9Impresión de Facturas PD [ m US$ / año ]

Impresión de Facturas MD [ m US$ / año ]

Impresión de Facturas GD [ m US$ / año ]

Notificación PD en zona urbana [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Notificación PD en zona rural [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Notificación MD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Notificación GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Personal en Facturación y Notificación [ m US$ / año ] 749,6 310,4 439,2Costo de MaterialesNormativa Comercial [ m US$ / año ]

Análisis y Control de Lectura y Facturación [ m US$ / año ] 0,0Impresión de Facturas PD [ m US$ / año ] 863,3Impresión de Facturas MD [ m US$ / año ] 4,9Impresión de Facturas GD [ m US$ / año ] 0,5Notificación PD en zona urbana [ m US$ / año ] 0,0Notificación PD en zona rural [ m US$ / año ] 0,0Notificación MD [ m US$ / año ] 0,0Notificación GD [ m US$ / año ] 0,0Materiales en Facturación y Notificación [ m US$ / año ] 868,6Costo de Servicos ContratadosNormativa Comercial [ m US$ / año ]

Análisis y Control de Lectura y Facturación [ m US$ / año ] 0,0Impresión de Facturas PD [ m US$ / año ]

Impresión de Facturas MD [ m US$ / año ]

Impresión de Facturas GD [ m US$ / año ]

Notificación PD en zona urbana [ m US$ / año ] 838,6Notificación PD en zona rural [ m US$ / año ] 0,0Notificación MD [ m US$ / año ] 18,2Notificación GD [ m US$ / año ] 1,8Servicios Contratados en Facturación y Notificación [ m US$ / año ] 858,6

Costo Total en Facturación y Notificación [ m US$ / año 2.476,9


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RECAUDACIONAcciones de RecaudaciónFacturas cobradas en Bancos 1.948.593Facuras cobradas con Tarjeta de CréditoFacuras cobradas con Débito Automático en CuentaFacturas cobradas por Terceros 1.072.960Facuras cobradas en Oficinas Comerciales propias - Contratados 9.311.315

Costos Unitarios de Recaudación [ US$ / fact ] Servicios Contratados




Cobranza en Bancos 0,10Cobranza mediante Tarjetas de Crédito 0,00Cobranzas mediante Débito Automático en Cuenta 0,06Cobranza por Terceros 0,15Cobranza en Oficinas Comerciales Propias 0,06Seguridad y Transporte de Caudales [ US$ / año ]

Participación del Contratista Cobranza 100%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaCobranza por Terceros [ m US$ / año ]

Cobranza en Oficinas Comerciales [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Seguridad y Transporte de Caudales [ m US$ / año ]

Control Cobranza [ m US$ / año ] 92,3 59,6 32,7Personal en Recaudación [ m US$ / año ] 92,3 59,6 32,7Costo de MaterialesCobranza por Terceros [ m US$ / año ]Cobranza en Oficinas Comerciales [ m US$ / año ]Seguridad y Transporte de Caudales [ m US$ / año ]Control Cobranza [ m US$ / año ]

Materiales en Recaudación [ m US$ / año ] 0,0Costo de Servicos ContratadosCobranza fuera de Oficina [ m US$ / año ] 351,7Cobranza en Oficinas Comerciales [ m US$ / año ] 549,0Seguridad y Transporte de Caudales [ m US$ / año ] 0,0Control Cobranza [ m US$ / año ]

Servicios Contratados en Recaudación [ m US$ / año ] 900,7

Costo Total en Recaudación [ m US$ / año 993,0

GESTIÓN DE SALDOS MOROSOSAcciones de Gestión de MorosidadNotificaciones de Deuda ( avisos de suspensión ) [ not / año ]

Suspensiones PD zona urbana [ susp / año ] 410.128Suspensiones PD zona rural [ susp / año ] 0Suspensiones MD [ susp / año ] 1.629Suspensiones GD [ susp / año ] 161Reconexiones PD zona urbana [ rcnx / año ] 376.974Reconexiones PD zona rural [ rcnx / año ] 0Reconexiones MD [ rcnx / año ] 1.497Reconexiones GD [ rcnx / año ] 148Verificaciones de suspensiones [ verif / año ] 155.394Casos exitosos de Cobranza Extrajudicial y Judicial PD [ casos / año ] 0Casos exitosos de Cobranza Extrajudicial y Judicial MD [ casos / año ] 2.178Casos exitosos de Cobranza Extrajudicial y Judicial GD [ casos / año ]


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Costos Unitarios de Gestión de Morosidad [ US$ / acción ] Servicios Contratados




Notificaciones de Deuda ( avisos de suspensión ) 1,64 0,00 0,25Suspensiones PD zona urbana 1,18 0,00 0,22Suspensiones PD zona rural 4,14 0,00 0,77Suspensiones MD 11,04 0,00 2,05Suspensiones GD 11,04 0,00 2,05Reconexiones PD zona urbana 1,66 0,19 0,00 0,31Reconexiones PD zona rural 8,28 0,29 0,00 1,54Reconexiones MD 11,04 2,96 0,00 2,05Reconexiones GD 11,04 0,00 0,00 2,05Verificaciones de suspensiones 2,87 0,00 0,51Cobranza Extrajudicial y Judicial PD 2,83Cobranza Extrajudicial y Judicial MD 40,40Cobranza Extrajudicial y Judicial GD 0

Participación del Contratista de Gestión de Morosidad 100%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaAnálisis de Saldos y Planificación de Acciones [ m US$ / año ] 160,6 83,6 77,0Cancelación de Saldos [ m US$ / año ] 354,1 216,5 137,6Notificaciones de Deuda ( avisos de suspensión ) [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Suspensiones PD urbanas [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Suspensiones PD rurales [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Suspensiones MD [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Suspensiones GD [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Reconexiones PD urbanas [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Reconexiones PD rurales [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Reconexiones MD [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Reconexiones GD [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Verificaciones de suspensión [ m US$ / año ] 24,2 0,0 24,2Cobranza Extrajudicial y Judicial PD [ m US$ / año ]

Cobranza Extrajudicial y Judicial MD [ m US$ / año ]

Cobranza Extrajudicial y Judicial GD [ m US$ / año ]

Personal en Gestión de Morosidad [ m US$ / año ] 732,5 300,1 432,4

Costo de MaterialesAnálisis de Saldos y Planificación de Acciones [ m US$ / año ]

Cancelación de Saldos [ m US$ / año ]

Notificaciones de Deuda ( avisos de suspensión ) [ m US$ / año ] 0,0Suspensiones PD urbanas [ m US$ / año ] 0,0Suspensiones PD rurales [ m US$ / año ] 0,0Suspensiones MD [ m US$ / año ] 0,0Suspensiones GD [ m US$ / año ] 0,0Reconexiones PD urbanas [ m US$ / año ] 71,6Reconexiones PD rurales [ m US$ / año ] 0,0Reconexiones MD [ m US$ / año ] 4,4Reconexiones GD [ m US$ / año ] 0,0Verificaciones de suspensión [ m US$ / año ] 0,0Cobranza Extrajudicial y Judicial PD [ m US$ / año ] 0,0Cobranza Extrajudicial y Judicial MD [ m US$ / año ] 0,0Cobranza Extrajudicial y Judicial GD [ m US$ / año ] 0,0Materiales en Gestión de Morosidad [ m US$ / año ] 76,1


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Costo de Servicos ContratadosAnálisis de Saldos y Planifficación de Acciones [ m US$ / año ]

Cancelación de Saldos [ m US$ / año ]

Notificaciones de Deuda ( avisos de suspensión ) [ m US$ / año ] 0,0Suspensiones PD urbanas [ m US$ / año ] 484,9Suspensiones PD rurales [ m US$ / año ] 0,0Suspensiones MD [ m US$ / año ] 18,0Suspensiones GD [ m US$ / año ] 1,8Reconexiones PD urbanas [ m US$ / año ] 624,0Reconexiones PD rurales [ m US$ / año ] 0,0Reconexiones MD [ m US$ / año ] 16,5Reconexiones GD [ m US$ / año ] 1,6Verificaciones de suspensión [ m US$ / año ] 446,1Cobranza Extrajudicial y Judicial PD [ m US$ / año ] 0,0Cobranza Extrajudicial y Judicial MD [ m US$ / año ] 88,0Cobranza Extrajudicial y Judicial GD [ m US$ / año ] 0,0Servicios Contratados en Gestión de Morosidad [ m US$ / año ] 1.680,9

Costo Total en Gestión de Morosidad [ m US$ / año 2.489,5

RECUPERACIÓN DE VENTASAccionesInspecciones PD Urbanas [ clt / año ] 225.120Inspecciones PD Rurales [ clt / año ] 0Inspecciones MD [ clt / año ] 4.064Inspecciones GD [ clt / año ] 401Normalizaciones PD Urbanas [ clt / año ] 45.024Normalizaciones PD Rurales [ clt / año ] 0Normalizaciones MD [ clt / año ] 130Normalizaciones GD [ clt / año ] 13Incorporación Masiva de Consumidores Clandestinos [ clt / año ] 13.211Aferición (calibración) de medidores PD [ med / año ] 133.261Aferición (calibración) de medidores MD [ med / año ] 570Aferición (calibración) de medidores GD [ med / año ] 52Revisión de medidores PD [ med / año ] 102.327Revisión de medidores MD [ med / año ] 406Revisión de medidores GD [ med / año ] 40Reposición de medidores PD [ med / año ] 6.140Reposición de medidores MD [ med / año ] 24Reposición de medidores GD [ med / año ] 2Certificación de Irregularidades [ acc / año ] 0Acciones con apoyo policial [ acc / año ] 274.752


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EDELNOR 21/7/09

Costos Unitarios de Recuperación de Ventas [ US$ / acción ] Servicios Contratados




Inspecciones PD Urbanas 1,72 0,00 0,35Inspecciones PD Rurales 2,87 0,00 0,59Inspecciones MD 3,44 0,00 0,70Inspecciones GD 4,31 0,00 0,88Normalizaciones PD Urbanas 2,36 20,00 0,00 0,50Normalizaciones PD Rurales 5,52 52,37 0,00 1,17Normalizaciones MD 8,28 232,90 0,00 1,76Normalizaciones GD 16,55 2.872,90 0,00 3,51Incorporación Masiva de Consumidores Clandestinos 5,52 20,00 0,00 1,17Aferición (calibración) de medidores PD 5,84Aferición (calibración) de medidores MD 7,01Aferición (calibración) de medidores GD 7,01Revisión de medidores PD 1,75Revisión de medidores MD 4,67Revisión de medidores GD 7,01Reposición de medidores PD 7,01 21,30Reposición de medidores MD 7,01 42,00Reposición de medidores GD 7,01 449,03Certificación de Irregularidades 203,18Acciones con apoyo policial 4,23

Participación del Contratista de Inspecciones 100%Participación del Contratista de Normalizaciones 100%Participación del Contratista de Aferición de Medidores 100%Costo del Personal Propio Directo Sup. DirectaDetección y planificación [ m US$ / año ] 352,7 248,6 104,1Certificación de irregularidades y apoyo policial [ m US$ / año ]

Inspecciones PD Urbanas [ m US$ / año ] 35,5 0,0 35,5Inspecciones PD Rurales [ m US$ / año ] 35,5 0,0 35,5Inspecciones MD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Inspecciones GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Normalizaciones PD Urbanas [ m US$ / año ] 35,5 0,0 35,5Normalizaciones PD Rurales [ m US$ / año ] 35,5 0,0 35,5Normalizaciones MD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Normalizaciones GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Incorporación Masiva de Consumidores Clandestinos [ m US$ / año ] 0,0 0,0 0,0Información para fiscalización comercial [ m US$ / año ] 117,3 59,6 57,7Revisión, Repos.y Calibración de Equipos de Medición PD [ m US$ / año ] 125,2 0,0 125,2Revisión, Repos.y Calibración de Equipos de Medición MD [ m US$ / año ] 125,2 0,0 125,2Revisión, Repos.y Calibración de Equipos de Medición GD [ m US$ / año ] 125,2 0,0 125,2Personal en Recuperación de Ventas [ m US$ / año ] 987,6 308,1 679,5

Costo de MaterialesDetección y planificación [ m US$ / año ]

Certificación de irregularidades y apoyo policial [ m US$ / año ]

Inspecciones PD Urbanas [ m US$ / año ] 0,0Inspecciones PD Rurales [ m US$ / año ] 0,0Inspecciones MD [ m US$ / año ] 0,0Inspecciones GD [ m US$ / año ] 0,0Normalizaciones PD Urbanas [ m US$ / año ] 900,5Normalizaciones PD Rurales [ m US$ / año ] 0,0Normalizaciones MD [ m US$ / año ] 30,3Normalizaciones GD [ m US$ / año ] 36,9Incorporación Masiva de Consumidores Clandestinos [ m US$ / año ] 264,2Revisión, Repar.y Calibración de Equipos de Medición PD [ m US$ / año ] 130,8Revisión, Repar.y Calibración de Equipos de Medición MD [ m US$ / año ] 1,0Revisión, Repar.y Calibración de Equipos de Medición GD [ m US$ / año ] 1,1Materiales en Recuperación de Ventas [ m US$ / año ] 1.364,7


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EDELNOR 21/7/09

Costo de Servicos ContratadosDetección y planificación [ m US$ / año ]

Certificación de irregularidades y apoyo policial [ m US$ / año ] 1.163,0Inspecciones PD Urbanas [ m US$ / año ] 387,8Inspecciones PD Rurales [ m US$ / año ] 0,0Inspecciones MD [ m US$ / año ] 14,0Inspecciones GD [ m US$ / año ] 1,7Normalizaciones PD Urbanas [ m US$ / año ] 106,5Normalizaciones PD Rurales [ m US$ / año ] 0,0Normalizaciones MD [ m US$ / año ] 1,1Normalizaciones GD [ m US$ / año ] 0,2Incorporación Masiva de Consumidores Clandestinos [ m US$ / año ] 72,9Revisión, Repar.y Calibración de Equipos de Medición PD [ m US$ / año ] 1.000,6Revisión, Repar.y Calibración de Equipos de Medición MD [ m US$ / año ] 6,1Revisión, Repar.y Calibración de Equipos de Medición GD [ m US$ / año ] 0,7Servicios Contratados en Recuperación de Ventas [ m US$ / año ] 2.754,5

Costo Total en Recuperación de Ventas [ m US$ / año 5.106,9

COMPRAS DE ENERGIA, TARIFAS, REGULACIÓN y FISCALIZACION COMERCIALCosto del Personal Propio Directo Sup. DirectaCompras de Energía [ m US$ / año ] 286,1 130,6 155,5Tarifas y Asuntos Regulatorios [ m US$ / año ] 286,1 130,6 155,5Reclamos Regulatorios [ m US$ / año ] 132,3 59,6 72,7Personal en Compras de Energía, Tarifas y Regulación [ m US$ / año ] 704,5 320,7 383,8Costo de MaterialesCompras de Energía [ m US$ / año ]

Tarifas y Asuntos Regulatorios [ m US$ / año ]

Reclamos Regulatorios [ m US$ / año ]

Envio de Permiso de Lectura y Derechos y obligaciones [ m US$ / año ] 58,0Materiales en Compras de Energía, Tarifas y Regulación [ m US$ / año ] 58,0Costo de Servicos ContratadosCompras de Energía [ m US$ / año ]

Tarifas y Asuntos Regulatorios [ m US$ / año ]

Reclamos Regulatorios [ m US$ / año ]

Servicios Contratados en Compras de Energía, Tarifas y Regu [ m US$ / año ] 0,0

Costo Total en Compras de Energía, Tarifas y Regulaci [ m US$ / año 762,5


Los gastos generales correspondientes a las actividades comerciales se han determinado de acuerdo a lo indicado en la Parte 2 de este Informe Final y los valores resultantes se presentan a continuación.


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EDELNOR 21/7/09

GASTOS GENERALESGastos de AdministraciónMantenimiento de equipos,muebles y oficinas - Materiales [ m US$ / año ] 12,2Mantenimiento de equipos,muebles y oficinas - Servicios [ m US$ / año ] 27,5Materiales y útiles de oficina [ m US$ / año ] 433,7Servicios Públicos y privados [ m US$ / año ] 180,1Comunicaciones [ m US$ / año ] 741,1Varios de Administración - Materiales [ m US$ / año ] 41,2Varios de Administración - Servicios [ m US$ / año ] 125,1Gastos de relaciones públicas e imagen - Materiales [ m US$ / año ] 80,8Gastos de relaciones públicas e imagen - Servicios [ m US$ / año ] 237,6Honorarios por servicios y estudios [ m US$ / año ] 190,0Gastos del Directorio [ m US$ / año ] 0,0Capacitación [ m US$ / año ] 306,0

Gastos Informáticos (No mantenimiento o insumos)Licencias software corporativo [ m US$ / año ] Se incorpora por actividadLicencias de software de PC [ m US$ / año ] 75,3Servicios de Informática [ m US$ / año ] 206,7Insumos de Informática [ m US$ / año ] 225,1Leasing de equipos corporativos [ m US$ / año ] Se incorpora por actividadLeasing de PC y accesorios [ m US$ / año ] 155,4

Gastos en EdificiosAlquiler de edificios y expensas [ m US$ / año ] 1.738,0Limpiesa y mantenimiento de edificios y terrenos [ m US$ / año ] 83,4Alquiler de bodegas [ m US$ / año ] 33,9Limpiesa y mantenimiento de bodegas [ m US$ / año ] 0,5Vigilancia [ m US$ / año ] 326,0

Seguros e Impuestos por ActividadSeguros varios (resp.civil, instalaciones, etc.) [ m US$ / año ] 68,7Impuestos y tasas específicos (sin el impuesto a la Renta) [ m US$ / año ] 84,9


Los costos de operación y mantenimiento del sistema corporativo comercial se han asignado a las distintas actividades comerciales en forma proporcional a la cantidad anual de transacciones que gestiona cada una, según se ha indicado en el punto 8.3.1 de la Parte 2 de este Informe Final.

2.8.4 Costos comerciales resultantes

Los costos obtenidos se agruparon para las distintas actividades, y se efectuó la reasignación de los gastos generales (tanto los costos de servicios como de los materiales) en forma proporcional al costo del personal propio correspondiente.

Los valores resultantes se presentan a continuación.


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EDELNOR 21/7/09

COSTO TOTAL DE OPERACIÓN COMERCIALMateriales a RedistribuirMateriales de Gastos Generales de Comer. [ m US$ / año ] 792,9Servicios a RedistribuirServicios de Gastos Generales de Comer. [ m US$ / año ] 4.580,2

Costo Total del Personal Propio Participa-ción

Atención Clientes en Oficinas [ m US$ / año ] 1.140,0 20,0%Call Center [ m US$ / año ] 134,8 2,4%Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ] 547,8 9,6%Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 263,2 4,6%Conexiones [ m US$ / año ] 209,9 3,7%Lectura PD [ m US$ / año ] 117,8 2,1%Lectura MD [ m US$ / año ] 1,9 0,0%Lectura GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0%Normativa comercial [ m US$ / año ] 215,9 3,8%Análisis y recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 538,1 9,5%Facturación y notificación PD [ m US$ / año ] 0,0 0,0%Facturación y notificación MD [ m US$ / año ] 0,0 0,0%Facturación y notificación GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0%Recaudación y control [ m US$ / año ] 92,3 1,6%Análisis, notificación, gestión y verificación morosos [ m US$ / año ] 538,9 9,5%Suspensiones, reconexiones y extrajudicial PD [ m US$ / año ] 96,8 1,7%Suspensiones, reconexiones y extrajudicial MD [ m US$ / año ] 48,4 0,9%Suspensiones, reconexiones y extrajudicial GD [ m US$ / año ] 48,4 0,9%Detección, planificación y apoyo a recup. de ventas [ m US$ / año ] 352,7 6,2%Información para fiscalización comercial [ m US$ / año ] 117,3 2,1%Inspecciones, normalizaciones y medidores PD [ m US$ / año ] 267,2 4,7%Inspecciones, normalizaciones y medidores MD [ m US$ / año ] 125,2 2,2%Inspecciones, normalizaciones y medidores GD [ m US$ / año ] 125,2 2,2%Compras de Energía [ m US$ / año ] 286,1 5,0%Tarifas y regulación [ m US$ / año ] 418,4 7,4%Total Personal Propio [ m US$ / año ] 5.686,1

Costo Total de Materiales Materiales directos

Atención Clientes en Oficinas [ m US$ / año ] 159,0 0,0Call Center [ m US$ / año ] 18,8 0,0Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ] 76,4 0,0Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 36,7 0,0Conexiones [ m US$ / año ] 2.945,0 2.915,7Lectura PD [ m US$ / año ] 16,4 0,0Lectura MD [ m US$ / año ] 0,3 0,0Lectura GD [ m US$ / año ] 0,0 0,0Normativa comercial [ m US$ / año ] 30,1 0,0Análisis y recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 75,0 0,0Facturación y notificación PD [ m US$ / año ] 863,3 863,3Facturación y notificación MD [ m US$ / año ] 4,9 4,9Facturación y notificación GD [ m US$ / año ] 0,5 0,5Recaudación y control [ m US$ / año ] 12,9 0,0Análisis, notificación, gestión y verificación morosos [ m US$ / año ] 75,1 0,0Suspensiones, reconexiones y extrajudicial PD [ m US$ / año ] 85,1 71,6Suspensiones, reconexiones y extrajudicial MD [ m US$ / año ] 11,2 4,4Suspensiones, reconexiones y extrajudicial GD [ m US$ / año ] 6,7 0,0Detección, planificación y apoyo a recup. de ventas [ m US$ / año ] 49,2 0,0Información para fiscalización comercial [ m US$ / año ] 74,4 58,0Inspecciones, normalizaciones y medidores PD [ m US$ / año ] 1.332,7 1.295,5Inspecciones, normalizaciones y medidores MD [ m US$ / año ] 48,8 31,3Inspecciones, normalizaciones y medidores GD [ m US$ / año ] 55,4 37,9Compras de Energía [ m US$ / año ] 39,9 0,0Tarifas y regulación [ m US$ / año ] 58,3 0,0Total Materiales [ m US$ / año ] 6.076,1 5.283,2


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Costo Total de Servicios Contratados Servicios directos

Costo sistema

comercialAtención Clientes en Oficinas [ m US$ / año ] 964,8 0,0 46,5Call Center [ m US$ / año ] 207,6 0,0 99,0Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ] 441,5 0,0 0,2Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 214,1 0,0 2,1Conexiones [ m US$ / año ] 1.152,0 982,9 0,0Lectura PD [ m US$ / año ] 1.992,6 1.272,2 625,5Lectura MD [ m US$ / año ] 20,2 16,2 2,5Lectura GD [ m US$ / año ] 1,9 1,6 0,2Normativa comercial [ m US$ / año ] 173,9 0,0 0,0Análisis y recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 904,7 460,0 11,3Facturación y notificación PD [ m US$ / año ] 1.464,1 838,6 625,5Facturación y notificación MD [ m US$ / año ] 20,7 18,2 2,5Facturación y notificación GD [ m US$ / año ] 2,0 1,8 0,2Recaudación y control [ m US$ / año ] 1.449,3 900,7 474,3Análisis, notificación, gestión y verificación morosos [ m US$ / año ] 880,2 446,1 0,0Suspensiones, reconexiones y extrajudicial PD [ m US$ / año ] 1.234,9 1.109,0 48,0Suspensiones, reconexiones y extrajudicial MD [ m US$ / año ] 161,7 122,5 0,3Suspensiones, reconexiones y extrajudicial GD [ m US$ / año ] 42,4 3,4 0,0Detección, planificación y apoyo a recup. de ventas [ m US$ / año ] 1.447,1 1.163,0 0,0Información para fiscalización comercial [ m US$ / año ] 94,5 0,0 0,0Inspecciones, normalizaciones y medidores PD [ m US$ / año ] 1.809,1 1.567,8 26,1Inspecciones, normalizaciones y medidores MD [ m US$ / año ] 122,3 21,1 0,3Inspecciones, normalizaciones y medidores GD [ m US$ / año ] 103,5 2,6 0,0Compras de Energía [ m US$ / año ] 230,5 0,0 0,0Tarifas y regulación [ m US$ / año ] 337,0 0,0 0,0Total Servicios Contratados [ m US$ / año ] 15.472,4 8.927,7 1.964,6

Costo Total de Explotación ComercialAtención Clientes en Oficinas [ m US$ / año ] 2.263,8Call Center [ m US$ / año ] 361,1Atención Grandes Clientes [ m US$ / año ] 1.065,7Atención de Contrataciones [ m US$ / año ] 513,9Conexiones [ m US$ / año ] 4.306,8Lectura PD [ m US$ / año ] 2.126,7Lectura MD [ m US$ / año ] 22,3Lectura GD [ m US$ / año ] 1,9Normativa comercial [ m US$ / año ] 419,9Análisis y recuperación de lecturas [ m US$ / año ] 1.517,8Facturación y notificación PD [ m US$ / año ] 2.327,4Facturación y notificación MD [ m US$ / año ] 25,5Facturación y notificación GD [ m US$ / año ] 2,5Recaudación y control [ m US$ / año ] 1.554,5Análisis, notificación, gestión y verificación morosos [ m US$ / año ] 1.494,2Suspensiones, reconexiones y extrajudicial PD [ m US$ / año ] 1.416,8Suspensiones, reconexiones y extrajudicial MD [ m US$ / año ] 221,3Suspensiones, reconexiones y extrajudicial GD [ m US$ / año ] 97,5Detección, planificación y apoyo a recup. de ventas [ m US$ / año ] 1.849,0Información para fiscalización comercial [ m US$ / año ] 286,1Inspecciones, normalizaciones y medidores PD [ m US$ / año ] 3.409,0Inspecciones, normalizaciones y medidores MD [ m US$ / año ] 296,3Inspecciones, normalizaciones y medidores GD [ m US$ / año ] 284,1Compras de Energía [ m US$ / año ] 556,5Tarifas y regulación [ m US$ / año ] 813,8Costo Total de Explotación Comercial [ m US$ / año ] 27.234,7


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EDELNOR 21/7/09

2.8.5 Costos de Atención al Cliente: CFE, CFS y CFH

A continuación se presentan las tablas solicitadas en la página 37, punto 6.1.9, de de los Términos de Referencia del Estudio:

Costos anuales de Atención al Cliente

CFE CFS CFH TOTAL

Lectura US$ / año 2.366.027 24.775 2.074 2.392.876Facturación US$ / año 2.643.713 10.638 601 2.654.952

Distribución de Facturas US$ / año 1.628.838 22.975 2.267 1.654.079Cobranza US$ / año 1.723.973 5.338 67 1.729.378

CCCL (Costo Comercial de Atención al Cliente) US$ / año 8.362.551 63.725 5.010 8.431.286

Modalidad de Cobranza Costo

Número de Transacciones

Mensuales Promedio

Participación

Oficinas Comerciales 0,06 US$ / talón 775.943 76%Centro Autorizado de Recaudación 0,15 US$ / talón 89.413 9%Banco por Ventanilla 0,10 US$ / talón 162.383 16%Banco por Internet US$ / talónDébito Automático US$ / talón

TOTAL 1.027.739 100%

2.8.6 Costos de Atención al Cliente: CFEAP, CCSP y CFECO

Los cargos fijos de atención a clientes para el Alumbrado Público (CFAP), para el servicio prepago (CCSP) y para el sistema de medición centralizado (CFECO) se calcularon en forma especial al tratarse de casos particulares que no pudieron modelarse en forma conjunta con las restantes opciones tarifarias.

A continuación se presentan las hipótesis de cálculo utilizadas y los resultados obtenidos en cada caso.

a. ALUMBRADO PÚBLICO

Las hipótesis y datos utilizados son las siguientes.

13.179 US$ / año2,86 por HH

1.590 hs / año2,50 US$ / fact

0 US$ / año

Costo anual del Operario de Lectura contratadoRendimiento de Lectura de AP en SEDHoras útiles de trabajo en la CALLECosto unitario de facturación - Energía simpleCosto anual de análisis de lecturas AP

A partir de la información indicada se calculó el siguiente costos anuales de Atención al Cliente.

Clientes 5.548

US$ / año S/. / Factura - mesCosto de Lectura 193.138 606.607Costo Análisis de Lecturas 0 0Costo de Facturación 166.768 523.786Costo Comercial Anual AP 359.906 1.130.393


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EDELNOR 21/7/09

b. SERVICIO PREPAGO

Edelnor no tiene clientes con este servicio, por lo que los datos utilizados para la determinación de los costos asociados son estimados. Los datos de base considerados son los siguientes.

1530.000 2.000

30 3,00

90.000 20

50%

Ventas por mes y por UsuarioVentas mensuales por P. venta

puntos de ventausuariosusuarios/p.ventapor HHventas/usuario-mes

empleados

Venta de Prepago

Empleados Mercado con código numérico

ventas / mes

Puntos de venta ( oficinas )Usuarios potencialesAtencion promedio por Punto de venta

El cálculo de los distintos costos asociados a este servicio es el siguiente.

Costo Unitario de Personal

Costo EmpresaUS$ / año

24.053 10.267

% de Contratación 1 16.471

Costo Unitario de Recursos

Estación de trabajoInversión

US$Vida útil Costo Anual

US$1.185 10 193

CostoUS$ / mes

Costo Anual US$

144 1.725

Equipo de cómputo

Unidad V. Nuevo US$ Tasa Perído

añosManteni-miento

Monto anualUS$

US$ / ud-año 1.300 10,0% 5 8% 447

Personal Para Venta - EmpresaPersonal Para Venta - C t t d

Personal Para Venta

Descripción

Descripción

Descripción

Habilitación (energía, red y

Estación de trabajo (escritorio y

Descripción

PC y equipos

A partir de estos valores se obtiene el siguiente el siguiente costo anual.

Cantidad recursos

C. UnitarioU$S / unidad-año

Costo anualU$S / año

A. PersonalPersonal para venta 20 16.471 329.413

B. RecursosEstación de trabajo 20 193 3.856 Habilitación (energía, red y teléfono) 20 1.725 34.509 Equipo de cómputo 20 447 8.939 Software de venta 1 5.029 5.029 Otros recursos 1 23.931 23.931

C. Total (A + B) 405.676

Descripción

c. MEDICIÓN CENTRALIZADA (MEDIANTE CONCENTRADOR)

Los costos para esta opción tarifaria se han determinado para una cantidad de 5 500 clientes, y los valores correspondientes se presentan en la tabla siguiente.


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EDELNOR 21/7/09

COSTO Costo Anual US$ / año

88.000 US$ 24.41262.664 US$ 17.3847.864 US$ / año 7.8643.840 US$ / mes 46.080

258 US$ / mes 3.0962,50 US$ / factura 165.326

COSTO TOTAL 264.161Costo de Facturación - Energía simple

DESCRIPCION

Plataforma Sist Lectura (costo total -- 05 años vida util)Actualización de Plataforma Sist. Lectura (costo total -- 05 años vida util)Mantenimiento Plataforma Sist. Lectura (anual)Soporte Plataforma Sist. Lectura (mensual)Apoyo de Servicio Telefónico para Sist. Lectura 33 Chips (mensual)

2.8.7 Pérdidas Estándares No Técnicas o Comerciales

El la Parte 2 de este Informe se presentan los criterios y metodología utilizados para determinar las pérdidas comerciales o no técnicas residuales correspondientes a la Empresa Modelo.

El valor resultante de pérdidas de energía comerciales residuales resulta inferior al 50% de las pérdidas técnicas determinadas para la etapa de BT de la red de distribución de la Empresa Modelo, por lo que ese valor es el finalmente adoptado, según se indica a continuación.

Valor residual permanente

Pérdidas comerciales residuales calculadas [ MWh ] 85.988

Energía anual ingresada en BT [ MWh ] 3.012.846

% de pérdidas comerciales sobre el ingreso a BT 2,85%

Pérdidas comerciales residuales calculadas [ MWh ] 85.988

% de pérdidas técnicas en BT sobre el ingreso a BT 6,49%

50% de las pérdidas técnicas sobre el ingreso a BT 3,24%

50% de Pérdidas técnicas sobre el ingreso a BT [ MWh ] 97.709

% de pérdidas comerciales sobre el ingreso a BT adoptadas 2,85%

Pérdidas comerciales residuales adoptadas [ MWh ] 85.988

2.9 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS INDIRECTOS

La optimización de los Costos Indirectos de la Empresa Modelo se desarrolló según lo indicado en la Parte 2 de este Informe Final y a continuación se presentan los resultados.


A continuación se presenta la organización optimizada de la Empresa Modelo, y un detalla correspondiente a las áreas de administración y apoyo. La cantidad de personas de cada puesto, y cada área de la organización, se presenta en la columna central de cada bloque, mientras que el costo salarial anual expresado en miles de US$/año.


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EDELNOR 21/7/09

Total

Gerente General 1 212 Asistente 1 36 Secretaria 1 24

Total Total

Total Total

Total

Total Total Total

STD 1 - Empresa Modelo511 18.716

Gerencia Comercial

1.169

Gerencia de Distribución

221 6.583

Gerencia de Planificación e

Ingeniería136 285.064

57 2.357

Gerencia de Legales

5 341

Gerencia de Regulación,

Fiscalización y Control de Gestión

41 1.835

Gerencia de Administración y

Finanzas

Gerencia de Relaciones

Institucionales

Gerencia de Recursos Humanos

16 848

4 247

Total TotalGerente 1 Gerente 1

Secretaria Secretaria 1

Profesional 2

Empleado 1

Total 2 100

Jefe Depto. 1 64,9

Empleado

Profesional 1 35,5

Total 1 65

Jefe Depto. 1 64,9

Empleado

Profesional

71,0

Departamento Asuntos Legales

Departamento Contrato de Concesión

24,1

247

24,1152,1

5

Gerencia de Relaciones

InstitucionalesGerencia de Legales

3414

152,1


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EDELNOR 21/7/09

Total

Subgerente 1

Secretaria 1

Total 3 136 Total 5 242 Total 6 294

Jefe Depto. 1 64,9 Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65

Secretaria Secretaria Secretaria

Profesional 2 71,0

Empleado




Empleado Empleado



Profesional 1 36 ProfesionalEmpleado Empleado

Total 2 88

Jefe Sección 1 53

Profesional 1 36

Empleado

Gerencia de Recursos Humanos

Departamento Seguridad y

Medicina Laboral

16

Sección Selección y Capacitación de Pers.

Sección Seguridad Patrimonial

Sección Medicina del Trabajo

Departamento Relaciones Laborales

152,124,1

Departamento Personal

Sección Higiene y Seguridad

848

Sección Administración de Personal


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EDELNOR 21/7/09

TotalSubgerente 1

Secretaria 1


Jefe Depto. 1 65 Subgerente 1 115 Subgerente 1 115 Jefe Depto. 1 115

Secretaria 1 24 Secretaria 1 24 Secretaria Secretaria 1 24

Profesional 5 178

Empleado 8 192


Jefe Sección 1 53 Jefe Depto 1 65


Supervisor 1 34 Empleado 1 24

Empleado 1 24

Total 2 71 Total 3 136 Total 5 195

Jefe Depto. Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65

Secretaria Secretaria Secretaria 1 24

Total 8 278 Total 5 195 Empleado

Jefe Sección 1 53 Jefe Depto 1 65 Profesional 3 107


Empleado 4 119 Empleado 1 24


Jefe Sección Jefe Sección


Total 3 112 Empleado Empleado

Jefe Sección 1 53

Profesional 1 36

Empleado 1 24


Jefe Sección Jefe Sección


Empleado Empleado

Departamento Tarifas y Asuntos Regulatorios

Sección Presupuestos de Explotación

Gerencia de Regulación,

Fiscalización y Control de Gestión

Subgerencia de Tarifas y Mercado

Departamento Compras de Energía

152,1

Departamento Planificación Económica

2.357

24,1

Subgerencia de Planificación y

Control

Sección Presupuestos de Inversiones

Sección Informes de Gestión

Departamento Auditoría

Sección Análisis de Gestión

Departamento Control de

Gestión

57

Sección Fiscalización de Inversiones

Departamento de Fiscalización

Sección Fiscalización Comercial

Sección Fiscalización Técnica

Subgerencia Nuevos Negocios


2-121

EDELNOR 21/7/09

TotalGerente 1

Secretaria 1


Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65 Jefe Depto. 1 65

Secretaria 1 24 Secretaria 1 24 Secretaria 1 24 Secretaria 1 24


Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 53

Profesional 2 71 Profesional 1 36 Profesional 1 36 Profesional 1 36

Empleado 1 24 Empleado Empleado Empleado

Total 4 159 Total 2 88 Total 2 88 Total 2 88,3

Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 52,8

Profesional 3 107 Profesional 1 36 Profesional 1 36 Profesional 1 35,5

Empleado Empleado Empleado Empleado

Total 3 124 Total 2 88 Total 3 112 Total 1 52,8

Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 53 Jefe Sección 1 52,8

Profesional 2 71 Profesional 1 36 Profesional 1 36 SupervisorEmpleado Empleado Empleado 1 24 Profesional

Empleado

Total 2 88

Jefe Sección 1 53

Profesional 1 36

Empleado

Sección Operaciones Financieras

Sección Tesorería

41

24

152

Departamento Sistemas

1.835

Sección Aplicaciones Administrativas

Sección Aplicaciones Técnicas

Sección Activo Fijo y Seguros

Gerencia de Administración y

Finanzas

Sección Impuestos

Sección Contabilidad

Sección Cuentas a Pagar

Departamento Contabilidad

Sección Tecnología Informática

Sección Aplicaciones Comerciales

Departamento Finanzas

Departamento Abastecimiento

Sección Almacenes

Sección Contratos de Obras y Servicios

Sección Compras


Los gastos generales correspondientes a las actividades de administración y apoyo se han determinado de acuerdo a lo indicado en la Parte 2 de este Informe Final y los valores resultantes se presentan a continuación.


2-122

EDELNOR 21/7/09

GASTOS GENERALESGastos de AdministraciónMantenimiento de equipos,muebles y oficinas - Materiales [ m US$ / año ] 24,8Mantenimiento de equipos,muebles y oficinas - Servicios [ m US$ / año ] 31,2Materiales y útiles de oficina [ m US$ / año ] 272,0Servicios Públicos y privados [ m US$ / año ] 328,1Comunicaciones [ m US$ / año ] 392,9Varios de Administración - Materiales [ m US$ / año ] 75,6Varios de Administración - Servicios [ m US$ / año ] 331,8Gastos de relaciones públicas e imagen - Materiales [ m US$ / año ] 214,1Gastos de relaciones públicas e imagen - Servicios [ m US$ / año ] 819,8Honorarios por servicios y estudios [ m US$ / año ] 1.090,0Gastos del Directorio [ m US$ / año ] 138,8Capacitación [ m US$ / año ] 102,0

Gastos Informáticos (No mantenimiento) [miles US$ / año]Licencias software corporativo [ m US$ / año ] 925,0Licencias de software de PC [ m US$ / año ] 27,3Servicios de Informática [ m US$ / año ] 106,7Insumos de Informática [ m US$ / año ] 78,1Leasing de equipos corporativos [ m US$ / año ] 318,0Leasing de PC y accesorios [ m US$ / año ] 56,3

Cálculo de los Gastos en EdificioAlquiler de edificios y expensas 425,4Limpiesa y mantenimiento de edificios y terrenos 15,1Alquiler de bodegas 0,0Limpiesa y mantenimiento de bodegas 0,0Vigilancia 47,0

Seguros e Impuestos por ActividadSeguros varios (resp.civil, instalaciones, etc.) [m US$/año] 122,3Impuestos y tasas específicos (sin el impuesto a la Renta) [m US$/año] 1.233,5


2.9.3 Costos de administración y apoyo resultantes

Los costos de las actividades de administración y apoyo están compuestos de costos de personal y los gastos generales correspondientes a cada actividad. Los gastos generales se asignaron a las distintas actividades en forma proporcional al costo del personal propio correspondiente.

Al igual que en para los costos de OyM técnico y los comerciales, la división del costo del personal propio entre mano de obra directa y supervisión directa se efectuó considerando como mano de obra directa a las personas que efectúan las tareas en forma directa, y al resto de personal de supervisión, management y control involucrado desde el supervisor al gerente del área se lo consideró como supervisión directa.

Los valores resultantes se presentan a continuación.


2-123

EDELNOR 21/7/09

COSTO TOTAL de ACTIVIDADES de APOYO

Costo Total de Personal en Actividades de Apoyo Participa-ción

MO Directa

Sup. Directa

Gerencia General [ m US$ / año ] 271,6 5,8% 271,6 0,0Relaciones Institucionales [ m US$ / año ] 247,2 5,3% 247,2 0,0Asuntos Legales [ m US$ / año ] 207,4 4,5% 207,4 0,0Contrato de Concesión [ m US$ / año ] 134,0 2,9% 134,0 0,0Relaciones Laborales [ m US$ / año ] 171,5 3,7% 171,5 0,0Administración de Personal [ m US$ / año ] 304,9 6,6% 304,9 0,0Seguridad [ m US$ / año ] 371,5 8,0% 371,5 0,0Planificación Económica [ m US$ / año ] 188,6 4,1% 188,6 0,0Control de Gestión [ m US$ / año ] 98,6 2,1% 98,6 0,0Auditoría [ m US$ / año ] 271,3 5,8% 271,3 0,0Nuevos Negocios [ m US$ / año ] 549,6 11,8% 549,6 0,0Contabilidad [ m US$ / año ] 575,2 12,4% 575,2 0,0Finanzas [ m US$ / año ] 391,5 8,4% 391,5 0,0Sistemas [ m US$ / año ] 515,8 11,1% 515,8 0,0Abastecimiento [ m US$ / año ] 352,2 7,6% 71,0 281,2Total Personal de Apoyo [ m US$ / año ] 4.651,1 4.369,9 281,2

Costo Total de MaterialesGerencia General [ m US$ / año ] 38,8Relaciones Institucionales [ m US$ / año ] 35,3Asuntos Legales [ m US$ / año ] 29,6Contrato de Concesión [ m US$ / año ] 19,1Relaciones Laborales [ m US$ / año ] 24,5Administración de Personal [ m US$ / año ] 43,6Seguridad [ m US$ / año ] 53,1Planificación Económica [ m US$ / año ] 27,0Control de Gestión [ m US$ / año ] 14,1Auditoría [ m US$ / año ] 38,8Nuevos Negocios [ m US$ / año ] 78,5Contabilidad [ m US$ / año ] 82,2Finanzas [ m US$ / año ] 55,9Sistemas [ m US$ / año ] 73,7Abastecimiento [ m US$ / año ] 50,3Total Materiales [ m US$ / año ] 664,5

Costo Total de Servicios ContratadosGerencia General [ m US$ / año ] 380,3Relaciones Institucionales [ m US$ / año ] 346,1Asuntos Legales [ m US$ / año ] 290,3Contrato de Concesión [ m US$ / año ] 187,6Relaciones Laborales [ m US$ / año ] 240,1Administración de Personal [ m US$ / año ] 426,8Seguridad [ m US$ / año ] 520,1Planificación Económica [ m US$ / año ] 264,1Control de Gestión [ m US$ / año ] 138,0Auditoría [ m US$ / año ] 379,9Nuevos Negocios [ m US$ / año ] 769,5Contabilidad [ m US$ / año ] 805,3Finanzas [ m US$ / año ] 548,1Sistemas [ m US$ / año ] 722,1Abastecimiento [ m US$ / año ] 493,1Total Servicios Contratados [ m US$ / año ] 6.511,4


2-124

EDELNOR 21/7/09

Costo Total Actividades de ApoyoGerencia General [ m US$ / año ] 690,7Relaciones Institucionales [ m US$ / año ] 628,6Asuntos Legales [ m US$ / año ] 527,4Contrato de Concesión [ m US$ / año ] 340,8Relaciones Laborales [ m US$ / año ] 436,1Administración de Personal [ m US$ / año ] 775,2Seguridad [ m US$ / año ] 944,7Planificación Económica [ m US$ / año ] 479,7Control de Gestión [ m US$ / año ] 250,7Auditoría [ m US$ / año ] 690,0Nuevos Negocios [ m US$ / año ] 1.397,6Contabilidad [ m US$ / año ] 1.462,7Finanzas [ m US$ / año ] 995,5Sistemas [ m US$ / año ] 1.311,6Abastecimiento [ m US$ / año ] 895,6Costo Total Actividades de Apoyo [ m US$ / año ] 11.827,0

2.9.4 Tablas solicitadas por los TDR – Costos y porcentajes de asignación de costos indirectos

A continuación se presentan las tablas solicitadas en el punto 6.1.10 de la página 38 de los Términos de Referencia del Estudio:

Asignación de Costos Indirectos Descripción Miles US$ %

Distribución MT 3.510 20%

Distribución BT 6.032 35%

Alumbrado Público 1.500 9%

Gestión Comercial 654 4%

Operación Comercial 905 5%

Costo Asociado al Usuario 1.203 7%

Generación PropiaTransmisión 584 3%

Otras Zonales 766 4%

Conexiones y Medidores 684 4%

Corte y Reconexión 276 2%

Nuevos Negocios 233 1%

Terceros y OtrosInversiones 781 5%

2.10 OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS ADICIONALES DE EXPLOTACIÓN

Los costos adicionales de explotación están conformados por los aportes anuales a los organismos reguladores y el costo del capital de trabajo, los que han sido desarrollados en la Parte 2 de este Informe.

A continuación se presenta la Tabla resumen solicitada en el punto 6.1.11, página 38, de los Términos de Referencia del Estudio.


2-125

EDELNOR 21/7/09

Concepto Miles US$Costo AportesMT 1.554BT 2.671AP 664Otras Zonales 237Total 5.126Costo del Capital de TrabajoMT 685BT 1.177AP 293Otras Zonales 133Total 2.287Otros CostosMTBTTotal

Se indica a continuación el cuadro resumen solicitado en los Términos de Referencia emitidos por el OSINERGMIN, y en el punto siguiente el Organigrama principal correspondiente a la empresa modelo.


2-126

EDELNOR 21/7/09

Distribución MT

Distribución BT

Alumbrado Público

Total GestiónComercial

OperaciónComercial

Costo asociado al

UsuarioTotal Generació

n PropiaTransmi-

siónOtras

Zonales

Conexio-nes y

medidores

Cortes y reconexio-

nes

Nuevos Negocios

Terceros y otros

Inversio-nes

Costos Directos1 Materiales 12.797.330 1.261.178 3.528.310 2.190.399 6.979.888 251.928 349.078 928.189 1.529.195 534.389 625.450 2.808.701 98.286 78.530 142.891 4.288.2472 Supervisión Directa 7.549.790 1.047.656 1.496.489 232.496 2.776.641 630.947 1.338.737 486.932 2.456.616 594.262 281.490 200.176 184.619 1.055.987 2.316.5333 Personal Propio 7.346.764 1.494.527 1.092.137 52.288 2.638.953 759.443 1.164.503 228.313 2.152.259 492.968 247.668 549.625 1.265.291 2.555.5524 Servicio de Terceros 30.644.047 3.831.142 7.003.358 788.388 11.622.888 2.282.974 2.582.827 5.584.452 10.450.253 1.884.592 1.221.506 1.098.663 1.372.455 769.458 2.224.232 8.570.9065 Cargas Diversas y Otros - 6 Total 58.337.931 7.634.504 13.120.295 3.263.571 24.018.370 3.925.292 5.435.145 7.227.886 16.588.323 3.506.210 2.376.114 4.107.540 1.655.359 1.397.613 4.688.401 17.731.238

Costos Indirectos (Actividades de Apoyo)1 Personal 3.819.697 499.872 859.056 213.683 1.572.611 257.010 355.868 473.248 1.086.126 229.570 155.577 268.943 108.385 91.509 306.975 1.160.9592 Materiales 545.755 71.421 122.741 30.531 224.694 36.721 50.846 67.617 155.185 32.801 22.229 38.426 15.486 13.075 43.860 165.8773 Servicio de Terceros 5.347.461 699.806 1.202.653 299.150 2.201.609 359.806 498.205 662.534 1.520.544 321.392 217.803 376.512 151.736 128.110 429.755 1.625.3084 Aporte Organismo Regulador 5.126.366 1.554.068 2.670.747 664.327 4.889.143 237.223 237.2235 Costo Capital de Trabajo 2.286.942 684.681 1.176.660 292.685 2.154.025 132.917 132.9176 Total 17.126.222 3.509.848 6.031.857 1.500.377 11.042.082 653.537 904.919 1.203.399 2.761.856 583.763 765.749 683.881 275.607 232.694 780.590 3.322.284

Asignación de Costo de Gestión Comercial1 Materiales 106.320 146.011 36.319 288.6502 Supervisión Directa 233.794 321.073 79.864 634.7313 Personal Propio 373.001 512.250 127.418 1.012.6694 Servicio de Terceros 973.428 1.336.827 332.525 2.642.7805 Cargas Diversas y Otros6 Total 1.686.542 2.316.160 576.127 4.578.829

Asignación de Costo de Operación Comercial1 Materiales 147.306 202.298 50.320 399.9242 Supervisión Directa 495.033 679.838 169.104 1.343.9763 Personal Propio 558.076 766.416 190.640 1.515.1324 Servicio de Terceros 1.134.851 1.558.513 387.668 3.081.0325 Cargas Diversas y Otros6 Total 2.335.267 3.207.065 797.732 6.340.064

Costos Totales de OyM 15.166.161 24.675.377 6.137.807 45.979.345 8.431.286 4.089.973 3.141.863 4.791.421 1.930.967 1.630.308 5.468.991 21.053.522

TOTAL

Costos Totales Asociado al Usuario

CONCEPTO TOTALCostos de OyM Técnicos Comercialización Otros


2-127

EDELNOR 21/7/09

El resumen de los costos de explotación de la Empresa Modelo y su asignación a los costos del VAD y a otros costos y cargos que no forman parte del VAD se presenta en el siguiente cuadro.

Costos en miles US$ / añoCostos de

OyM - VAD MT

Costos de OyM - VAD

BT

Costos Asociados al Usuario - CF

Costos no transferidos al

VADTOTAL

Costos de OyM técnicosDistribución MT 11.144 11.144Distribución BT 19.152 19.152Alumbrado Público 4.764 4.764Costos de comercializaciónGestión Comercial 1.687 2.892 4.579Operación Comercial 2.335 4.005 6.340Costos Asociados al Usuario 8.431 8.431Otros no transferidos al VADTransmisión 4.090 4.090Otras Zonas 3.142 3.142Nuevos Negocios 1.630 1.630Conexiones y Medidores 4.791 4.791Cortes y Reconexiones 1.931 1.931Inversiones 5.469 5.469

TOTAL 15.166 30.813 8.431 21.054 75.464

Finalmente la composición de los costos del VAD se presenta en el cuadro siguiente.

Composición de Costos - Sistema Eléctrico Modelo

Iden

tific

ació

n

Actividad Costo Directo Supervisión Directa Costos Indirectos TOTAL

% US$ % US$ % US$ % US$

A4 Distribución MT 19% 6.586.848 20% 1.047.656 25% 3.509.848 20% 11.144.352A5 Distribución BT 33% 11.623.806 29% 1.496.489 44% 6.031.857 35% 19.152.152A6 Alumbrado público 9% 3.031.075 4% 232.496 11% 1.500.377 9% 4.763.948A7 Comercialización 40% 14.131.708 47% 2.456.616 20% 2.761.856 36% 19.350.179

TOTAL 100% 35.373.437 100% 5.233.257 100% 13.803.938 100% 54.410.631

3-1

EDELNOR 21/7/09

3. CÁLCULO DE LAS TARIFAS DE DISTRIBUCIÓN

En este capítulo se presentan los resultados del Cálculo del Cargo Fijo (CF), del Valor Agregado de Distribución en Media Tensión (VAD MT), del Valor Agregado de Distribución en Baja Tensión (VAD BT), y del Valor Agregado de Distribución SED a partir de los costos de inversión en las instalaciones y de los costos de explotación técnicos, comerciales e indirectos obtenidos durante el proceso de Estructuración de la Empresa Modelo.

Se presentan además los resultados obtenidos para las pérdidas estándar de distribución en potencia y energía, y la determinación de los factores de economía de escala y de la fórmula de reajuste.

3.1 COSTO FIJO ( CF )

El Costo Fijo de operación comercial se determina a partir del Costo Comercial de atención al Cliente (CCCL) determinado en la optimización de los costos de explotación comercial, y del número de clientes a diciembre del año 2008.

Para determinar los costos comerciales de atención al cliente para cada segmento de clientes de acuerdo al tipo de medición ( medición simple de energía – CFE -, medición de energía y simple de potencia – CFS – y medición de energía y potencia horaria – CFH -) se determinaron los costos comerciales anuales asociados a cada segmento, y considerando la cantidad de clientes presente en cada uno, se calcularon los cargos correspondientes de manera similar al caso del cargo fijo total.

Costo Anual US$

Número de Clientes

CF US$/cli-año

CF US$/cli-mes

CFE 8.362.551 929.123 9,00 0,750CFS 63.725 4.110 15,50 1,292CFH 5.010 272 18,42 1,535

Los cargos fijos correspondientes a las opciones tarifarias Alumbrado Público (CFEAP), Servicio Prepago (CCSP) y Sistema de Medición Centralizado (CFECO) se presentan a continuación.

Costo Anual US$

Número de Clientes

CF US$/cli-año

CF US$/cli-mes

CFEAP 359.906 5.548 64,87 5,406CCSP 376.716 30.000 12,56 1,046

CFECO 264.161 5.500 48,03 4,002

3. Cálculo de las tarifas de Distribución. . .

3-2

EDELNOR 21/7/09

3.2 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN MT ( VADMT )

Para el cálculo del VADMT se deben consideraron los siguientes parámetros:

Valor Nuevo de Reposición correspondiente a las Instalaciones de MT de la red de distribución adaptada al mercado (optimizada)

Costos de explotación (operación y mantenimiento) asignados al mercado de la red MT

Valor Nuevo de Reposición de los bienes e instalaciones no eléctricas asignado a MT

Potencia máxima simultánea para las horas de punta demandada a nivel MT excluyendo las pérdidas técnicas estándar (técnicas y comerciales)

De estos parámetros, los tres primeros han sido determinados durante la estructuración de la Empresa Modelo, y la Potencia máxima simultánea en MT se obtuvo del Balance de Energía y Potencia para la Empresa Modelo también establecido durante el respectivo proceso de diseño.

La asignación del VNR de las instalaciones no eléctricas a cada nivel de tensión se efectuó de manera proporcional a los respectivos VNR de las instalaciones no eléctricas.

El cálculo de las Potencias máximas demandadas en los niveles de MT y de BT se presenta a continuación, a partir de la información contenida en el Balance de Energía y Potencia de la Empresa Modelo:

Determinación de las Potencias Máximasdemandadas en BT y MT

Potencia ingresada a la red de MT 836,6Pérdias estándar en MT 12,5

Potencia máxima demandada en MT - MWMT 824,1Potencia ingresada a la red de BT 577,3Pérdias estándar en BT 59,0

Potencia máxima demandada en BT - MWBT 518,4

La asignación del VNR no eléctrico a las dos etapas de la red (MT y BT) en forma proporcional a los VNR eléctricos respectivos, se muestra a continuación (valores expresados en miles de US$):

miles US$ VNR eléctrico

VNR no eléctrico VNR TOTAL

BT 558.183 7.530 565.713MT 231.233 3.119 234.352

TOTAL 789.416 10.650 800.065SED 118.166 1.594 119.760


3-3

EDELNOR 21/7/09

A partir de esta asignación y considerando los costos de OyM determinados durante el proceso de optimización de los costos de explotación de la Empresa Modelo, se obtiene:

Cálculo del VADMT

VNRMT 231.232.945 US$VNR-NOEL-MT 3.119.451 US$TOTAL VNRMT 234.352.396 US$

AVNRMT 29.093.364 US$ / añoOyMMT 15.166.161 US$ / añoMWMT 824.146 kW

VADMT = ( AVNRMT + OyMMT )MWMT

frc 0,12414

VADMT = 53,70 US$ / kW - año

Factor de mensualización 0,079073

AVNRMT / MWMT 35,30 US$ / kW - año

OyMMT / MWMT 18,40 US$ / kW - año

VADMT = 4,325 US$ / kW - mes

3.3 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCION SED MT/BT ( VADSED )

Para la determinación del VADSED se aplica la misma metodología de cálculo que en el caso del VADMT.

Cálculo del VADSED

VNRSED 118.166.223 US$VNR-NOEL-SED 1.594.123 US$TOTAL VNRSED 119.760.347 US$

AVNRSED 14.867.487 US$ / añoOyMSED 7.824.982 US$ / año

MWBT 518.399 kW

VADSED = ( AVNRSED + OyMSED )MWBT

VADSED = 43,77 US$ / kW - año

AVNRSED / MWB 28,68 US$ / kW - año

OyMSED / MWBT 15,09 US$ / kW - año

VADSED = 3,526 US$ / kW - mes


3-4

EDELNOR 21/7/09

3.4 VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN BT ( VADBT )

Para la determinación del VADBT se aplica la misma metodología de cálculo que en el caso del VADMT.

Cálculo del VADBT

VNRBT 558.182.838 US$VNR-NOEL-BT 7.530.174 US$TOTAL VNRBT 565.713.011 US$

AVNRBT 70.229.682 US$ / añoOyMBT 30.813.184 US$ / añoMWBT 518.399 kW

VADBT = ( AVNRBT + OyMBT )MWBT

VADBT = 194,91 US$ / kW - año

AVNRBT / MWBT 135,47 US$ / kW - año

OyMBT / MWBT 59,44 US$ / kW - año

VADBT = 15,666 US$ / kW - mes

3.5 PÉRDIDAS ESTÁNDAR DE DISTRIBUCIÓN EN POTENCIA Y ENERGÍA

Teniendo en cuenta el balance de energía y potencia definido para la Empresa Modelo, las pérdidas estándar de distribución en energía y potencia resultan, referidas porcentualmente al ingreso a cada etapa:

Pérdidas estándar en MT y BT

Referido a su Etapa Referido al Ingreso MTEnergía Potencia Energía Potencia

Pérdidas estándar en MT 1,17% 1,49% 1,17% 1,49%Pérdidas técnicas estándar en BT 6,49% 7,30% 3,71% 5,04%Pérdidas comerciales estándar en BT 2,85% 2,91% 1,63% 2,01%Pérdidas estándar en BT 9,34% 10,21% 5,34% 7,05%Total de Pérdidas 6,51% 8,54%

3.6 FACTORES DE ECONOMÍA DE ESCALA

Los Factores de Economía de Escala o FEE consideran la reducción de los costos del Valor Agregado de Distribución y de los Costos Fijos de los clientes en períodos anuales debido a la disminución de la incidencia de las inversiones y los costos fijos respecto a los variables a medida que se incrementa tanto la cantidad de clientes atendidos como el consumo de esos clientes y por consiguiente las ventas totales de energía.


3-5

EDELNOR 21/7/09

Por este motivo, y de acuerdo a lo indicado en los TDR para el Estudio de Costos del VAD, se ha efectuado una simulación del crecimiento de los clientes y las ventas de energía que permitió analizar la evolución de los costos fijos y variables asociados tanto a las actividades de explotación como al VNR de las instalaciones tanto eléctricas como no eléctricas.

La fórmula establecida en los TDR para efectuar el cálculo de los factores de economía de escala, tanto para el cargo fijo como para el VAD en MT y BT, es la siguiente:

( )( )c

vccfc

tPtP

FEE+

×++=

11

Donde :

Pfc = proporción fija del costo

Pvc = proporción variable del costo

tc = tasa de crecimiento anual de clientes y/o demanda

Para determinar los parámetros requeridos para el cálculo de los Factores de Economía de Escala se definieron inicialmente los valores de la tasa de crecimiento de la demanda y los clientes para cada una de las áreas típicas establecidas, según se presentan a continuación.

Tasa anuales de crecimiento

Área Típica 01

Área Típica 02

Área Típica 03

Área Típica 04

Área Típica 05

Área Típica 06

Área Típica 07

Área Típica 08

Área Típica 09

Área Típica 10 TOTAL

Clientes MT # 303 58 66 44 4 508 52 47 33 1 1.116Clientes BT # 81.520 89.537 161.839 100.854 4.935 196.630 101.758 78.660 89.362 6.556 911.651Demanda MT MW 90,57 5,66 3,70 0,59 0,00 138,23 4,87 2,85 0,33 0,00 246,80Demanda BT MW 70,75 54,36 79,86 33,03 0,89 149,15 67,26 38,44 24,96 0,65 519,34Clientes MT 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0% 3,0%Clientes BT 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2%

Clientes Totales 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2% 3,2%Demanda BT vertical 0,5% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0% 0,5% 1,0% 1,0% 1,0% 1,0%Demanda MT vertical 0,0% 0,3% 0,3% 0,3% 0,3% 0,0% 0,3% 0,3% 0,3% 0,3%Demanda Horizontal 2,1% 0,0% 1,0% 1,0% 1,0% 2,1% 0,0% 1,0% 1,0% 1,0%

Demanda BT 2,6% 1,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,6% 1,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0%Demanda MT 2,1% 0,3% 1,3% 1,3% 1,3% 2,1% 0,3% 1,3% 1,3% 1,3% 2,0%

Utilizando las mismas metodologías, criterios y modelos utilizados para el dimensionamiento de la Empresa Modelo, se calcularon los costos del VAD correspondientes a la demanda y los clientes, distribuidos por área típica, para el año 4 a partir del año base del estudio.

Los valores de costos resultantes fueron.


3-6

EDELNOR 21/7/09

Costos VADVNR

electricoVNR no eléctrico

VNR total a VNR COyM a VNR + COyM Demanda

año 4 miles US$ miles US$ miles US$ miles US$ / año

miles US$ / año

miles US$ / año MW

VAD MT 243.213 3.334 246.547 30.607 15.698 46.306 874VAD BT 579.504 7.944 587.448 72.928 31.958 104.886 549

VAD SED 125.286 1.717 127.003 15.767 8.166 23.932 549

Costos VAD Costo Anual Clientes

año 4miles US$ /

año

CF 9.215 1.025.454

Para determinar los valores de Pfc y Pvc correspondientes a cada uno de los componentes del VAD se consideró que el Costo Total del componente en el año 4 (CT4) se pude expresar en función del Costos Total del componente en el año 1 (CT1) según la siguiente expresión.

CT4 = CT1 x Pfc + CT1 x Pvc x (1+tc)3

Como Pfc = 1 - Pvc

Se puede despejar el valor de Pvc según la siguiente expresión.

( )( )( )( )11 3

1

14

−+×−

=c

vc tCTCTCTP

Tomando en cuenta los Costos Totales determinados para cada componentes del VAD para el año base y para el año 4, se calculan los valores del Pvc del Pfc y los correspondientes FEE anuales.

CT1 CT4 tc Pvc Pfc FEEmiles US$ /

añomiles US$ /

año %

VAD MT 44.260 46.306 2,0% 0,7553 0,2447 0,9952VAD BT 101.043 104.886 2,0% 0,6150 0,3850 0,9924

VAD SED 22.692 23.932 2,0% 0,8834 0,1166 0,9977CF 8.431 9.215 3,2% 0,9379 0,0621 0,9981


3-7

EDELNOR 21/7/09

Finalmente los Factores de Economía de Escala correspondientes a los 4 años de vigencia de los Costos del VAD son los siguientes:

Año 1 Nov 2009 - Oct 2010

Año 2 Nov 2010 - Oct 2011

Año 3 Nov 2011 - Oct 2012

Año 4 Nov 2012 - Oct 2013

FEE VAD MT 1,0000 0,9952 0,9904 0,9857FEE VAD BT 1,0000 0,9924 0,9848 0,9773

FEE VAD SED 1,0000 0,9977 0,9954 0,9931FEE CF 1,0000 0,9981 0,9962 0,9942

3.7 FÓRMULA DE REAJUSTE

Las formulas de actualización se establecen con el fin de mantener el valor real del Valor Agregado de Distribución ante variaciones en indicadores macroeconómicos exógenos a la empresa distribuidora.

De acuerdo a lo establecido en el punto 7.7 de los TDR para el Estudio de Costos del VAD, las fórmulas de reajuste o actualización del VAD (comprendiendo el VADMT, al VADSED, al VADBT y los CF) deben tomar en cuenta la incidencia de los siguientes parámetros

• Mano de Obra

• Productos Nacionales

• Productos Importados clasificados por partida arancelaria

• Precio del cobre

• Precio del aluminio

Para determinar la incidencia de cada uno de los parámetros indicados en los Costos del VAD (VADMT, VADBT y CF) se procedió a desagregar cada uno de ellos en los costos respectivos, de manera de obtener una composición representada por la siguiente fórmula:

DCBAVAD %%%% +++=

El término A del VAD esta asociado a los costos locales de la mano de obra y de los productos nacionales, cuya evolución se considera representada por el Indice de Precios al Por Mayor en el Perú.

El término B del VAD esta asociado a los productos importados (transformadores, aisladores, etc.) cuya evolución se considera representada por el producto de la Tasa de Cambio del Sol frente al Dólar Estadounidense multiplicada por la suma entre la unidad y la tasa arancelaria de importación de equipos electromecánicos.

El término C del VAD esta asociado a la incidencia de los productos de cobre, cuya evolución se considera representada por precio promedio internacional del cobre.


3-8

EDELNOR 21/7/09

El término D del VAD esta asociado a la incidencia de los productos de aluminio, cuya evolución se considera representada por precio promedio internacional del aluminio.

3.7.1 Fórmula de reajuste considerada para el Cargo Fijo

En el caso del Cargo Fijo se considera que todos los componentes del mismo son bienes y productos nacionales, por lo que la fórmula de actualización resulta:

0IPMIPM

FACF m=

Donde:

• FACF: Fórmula de actualización del CF

• IPM: Indice de precio mayoristas

3.7.2 Fórmula de reajuste considerada para el Valor Agregado de Distribución en MT, BT y SED

Se presentan a continuación las fórmulas de actualización consideradas para el Valor Agregado de Distribución tanto en MT como en BT y en SED

+++

×+×=)00

/0

// 1()1(%%

TaTCTaTCB

IPMIPMAFAVAD mm

BTMTm

BTMTBTMT

)000/

)000/ 1(

)1(%1(

)1(%TaTCTaTC

IPAlIPAlD

TaTCTaTC

IPCuIPCuC mmn

BTMTmmn

BTMT ++

××+++

××+

Donde:

• FAVADMT/BT: Fórmula de actualización del VAD de MT o BT

• %AMT/BT: Coeficiente de Participación de la mano de obra y los productos nacionales en el VAD de MT o BT respectivamente

• %BMT/BT: Coeficiente de Participación de los productos importados en el VAD de MT o BT respectivamente

• %CMT/BT: Coeficiente de Participación del conductor de Cobre en el VAD de MT o BT respectivamente


3-9

EDELNOR 21/7/09

• %DMT/BT: Coeficiente de Participación del conductor de Aluminio en el VAD de MT o BT respectivamente

• IPM: Índice de precios al por mayor, publicado por el Instituto Nacional de Estadística e Informática

• TC: Valor referencial para el Dólar de los Estados Unidos de Norteamérica: Dólar promedio para cobertura de importaciones (valor venta) determinado por la Superintendencia de Banca y Seguros del Perú, cotización de Oferta y Demanda - Tipo de Cambio Promedio Ponderado o el que lo reemplace

• Ta: Tasa Arancelaria vigente para la importación de equipo electromecánico

• IPCu: Índice del precio del cobre calculado como el promedio del precio medio mensual de los últimos 12 meses de la libra de cobre en la Bolsa de Metales de Londres

• IPAl: Índice del precio del aluminio calculado como el promedio del precio semanal de la tonelada de aluminio de las últimas cincuenta y dos (52) semanas en la Bolsa de Metales de Londres

Para determinar la participación de los distintos componentes en cada uno de los parámetros del VAD se partió de la composición de los costos unitarios de inversión en instalaciones eléctricas y de los costos unitarios del VNR no eléctrico, y en el caso de los COyM se ha considerado la participación de la mano de obra propia por una parte y de los servicios contratados y materiales por la otra.

Calculando los valores del VNR y de los COyM considerando la apertura indicada se obtuvieron los siguientes resultados para cada tipo de instalación.

VAD MTVNR

electricoVNR no electrico VNR AVNR COyM Total VAD MT

Productos y servicios nacionales 134.325,48 1.544,34 135.869,83 16.867,38 10.464,20 27.331,58 61,75%Mano de obra propia 48.760,14 0,00 48.760,14 6.053,26 4.701,96 10.755,22 24,30%Productos importados 48.147,32 1.575,11 49.722,43 6.172,72 0,00 6.172,72 13,95%

Partida arancelaria 0,007413.00.00.00 Cables y conductores de cobre para electricidad 1.087,82 1.087,82 135,05 135,05 0,31%7614.90.00.00 Cables y conductores de aluminio para electricidad 15.283,95 15.283,95 1.897,41 1.897,41 4,29%8471.30.00.00 Sistemas informáticos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00%8504.21.90.00 Transformadores de distribución 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00%8517.11.00.00 Comunicaciones (telefonía) 1.433,41 1.433,41 177,95 177,95 0,40%8535.30.00.00 Seccionadores e interruptores 31.775,55 31.775,55 3.944,73 3.944,73 8,91%8539.32.00.00 Lámparas de alumbrado público 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00%8704.21.10.10 Vehículos (camionetas) 141,70 141,70 17,59 17,59 0,04%9028.30.10.00 Medidores de energía eléctrica 0,00 0,00 0,00 0,00%

231.232,94 3.119,45 234.352,40 29.093,36 15.166,16 44.259,52 100,00%


3-10

EDELNOR 21/7/09

VAD BTVNR

electricoVNR no electrico VNR AVNR COyM Total VAD BT

Productos y servicios nacionales 328.772,16 3.727,96 332.500,12 41.277,78 24.020,43 65.298,21 64,62%Mano de obra propia 120.282,28 0,00 120.282,28 14.932,28 6.792,75 21.725,04 21,50%Productos importados 109.128,40 3.802,22 112.930,61 14.019,62 0,00 14.019,62 13,87%

Partida arancelaria 0,007413.00.00.00 Cables y conductores de cobre para electricidad 24.857,13 24.857,13 3.085,86 3.085,86 3,05%7614.90.00.00 Cables y conductores de aluminio para electricidad 31.648,57 31.648,57 3.928,97 3.928,97 3,89%8471.30.00.00 Sistemas informáticos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00%8504.21.90.00 Transformadores de distribución 35.509,88 35.509,88 4.408,33 4.408,33 4,36%8517.11.00.00 Comunicaciones (telefonía) 3.460,17 3.460,17 429,56 429,56 0,43%8535.30.00.00 Seccionadores e interruptores 3.144,90 3.144,90 390,42 390,42 0,39%8539.32.00.00 Lámparas de alumbrado público 13.967,92 13.967,92 1.734,03 1.734,03 1,72%8704.21.10.10 Vehículos (camionetas) 342,05 342,05 42,46 42,46 0,04%9028.30.10.00 Medidores de energía eléctrica 0,00 0,00 0,00 0,00%

558.182,84 7.530,17 565.713,01 70.229,68 30.813,18 101.042,87 100,00%

VAD SEDVNR

electricoVNR no electrico VNR AVNR COyM Total VAD SED

Productos y servicios nacionales 52.083,71 789,20 52.872,91 6.563,84 5.792,27 12.356,10 54,45%Mano de obra propia 8.307,03 0,00 8.307,03 1.031,27 2.032,71 3.063,98 13,50%Productos importados 57.775,48 804,92 58.580,40 7.272,39 0,00 7.272,39 32,05%

Partida arancelaria 0,007413.00.00.00 Cables y conductores de cobre para electricidad 19.120,70 19.120,70 2.373,71 2.373,71 10,46%7614.90.00.00 Cables y conductores de aluminio para electricidad 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00%8471.30.00.00 Sistemas informáticos 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00%8504.21.90.00 Transformadores de distribución 35.509,88 35.509,88 4.408,33 4.408,33 19,43%8517.11.00.00 Comunicaciones (telefonía) 732,51 732,51 90,94 90,94 0,40%8535.30.00.00 Seccionadores e interruptores 3.144,90 3.144,90 390,42 390,42 1,72%8539.32.00.00 Lámparas de alumbrado público 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00%8704.21.10.10 Vehículos (camionetas) 72,41 72,41 8,99 8,99 0,04%9028.30.10.00 Medidores de energía eléctrica 0,00 0,00 0,00 0,00%

118.166,22 1.594,12 119.760,35 14.867,49 7.824,98 22.692,47 100,00%

A partir de estos resultados sobre la composición de los componentes de costos del VAD respecto de las diferentes términos considerados en las formulas de actualización, se han determinado los valores de las constantes A, B, C y D para cada nivel de tensión, las cuales se presentan a continuación:

VAD MT VAD BT VAD SEDA 0,8605 0,8613 0,6795B 0,0935 0,0693 0,2159C 0,0031 0,0305 0,1046D 0,0429 0,0389 0,0000

En lo que respecta a la apertura por partidas arancelarias, a continuación se presentan las participaciones correspondientes para el VAD MT, el VAD BT y el VAD SED respectivamente.

VAD MT VAD BT VAD SEDPartida arancelaria

7413.00.00.00 Cables y conductores de cobre para electricidad 0,31% 3,05% 10,46%7614.90.00.00 Cables y conductores de aluminio para electricidad 4,29% 3,89% 0,00%8471.30.00.00 Sistemas informáticos 0,00% 0,00% 0,00%8504.21.90.00 Transformadores de distribución 0,00% 4,36% 19,43%8517.11.00.00 Comunicaciones (telefonía) 0,40% 0,43% 0,40%8535.30.00.00 Seccionadores e interruptores 8,91% 0,39% 1,72%8539.32.00.00 Lámparas de alumbrado público 0,00% 1,72% 0,00%8704.21.10.10 Vehículos (camionetas) 0,04% 0,04% 0,04%9028.30.10.00 Medidores de energía eléctrica 0,00% 0,00% 0,00%

4-1

EDELNOR 21/7/09

4. COMENTARIOS DEL CONSULTOR

En los párrafos siguientes se efectúan comentarios respecto de los puntos de los resultados del Estudio de Costos del VAD que de acuerdo a nuestro criterio requieren comentarios aclaratorios.

4.1 INSTALACIONES ELÉCTRICAS DE LA EMPRESA MODELO

El proceso de optimización de las instalaciones de la Empresa Modelo consideró la distribución del mercado existente, la geografía del área a servir y las restricciones constructivas establecidas en la normativa vigente.

Por ese motivo los metrados de la Empresa Modelo son en general diferentes de los correspondientes a la empresa real, en especial en los siguientes items:

• Longitud total de las redes MT y BT: en ambos casos dependen de las configuraciones topológicas y del módulo típico de SED que surgen de la optimización (recordar que el proceso de optimización minimiza el conjuntote instalaciones y considera además de la inversión los costos de OyM y el costo de las pérdidas).

• Instalaciones de AP: el modelado de las instalaciones y redes de AP considera que todas las vías y todos los espacios verdes (parques y plazas) existentes en el área de servicio están iluminados cumpliendo con la normativa vigente, independientemente que esto ocurra con la empresa real

• Instalaciones aéreas o subterráneas: la empresa modelo tiene muchas menos instalaciones subterráneas que la empresa real por los criterios utilizados para su diseño, dado que sólo se consideraron restricciones que surgen de la aplicación de la CNE y la Norma DGE “Conexiones Eléctricas en Baja Tensión en Zonas de Concesión de Distribución”, referentes a: − Distancias de seguridad entre conductores con tensión y la línea de

edificación − Distancias entre la base de los postes de redes aéreas y la calzada − Distancias máximas para cruces de calles con acometidas aéreas

Por otra parte existen diferencias entre los criterios que se utilizan para la adaptación del VNR y los utilizados para el diseño de la empresa modelo, ya que en el primer caso los criterios de conversión de instalaciones aéreas a subterráneas (por ejemplo) son directos, mientras que en el diseño de la Empresa Modelo se consideran, como ya se indicó, las distintas restricciones constructivas existentes. Sin embargo, a modo de referencia, se presentan a continuación gráficos comparativos de las instalaciones adaptadas para el VNR de junio de 2008 y las instalaciones resultantes de la empresa modelo:

4 Comentarios del Consultor

4-2

EDELNOR 21/7/09

1.105 1.164

1.472 1.375

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

Metrados Formatos A Metrados Empresa Modelo

km d

e re

d

Red MT Aérea Red MT Subterránea

2.577 2.539

87891

3.720

2.302

724

1.015

588

1.493

662

647

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000


cant

idad

de

SED

Monoposte Biposte Convencional Compacta Pedestal Compacta Bóveda

6.572

5.548


4-3

EDELNOR 21/7/09

2.547

5.4222.866

5.5496.059

2.907

4.3651.885

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000


km d

e re

d

Red BT Aérea SP Red BT Aérea AP Red BT Subterránea SP Red BT Subterránea AP

15.837 15.763

261.459 261.649

5.229 5.3660

90.780

0

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

400.000

VNR Adaptado 2008 Estudio VAD 2009

cant

idad

de

inst

alac

ione

s

Luminarias Equipos de Control AP Postes AP

Según surge de los distintos gráficos tanto las instalaciones como el VNR de la empresa modelo resultan menores para la Empresa Modelo del estudio VAD de 2009 que para el caso del VNR Adaptado del año 2008. Finalmente se compara el VNR resultante, tomando en cuenta que el correspondiente al VNR adaptado corresponde a costos unitarios de junio de 2008, mientras que el de la Empresa Modelo fue determinado con costos unitarios de diciembre de 2008, que recogen el incremento de costos de materiales y de mano de obra (por revaluación del sol frente al dólar).


4-4

EDELNOR 21/7/09

231,4 231,2

703,1

440,0

109,2

118,2

48,4

10,6

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1.000

1.100

1.200

VNR Adaptado 2008 Estudio VAD 2009

mill

ones

de

US$

Red MT Red BT SED VNR no eléctrico

1092,1

800,1

4.2 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Y DE COMERCIALIZACIÓN

En la tabla siguiente se presenta la comparación entre los costos totales obtenidos para la Empresa Modelo y los costos de explotación de la empresa real durante el año 2008, presentados en el Formato A III-1.

Comparación de Costos de Explotación entre la Empresa Modelo y la Empresa Real

Costos de Explotación Millones US$ / año

Empresa Modelo

Formato B III-1

Formato A III-1 (1) y (2)

Distribución MT (1) 10,5 5,9 10,0Distribución BT (2) 18,0 21,7 25,8Alumbrado Público 4,5 4,6 5,3Comercialización 19,4 11,4 15,1TOTAL DISTRIBUCION 52,3 43,7 56,3Costo del Capital de Trabajo 2,2 2,2 2,2TOTAL VAD 54,4 45,8 58,5Transmisión 4,1 5,5 4,7Conexiones y Medidores 4,8 9,2 9,5Cortes y Reconexiones 1,9 1,5 1,6Inversiones en Distribución 5,5 3,8 2,8Nuevos Negocios 1,6 14,8 14,7Otras Zonales 3,0 1,8 2,4Costo del Capital de Trabajo 0,1 0,1 0,1TOTAL OTRAS ACTIVIDADES 21,1 36,9 35,8TOTAL COSTOS 75,5 82,7 94,2(1) Incluye 3,1 millones de US$ de gastos contabilizados como inversión(2) Incluye 7,2 millones de US$ de gastos contabilizados como inversión


4-5

EDELNOR 21/7/09

Según se observa los valores resultantes para la Empresa Modelo resultaron superiores a los correspondientes presentados en el Formato A III-1, pero si tomamos en cuenta los montos de gastos que fueron contabilizados como inversión y los adicionamos a las categorías de gastos del año 2008 se pude observar que los costos resultantes para la Empresa Modelo resultan inferiores.

A continuación se presenta la comparación de la dotación de personal y los costos salariales asociados de la empresa real, de la empresa real optimizada y de la empresa modelo, por tres granes niveles: gerentes y subgerentes, jefes y profesionales y empleados y operarios.

Edelnor real Revisión Inicial Informe Final

Personal y costos por categorías - STD 1 - Empresa Modelo

Empleados Costo anual [ mUS$ / año ] Empleados Costo anual

[ mUS$ / año ] Empleados Costo anual [ mUS$ / año ]

Gerentes y subgerentes 21 2.934 21 2.766 16 2.231Jefes y profesionales 241 7.452 234 9.187 227 10.000Empleados y operarios 313 6.535 294 6.767 268 6.485TOTAL 575 16.920 549 18.720 511 18.716

En la comparación se observa una optimización en los tres niveles de la organización, tanto respecto a la empresa real, como respecto a la revisión inicial.

En la siguiente tabla presenta una comparación similar pero agrupada en las principales áreas de actividades de la distribuidora: las áreas técnicas, las áreas comerciales y las áreas de apoyo.

Edelnor real Revisión Inicial Informe Final

Personal y costos por área - STD 1 - Empresa Modelo

Empleados Costo anual [ mUS$ / año ] Empleados Costo anual

[ mUS$ / año ] Empleados Costo anual [ mUS$ / año ]

Areas Técnicas 237 6.559 218 6.088 262 8.290Areas Comerciales 218 5.503 211 7.196 140 5.229Areas de Apoyo 120 4.857 120 5.435 109 5.197TOTAL 575 16.920 549 18.720 511 18.716

En esta comparación se observa una importante optimización de recursos en las áreas comerciales y de apoyo de la empresa modelo y un incremento de recursos asignados a las áreas técnicas tomando en cuenta los requerimientos crecientes de calidad exigido al servicio de distribución.

EDELNOR Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Anexos Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Julio 2009

EDELNOR 22/7/09

EDELNOR Informe Definitivo del Estudio de Costos del VAD del Sector Típico 1 Anexos Regulación Tarifaria de Distribución Eléctrica para el Periodo Noviembre 2009 – Octubre 2013 Julio 2009


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i EDELNOR.22/7/09

INDICE

Anexos

ANEXO A: Descripcion del Modelo de Optimizacion de Instalaciones Electricas

ANEXO B: Descripción del Modelo de Costos de Explotación

ANEXO C: Determinacion de las Restricciones al Tendido de Redes y Perfiles Típicos de Alumbrado Público

ANEXO D: Optimizacion de las Instalaciones de Alumbrado Público

ANEXO E: Estudio de Caracterización de la Carga

ANEXO F: Información de sustento de las Pérdidas Comerciales Residuales

ANEXO G: Comprobantes de Costos

ANEXO H: Soporte de la Validación Contable

ANEXO I: Soporte de Validación del VNR no eléctrico

ANEXO J: Formatos A

ANEXO K: Formatos B

ANEXO L: Formatos C

ANEXO M: Formatos D

A-1

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ANEXO A: DESCRIPCION DEL MODELO DE OPTIMIZACION DE INSTALACIONES ELECTRICAS

A-1

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ANEXO A: DESCRIPCION DEL MODELO DE OPTIMIZACION DE INSTALACIONES ELÉCTRICAS

En el presente Anexo se efectúa una descripción de los siguientes modelos:

• Modelo de Optimización de Redes

• Tratamiento de los Coeficientes de Pérdidas

A.1 DESCRIPCION DEL MODELO DE OPTIMIZACIÓN DE REDES

Se describe a continuación el modelo a aplicar y las ecuaciones a utilizar en el modelado para las redes de MT Urbanas; Transformación MT/BT urbana y red de BT Urbana y rural. La metodología correspondiente para la Red MT y Transformación MT/BT correspondiente a áreas rurales será objeto de un tratamiento particular, descrito mas adelante en el presente Anexo como un modelo específico.

A.1.1 Variables de Entrada al Modelo

Para una zona dada, considerada típica, se trabaja con las siguientes características:

a. CARACTERÍSTICAS DEL MERCADO

Las características de la Demanda que se ingresan al modelo son:

• Densidad de Carga en el ámbito de Baja Tensión

• Número de Clientes en Baja Tensión (y su Demanda) abastecidos con Transformadores de Distribución (TD) exclusivos

• Número de Clientes (y su Demanda) conectados en Alta Tensión

• Número de Clientes (y su Demanda) conectados en Alta Tensión a través de alimentadores exclusivos.

• Número de Clientes (y su Demanda) conectados directamente en Barras de las Estaciones Transformadoras de MMT/MT (transporte/distribución)

• Demanda de Alumbrado público agregada a la demanda sobre la red de BT.

b. CARACTERÍSTICAS GEOGRÁFICAS Y DEL TENDIDO DE LAS REDES

• Distancia promedio entre calles y/o rutas

• Ancho promedio de calles y/o rutas

• Restricciones al Tendido aéreo de la Red de Alta Tensión (y de los Transformadores de Distribución TD)

• Restricciones al Tendido aéreo de la Red de Baja Tensión

• Restricciones al Cruce de Calles y/o Rutas en las acometidas a los Clientes.

• Porcentajes por tipo de Transformador de Distribución (TD) sobre el total de los mismas que son instalados a nivel.

A: Descripcion del modelo de Optimizacion de Instalaciones Eléctricas

A-2

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• Restricciones Geométricas al tendido de la red de Baja y de Alta Tensión. Las restricciones consideran que no siempre la distancia entre dos puntos es una línea recta, dado que la línea debe sortear distintos obstáculos o ésta debe corren por la vía pública.

c. DATOS ECONÓMICOS Y GENERALES

• Tasa de Crecimiento de la Demanda en la red de BT

• Tasa de Crecimiento de la Demanda en la red de MT

• Períodos de Crecimiento de la Demanda en MT y BT para el análisis a realizar.

• Tasa de Actualización

• Costo de compra de la energía y potencia.

• Tiempo equivalente de pérdidas

Si bien se deben definir los parámetros anteriores para cada área considerada, los mismos suelen mantenerse constantes para la totalidad de las áreas típicas.

d. PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA RED DE BAJA TENSIÓN

• Topología adoptada

• Tensión Nominal

• Número de Fases

• Factor de Utilización de los transformadores de Alta a Baja Tensión MT/BT

• Factor de potencia de la red

• Máxima caída de tensión admisible

• Factor de simultaneidad de la red de BT, el cual representa el cociente entre el estado de carga coincidente con el máximo de la red y el máximo de la red de BT

e. PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA RED DE ALTA TENSIÓN

• Tensión Nominal

• Topología adoptada

• Número de Fases en las derivaciones

• Factor de potencia de la red de MT

• Modulo de potencia del transformador de Muy Alta (transporte) a Alta Tensión

• Factor de Utilización de los transformadores de las Subestaciones de Transformación de MAT/MT.

• Numero de Cierres en la topología del Alimentador


A-3

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• Probabilidad de falla y tiempos medios de reparación para líneas aéreas y elementos de protección.

• Probabilidad de falla y tiempos medios de reparación y Aislación para cada tipo de TD

A.1.2 Red Ideal de Mínimo Costo

La red ideal de mínimo costo estará dada por la configuración tal que minimice el costo total de la red de MT y BT (incluyendo los CT). El costo total de la red esta dado por:

BTREDATBTCTATREDRED CCCC ___ ++=

Donde

CRED_AT: Costo de la red de MT

CCT_ATBT: Costo de los CT MT/BT

CRED_BT: Costo de la red de BT

El modelo desarrollado determina para cada configuración a analizar la red óptima económica para la etapa de BT, MT y TD, estableciendo además el costo total de esta red de acuerdo a la ecuación anterior. La red ideal de mínimo costo corresponderá a aquella configuración analizada con el menor costo total.

Teniendo presente que en el caso rural se trata de redes con características lineales, dadas por la distribución espacial de la carga, la experiencia nos permite proponer que la optimización de la red primaria de las áreas rurales se base en la topología real de los circuitos de MT de las mismas, con la correspondiente ubicación de los transformadores MT/BT, y considerando los sistemas de red y tecnologías eficientes determinadas en forma previa como las más convenientes. Por esta razón en este tipo de redes, la optimización de las etapas se realiza en forma separada por medio de múltiples herramientas a diferencia de lo descrito anteriormente.

A continuación se describe en forma conceptual el funcionamiento del modelo desarrollado para la determinación de la red óptima para cada configuración a analizar.

A.1.3 Modelado de la Red de Baja Tensión

Los Costos de la red de Baja Tensión están dados por:

ENSPERDIDASMOFUTUROINIBTRED CCCCCC ++++= &_

Donde

CINI: Costo de las instalaciones iniciales

CFUTURO: Costos de las instalaciones futuras

CO&M: Costos de Operación y Mantenimiento de las instalaciones

CPÉRDIDAS: Costos por Pérdidas de Energía y Potencia en las redes


A-4

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CENS: Costo de la energía no servida en caso de optarse la alternativa de incluir en la optimización el nivel de calidad.

a. COSTOS INICIALES

La red de baja tensión esta compuesta por 4 tipos de instalaciones:

1) Salidas de los centros de transformación

2) Red Troncal

3) Derivaciones Laterales

4) Instalaciones de Alumbrado Público

Si bien las acometidas a los clientes generales forman parte de la red de BT, dado que las mismas no son consideradas en el estudio del VAD, sus costos no forman parte de los de la red de BT.

Por lo tanto, los costos iniciales de la red de Baja Tensión estarán dados por:

APESDERIVACIONTRONCALSALIDAINI CCCCC +++=

Donde

CSALIDA: Costo de las salidas de la Subestación de Distribución

CTRONCAL: Costo del troncal de la red de Baja Tensión

CDERIVACIONES: Costo de las derivaciones laterales del troncal de la red de Baja Tensión

CAP: Costo de las instalaciones de Alumbrado (Luminarias, Pastorales y Columnas exclusivas)

Cada uno de los costos anteriores es calculado como el producto del costo unitario de cada uno de los tipos de instalaciones anteriores, por las cantidades de red determinadas para cada tipo.

b. ESQUEMAS TOPOLÓGICOS ALTERNATIVOS

A continuación se presentan las topologías de diseño consideradas.

Atendiendo a las características del mercado MTendido por los sectores típicos 3 y 4, para la red de BT se ha considerado el empleo de 2 alternativas topológicas. La alternativa n °1 se corresponde con una red de BT con una configuración de tipo radial. La alternativa n° se corresponde con la obtenible para una red de características eminentemente rurales en las que el transformador se encuentra prácticamente dedicado a uno o unos pocos clientes.


A-5

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TOPOLOGÍA 1

troncal

derivación lateral

RBT

DeC AC

En la topología N°1 no existen diferencia entre la salida y el troncal en lo referente a su sección. El troncal esta dado por el conductor indicado con el trazo más grueso, sobre el cual se desprenden las diversas derivaciones laterales. Tanto troncal como derivaciones abastecen las cargas conectadas a la red.

El número de fases de la red depende de la característica de los clientes conectados a la misma, pudiendo eventualmente ser diferente entre el troncal y las derivaciones.

TOPOLOGÍA 2

LBTMi

En el caso de las zonas rurales, la distribución de los clientes se considera lineal y no superficial como en las restantes zonas, ya que no existe amanzanado. De esta manera se supone que la distribución es a lo largo del camino o ruta sobre la que discurre la red primaria de MT.

El modelo adoptado considera que el transformador se encuentra equidistante de los clientes extremos, lo que equivale a considerar dos troncales de distribución en BT, según se indica en la figura anterior. En esta topología de red, no se considera la existencia de derivaciones.

El número de fases de la red estará en relación con las características de los clientes conectados a la red.

c. CORRIENTES DE DISEÑO DE CADA ETAPA DE LA RED

El conductor óptimo para cada parte de la red (salidas, troncal, y derivaciones) se obtiene a partir de la sección que minimiza los costos de instalación, operación y


A-6

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mantenimiento y costos de pérdidas de energía, para el estado de carga de cada parte de la red. 1

ALTERNATIVA N°1 RED RADIAL

Para la topología radial la corriente en las salidas coincidente con el máximo de la red está dada por

)(*3**

max_salidasnom

TRsal NU

FUKVAI =

Donde

KVA: Potencia instalada en el Centro de Transformación

FUTR: Factor de Utilización del Centro de Transformación

UNOM: Tensión Nominal

NSALIDAS: Número de salidas en BT del Centro de Transformación.

En el caso de redes monofásicas, se suprime en la fórmula, la raíz cuadrada de 3.

La corriente máxima para el diseño de una etapa de la red de BT, esta dada por la corriente en simultaneo dividida por el factor de simultaneidad de la red de BT. 2

El factor de simultaneidad de las salidas de BT es determinado a partir de las curvas de carga representativas de la red de BT, y esta dado por el cociente entre el estado de carga coincidente con el máximo de la red y el máximo de las salidas de BT.

De esta forma, la corriente de diseño en las salidas resulta del cociente entre la corriente coincidente y el factor de simultaneidad de las salidas de BT.

BTDADSIMULTANEI

SALIDASALIDAdiseño F

II

_

max__ =

Posteriormente se determina la corriente coincidente por las derivaciones como el cociente entre la corriente coincidente por la salida y el número de derivaciones.

El número de derivaciones se calcula como el doble de la relación entre el radio de cobertura y la distancia entre calles. El número de derivaciones se duplica si existieran restricciones al cruce de calle por acometidas (la red debe discurrir por ambas veredas).

1 y Energía no Servida en caso de inclusión de esta alternativa

2 Dado que las densidades de carga empleadas son las correspondientes al momento de coincidencia con la máxima demanda de la distribuidora, todas las corrientes resultantes en este estado deben ser corregidas por el factor de simultaneidad para considerar el corriente máxima de diseño de cada etapa de la red.


A-7

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La corriente de diseño de las derivaciones laterales esta dado por el cociente entre la corriente por la derivaciones coincidente con el máximo de la red y el factor de simultaneidad de las derivaciones de BT.

Finalmente la corriente en la red troncal coincidente con el máximo de la red se calcula como la corriente coincidente con el máximo de la red en la salida menos la corriente coincidente que se deriva en las primeras derivaciones (2 si no existen restricciones al cruce de calles con acometidas y 4 en caso de existir).

La corriente de diseño por el troncal esta dado por el cociente entre la corriente por el troncal coincidente con el máximo de la red y el factor de simultaneidad del troncal de la red de BT.

ALTERNATIVA N°2 RED RURAL

En el caso de esta alternativa las corrientes máximas de diseño en cada uno de los dos troncales estarán dadas por:

BTDADSIMULTANEInom

TRsal FU

FUKVAI_

max_ *)2(*3**

=

Donde

KVA: Potencia instalada en el Centro de Transformación

FUTR: Factor de Utilización del Centro de Transformación

UNOM: Tensión Nominal

FSIMULTANEIDAD_BT: Factor de simultaneidad de la red de BT

En el caso de redes monofásicas se suprime en la fórmula la raíz cuadrada de 3.

DETERMINACIÓN DEL CONDUCTOR ÓPTIMO

Como se ha mencionado, una vez determinadas las corrientes de diseño en cada etapa, el tipo de conductor para cada etapa es seleccionado a partir de aquel que minimiza la siguiente ecuación de costos

ENSCostoPerdidasCostoMOCostoInstalCostoCosto __&__ +++=

Los costos de Instalación corresponden a los costos de materiales, mano de obra y gastos indirectos necesarios para el montaje de la red para el tipo de línea considerado

Los costos de Operación y Mantenimiento se determinan como la suma del valor presente de los costos de operación y mantenimiento para cada año durante la vida útil del conductor considerado.

Los costos de pérdidas de potencia y energía estarán dados por la suma del valor presente de la valorización económica de las pérdidas de energía (y potencia) a lo largo de la red.


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En el caso de incluir la calidad en la optimización, los costos de Energía no servida estarán dados como el valor presente de la valorización económica de la energía no servida para cada año durante la vida útil del conductor considerado.

Los valores presentes de los distintos costos se determinan considerando la tasa de actualización definida para el estudio.

El modelo analiza los diferentes tipos de líneas o cables en la determinación del conductor óptimo para cada etapa de la red de BT, para lo cual se cuenta con la información requerida al respecto (costos de instalación, mantenimiento, parámetros eléctricos, etc.). Se consideran tanto los tipos de líneas empleados actualmente por la distribuidora como aquellos posibles de emplear de acuerdo al estado de arte.

La suma del valor presente de los costos de Operación y Mantenimiento de un tipo de conductor de cada etapa de la red, se determina como el producto del costo inicial unitario de O&M por el factor de capitalización de los costos de Operación y Mantenimiento. Este factor, que se describe más adelante en este documento, considera el traslado en el tiempo al presente de los costos relativos de O&M en cada año.

Con respecto al valor presente de los costos por pérdidas de energía (y potencia) a considerar en la selección del conductor de mínimo costo para la etapa de la red bajo análisis, los mismos se determinan a través de la siguiente ecuación:

( ) ( ) FCCPCETepRKIPerdidasC **12***/*3_ 21 +=

Donde

I: Corriente Máxima de Diseño de la etapa de la red considerada

R: Resistencia del Conductor

Tep: Tiempo equivalente de Pérdidas

CE: Precio monómico promedio de la energía

K1: Contante representativa de la corriente máxima para una densidad uniforme de carga. (Igual a1,73 para una carga distribuidora uniformemente).

FC: Factor de Capitalización de los costos por pérdidas de energía y potencia correspondiente a la etapa de la red de BT considerada, el cual se encuentra descrito mas adelante en este documento

En el caso de redes monofásicas se suprime el factor igual a tres.

El valor presente del costo de la energía no servida esta determinado en cada año por el producto entre el precio de la energía no servida, el valor resultante del SAIDI o tiempo equivalente de interrupción por cliente para fallas exclusivas en el circuito optimizado, la potencia promedio por cliente y el número de clientes. El cálculo del SAIDI se efectúa según se describe mas adelante en el este anexo.

Con respecto a la exigencia de calidad de producto técnico, el modelo corrobora para el tipo de línea o cable resultante en cada parte de la red, que la caída de tensión en las mismas se encuentra dentro del límite admisible según la norma de calidad de servicio de aplicación.


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Para esto, y considerando que la carga se encuentra distribuida en forma uniforme, la caída de tensión se calcula a partir de la corriente coincidente con el máximo de la red y la longitud equivalente de cada etapa de la red. La longitud equivalente para una distribución uniforme de carga esta dada por 2/3 de la longitud de red.

d. DETERMINACIÓN DE LAS CANTIDADES DE RED

La determinación de los costos de la red se realiza en cada etapa multiplicando el costo unitario del conductor óptimo resultante para esta etapa por la longitud de red correspondiente.

Para la determinación de las longitudes de la red de BT se debe definir inicialmente el área de cobertura del Transformador de Distribución.

El número de Transformadores de Distribución por km2 surge como el cociente entre la densidad de carga en Baja Tensión, dividido por él modulo de transformación del TD, considerando su nivel de reserva. El área de cobertura de cada TD esta dado por la inversa del número de TD por km2.

Dentro del área de cobertura del Transformador de Distribución, se adoptó que las derivaciones de red de baja tensión recorran las calles consideradas dentro del área de cobertura.

De esta forma las derivaciones laterales poseen una longitud total dada por la longitud total de calles dentro del área de cobertura (multiplicada por 2 en el caso de existir restricciones al cruce de calles con acometidas, dado que las redes deberán ser tendidas a ambos lados de la calle), descontando la longitud del troncal y de las salidas (Esto se debe a que del troncal se abastecen clientes). La longitud de las derivaciones es afectada por el factor de restricciones geométricas al tendido de la red de Baja Tensión.

La longitud del troncal esta dada por el radio de cobertura del Transformador de Distribución, afectado por el factor de restricciones geométricas al tendido de la red de Baja Tensión.

En el caso de la topología de N°1 Red Radial, al troncal se le descuenta la longitud de la salida del Centro de Transformación. Además en esta configuración, las salidas de los TD poseerán una longitud equivalente en promedio a la mitad de la longitud entre calles paralelas. En el caso que el área de cobertura del TD sea menor a una manzana, se considera que las salidas son de una longitud despreciable.

En el caso de la topología N°2 para redes rurales se considera un área de cobertura rectangular para cada transformador, con un ancho equivalente a una longitud fija a determinar sobre la base de la información del proceso de zonificación, centrada en el punto medio de la calle

La superficie del área de cobertura de cada transformador será proporcional a su potencia simultánea (PsimTr,j) y a la densidad de carga (δZTD,i) de la zona ZDj correspondiente, según se indica a continuación:

iZTD

jTrjTr

PSimABT

,

,, δ=


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De esta forma, el largo de esta área es igual al doble del largo que cada troncal de la red BT rural (o sea 2 x LTRONCAL.), queda determinado por el cociente entre el área de cobertura anterior y el ancho fijo.

En el caso de las redes rurales se considerará que la longitud de las salidas no es significativa.

e. CÁLCULO DE LOS COSTOS INICIALES

Tal como se comentó, los costos iniciales de la red de Baja Tensión están dados por la suma de los costos iniciales de cada etapa de la red, esto es:

APESDERIVACIONTRONCALSALIDAINI CCCCC +++=

Los costos iniciales de las salidas (para la topología N°1), están dados por el producto entre el costo unitario de instalación del conductor óptimo resultante para la salida y las longitudes de redes correspondientes a las salidas.

De la misma manera los costos unitarios tanto para los troncales y derivaciones laterales, surgen del producto de los conductores óptimos resultantes en cada etapa por las longitudes de redes de cada una de las mismas.

En la determinación de los costos iniciales de los troncales se incluyen los costos relacionados con los equipos de maniobra y/o protección de la red de BT.

Los costos de las instalaciones de AP consideran los costos en luminarias y pastorales así como los costos correspondientes a las columnas exclusivas para este tipo de instalaciones.

f. COSTOS FUTUROS DE LA RED DE BT

Los costos futuros de la red de Baja Tensión están dados por:

APESDERIVACIONTRONCALSALIDAFUTUTO CFCFCFCFC +++=

Donde

CFsalida: Costo Futuro de las salidas de los Transformadores de Distribución.

CFtroncal: Costo Futuro de los troncales.

Cderivaciones: Costo Futuro de las derivaciones laterales de la red de BT

CFAP Costo Futuro de las instalaciones de Alumbrado Público

Los costos futuros en cada etapa de la red se determinan como la suma del valor presente de las nuevas instalaciones incorporadas en cada año del período de estudio. De esta manera los costos futuros pueden ser representados como el producto de las cantidades iniciales de redes, por su costo unitario inicial y por un factor de capitalización del crecimiento de la etapa de la red considera.


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g. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO LA RED DE BT

Los costos de Operación y Mantenimiento se determinan como la suma del valor presente de los costos de operación y mantenimiento para cada año en cada parte de la red de BT, de acuerdo a la siguiente ecuación

ESDERIVACIONTRONCALSALIDAS MCOMCOMCOMCO &&&& ++=

La suma del valor presente de los costos de Operación y Mantenimiento en cada año en cada etapa de la red es determinada como el producto de las cantidades de red, por su costo unitario inicial de Operación y Mantenimiento y por el factor de capitalización de los costos de O&M correspondiente a la etapa de la red considerada. Estos factores de capitalización se calcularán en forma similar a los descriptos anteriormente para los costos futuros.

h. COSTOS POR PÉRDIDAS DE LA RED DE BT

Los Costos por pérdidas tanto de energía como de potencia para la red de BT están dados por la suma de los costos por pérdidas en cada etapa de la red de BT (Salidas, troncal, y derivaciones laterales).

En cada etapa, los mismos se determinan como el valor presente de los costos totales por pérdidas de energía y potencia en cada año durante el período de estudio, correspondientes al tipo de línea/cable resultante como de mínimo costo en cada etapa de la red.

La suma del valor presente de los costos por pérdidas para cada año en cada etapa de la red se determina como el producto de la valorización económica de las pérdidas anuales iniciales de potencia y energía, por el factor de capitalización de los costos por pérdidas correspondientes a la etapa de la red considerada.

La valorización económica de las pérdidas anuales iniciales de potencia y energía en cada parte de la red (Para instalaciones trifásicas) se determina como:

( ) ( )CPCETepRKIPerdidasC *12***/*3_ 21 +=

Donde

I: Corriente en la etapa coincidente con el máximo de la red



CP: costo mensual de compra de la potencia

CE: costo de compra de la energía

K1: Contante representativa de la corriente máxima para una densidad uniforme de carga. (Igual a1,73 para una carga distribuidora uniformemente).3

3 Esta constante debe ser igual a la unidad para el caso de las acometidas exclusivas a clientes y salidas desde las Subestaciones de Distribución.


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i. TRATAMIENTO A LAS INSTALACIONES DE ALUMBRADO PÚBLICO

Con respecto al tratamiento de este tipo de instalaciones cabe destacar lo siguiente

• No se considera el tendido de una red particular de Alumbrado quedando las luminarias conectadas a la red general de BT.

• La demanda de las luminarias se incluye dentro de la densidad de carga correspondiente a la red de BT, por lo que al efectuar el diseño de esta red ya queda previsto un estado de carga capaz de brindar el abastecimiento a este tipo de instalaciones.

• Las cantidades de luminarias (y sus correspondientes pastorales) en cada tipo de sector son determinadas considerando las exigencias de calidad establecidas y las capacidades lumínicas de cada tipo de luminaria, empleando softwares específicos de cálculo. Como resultado de este proceso se determinan las potencias de las luminarias y su distancia de instalación (o densidad de luminarias por unidad de superficie)

Los costos de inversión de las instalaciones de Alumbrado Público, se determinan por medio del producto del número de luminarias promedio por centro de transformación por la suma del costo unitario de cada luminaria y de cada pastoral.

Al valor anterior se le adicionan los costos correspondientes a los postes exclusivos de alumbrado público4, determinados como el porcentaje de luminarias con postes exclusivos por el costo unitario de este poste.

El número de luminarias de Alumbrado Público promedio por centro de transformación se determina sobre la base del área de cobertura del centro de transformación resultante para el módulo de transformación optimizado, y la densidad de luminarias por unidad de superficie, siendo esta última un resultado de las salidas de los softwares específicos a emplear.

Los costos futuros de AP se determinan en forma similar a los costos futuros de las derivaciones y troncales de las redes de BT, empleando un factor de capitalización similar al de las anteriores.

A.1.4 Modelado de las Subestaciones de Distribución MT/BT

Los Costos de las Subestaciones de Distribución MT/BT, están dados por:

ENSPERDIDASMOFUTUROINIATBTCT CCCCCC ++++= &_

Donde

Cini: Costo de las instalaciones iniciales en Subestaciones de Distribución

Cfuturo: Costos de las instalaciones futuras en Subestaciones de Distribución

Co&m: Costo de operación y mantenimiento de las Subestaciones de Distribución.

4 Se asumen que por defecto la luminaria y el pastoral se instala sobre un poste de la red de BT


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Cpérdidas: Costos por Pérdidas de energía y potencia en las Subestaciones.

CENS: Costos por Energía no Servida

Se considerarán tanto aquellos TD dedicados a abastecer a la red general de BT como aquellos otros que abastecen a un solo cliente exclusivamente.

En el caso de las redes rurales la optimización de los Transformadores de Distribución (Lo que equivale a la optimización del modulo de transformación instalado en cada centro) se realiza directamente en el propio modelo de optimización de las redes de MT.

a. COSTOS INICIALES

Los costos iniciales de los TD MT/BT, (tanto para las que abastecen la red general de BT, como aquellos dedicados en forma exclusiva a un cliente), están dados por:

TRAFOSCENTROINI CCC +=

Donde

Ctrafos: Costo de los Transformadores

Ccentro: Costo de Instalación del Centro de Transformación.

Los Costos de los transformadores como los costos de Instalación de Centros de Transformación se calculan considerando tanto los Centros de Transformación que abastecen la red de BT como los Centro de Transformación de la distribuidora que abastecen a un Cliente exclusivamente.

El costo de los transformadores que abastecen la red de BT está dado por el número de transformadores multiplicado por el costo unitario del módulo de transformación adoptado, el cual es una característica de la configuración bajo análisis. El número de transformadores esta dado por el número de transformadores por km2, determinado anteriormente, multiplicado por la superficie del área bajo estudio.

Con respecto a los transformadores que abastecen un cliente exclusivamente, el costo inicial de este esta dado por el costo unitario del módulo de transformación adoptado para estos Clientes por el número de este tipo de Clientes en el área bajo estudio. El módulo óptimo de transformación para este tipo de Clientes se determina por medio del cociente entre la potencia promedio de este tipo de Clientes y el producto entre el factor de potencia y el factor de uso de los TD.

El costo de la instalación de los TD estará dado por el número de los mismos multiplicado por el costo unitario de construcción y/o instalación del TD para el módulo de transformación y tipo de TD adoptado.

El costo unitario de construcción y/o instalación del TD está dado por el costo del tipo de TD adoptado

Se consideran en el modelo dos tipos posibles de TD a emplear en la red: aéreos, y transformadores compactos o convencionales instalados a nivel.

El modelo automáticamente dimensiona el número de TD para cada tipo, de acuerdo a las restricciones ingresadas para el tendido de la red de MT, considerando además que un porcentaje de los TD de tipo Aéreo será considerado de tipo a nivel, para representar


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el hecho que en ciertos casos los TD deben ser instaladas a nivel. El porcentaje de reparto es definido como una variable de entrada al modelo.

b. COSTOS FUTUROS

Los costos futuros en Transformadores de Distribución están dados por

( )∑=

++=ni

iCAMBIOiCENTROiTRAFOiFUTURO CFCFCFC

Donde

CFtrafoi: Valor presente de los Costos de los futuros transformadores a instalar

Cfcentroi: Valor presente de los Costos de los futuros TD a construir (plataforma, cámara, etc.)

CFcambioi: Valor presente de los Costos de los futuros cambios de transformador a realizar

“n” Tipos de TD considerado

Se consideran por separado los costos de instalación de los transformadores y los de instalación del TD, para tener en cuenta el efecto de que el crecimiento de la demanda se cubre mediante el reemplazo de transformadores por otros de mayor potencia y/o mediante la instalación de nuevos TD.

El valor presente de los costos de los futuros transformadores a instalar para cada tipo de TD están dados por el producto del costo inicial de instalación de un transformador por el factor de capitalización del crecimiento de los transformadores. Este factor de capitalización representa la suma de la actualización al presente del número de transformadores a instalar, en cada año del período de estudio.

De la misma forma, el valor presente de los costos de los futuros TD esta dado por el producto del costo inicial de instalación de un nuevo TD, por el factor de capitalización del crecimiento de los TD, el cual considera los nuevos TD que se instalan en cada año.

El valor presente de los Costos futuros por cambios de transformadores esta dado por el costo inicial de cambio de un transformador, multiplicado por el factor de capitalización del Costo de Reemplazo de Transformadores de los TD. Este factor considera la suma del valor presente del número de cambios de transformadores que se realizan en cada año en particular. Cabe destacar que el número de cambios de transformadores estará basado en la diferencia de crecimiento entre el número de transformadores que se instalan en cada año y el número de TD instalados en el mismo año.

c. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO

Los costos totales de operación y mantenimiento de los TD en el período de estudio se corresponden con la suma el valor presente de los costos anuales de operación y mantenimiento en TD para cada año.

Estos costos se determinan considerando tanto los TD que abastecen la red general de BT como los TD de la distribuidora que abastecen clientes exclusivamente.


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El valor presente de los costos de Operación y Mantenimiento es obtenido por medio del producto entre el costo unitario de O&M para el tipo de TD adoptado, y por el factor de capitalización de los costos de Operación y Mantenimiento. Este factor representa la suma del valor presente del número de centros de transformación existentes en cada año, a los cuales se opera y se les debe realizar un mantenimiento.

El costo unitario de O&M es el correspondiente a cada tipo y modulo de transformación adoptado, procediéndose luego a la integración para los dos tipos de TD presentes en la red.

d. COSTOS POR PÉRDIDAS

Los costos totales por pérdidas en los Transformadores de Distribución se corresponden con el valor presente de los costos por pérdidas de energía y potencia en TD para cada año del período de estudio. Este cálculo se realiza considerando tanto los TD que abastecen la red general de BT como los TD de la distribuidora que abastecen clientes exclusivamente.

El valor presente de los costos por pérdidas en cada tipo de TD considerado, se obtienen a partir de las pérdidas en el Cobre y en el Hierro para el modulo de transformador adoptado, del factor de uso del TD, y del costo monómico de la energía, según la siguiente ecuación

( )[ ] fcCPPFUPCEPTepFUPC FETRcuFETRcuPERDIDAS **12***)8760***( 22 +++=

Donde

Pcu: Pérdidas en el Cobre para el tipo de transformador considerado en el Centro de Transformación

Pfe: Pérdidas en el Hierro para el tipo de transformador considerado en el Centro de Transformación.

FUtr: Factor de Uso del Transformador de Distribución

fc: Factor de Capitalización de las Pérdidas en los TD, descrito mas adelante.

CP: costo mensual de compra de la potencia

CE: costo de compra de la energía

e. COSTOS POR ENERGÍA NO SERVIDA

En el caso de considerar la alternativa de incluir la calidad de servicio como una variable dentro del proceso de optimización, los costos por energía no servida están dados por el valor presente de los costos por energía no servida correspondientes a cada año del período de análisis. Para este cálculo se emplea un factor de capitalización determinado a partir del mismo tratamiento dado a los anteriores.

El valor presente del costo de la energía no servida en cada año está determinado por el producto entre el precio de la energía no servida, el valor resultante del SAIDI o tiempo equivalente de interrupción por cliente correspondiente a interrupciones originadas exclusivamente en los Transformadores de Distribución optimizados, la potencia promedio por cliente y el número de clientes. El cálculo del SAIDI se realiza según lo descrito mas adelante en este anexo.


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A.1.5 Modelado de la Red de Alta Tensión

Los Costos de la red de Alta Tensión están dados por:

ENSPERDIDASMOFUTUROINIATRED CCCCCC ++++= &_

Donde

Cini: Costo de las instalaciones iniciales de la red de Alta Tensión

Cfuturo: Costos de las instalaciones futuras de la red de Alta Tensión

Co&m: Costo de operación y mantenimiento de la red de Alta Tensión.

Cpérdidas: Costos por Pérdidas de la red de Alta Tensión.

CENS: Costo de la energía no servida en caso de optarse la alternativa de incluir en la optimización el nivel de calidad.

A continuación se describe el funcionamiento del modelo de optimización. En el caso de las redes rurales, y MTendiendo a las características de las mismas, se empleará el modelo específico presentado mas adelante en éste Anexo.

a. TOPOLOGÍAS CONSIDERADAS

Para el diseño de la red de MT de mínimo costo se consideran dos topologías básicas las cuales se describen a continuación.

La topología N°1 denominada tipo Anillo, esta compuesta por una red eminentemente aérea con un troncal que vincula todos los puntos de carga (TD y clientes de MT), y una serie de cierres con alimentadores vecinos, de manera de lograr un respaldo del 100%. Por sus características, no se considera que esta topología puede ser realizada con redes monofásicas

La cantidad de cierres es una variable de entrada en la topología (pero como mínimo es uno), de manera que en función del número de estos se define el grado de reserva necesaria en el troncal del alimentador para respaldar los vecinos (por ejemplo, con un cierre el estado de carga del troncal debe ser del 50% respecto de su capacidad nominal, con dos cierres el estado debe ser del 66%, etc.).

La Topología N°2, denominada Tipo Radial consiste en una red eminentemente de tipo aérea, caracterizada por un troncal con laterales y los cierres. La cantidad de cierres es una variable de entrada en la topología, al igual que en la topología 1, pero en este caso se admite que no exista ningún cierre (operación radial). El nivel de reserva en el troncal dependerá de la cantidad de cierres definida, pudiendo ser nula en caso de operación radial.

Las derivaciones laterales, conectan las cargas (TD y clientes de MT) ubicados fuera de la traza del troncal, y por definición su nivel de respaldo y/o reserva es nulo. Eventualmente las derivaciones pueden ser de tipo monofásicas.

En esta topología existen cargas que son abastecidas directamente desde el troncal.


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CT

AlimentadorT l

SETAT/MT

SETAT/MT

Cierres de

1 -

Red de MT

CT

AlimentadorT l

DerivacionesL l

SETAT/MT

2 - CON

Cierre

Cierre1

Cierre1

Cierre

Cierres de

El modelo desarrollado permite para cada topología anterior determinar el grado de calidad de servicio resultante, verificando de esta manera el cumplimiento de los límites admisibles.

b. COSTOS INICIALES

Los costos iniciales de la red de Alta Tensión están dados por:

MTACOMETIDASCIERRESSDERIVACIOETRONCALINI CCCCC _+++=

Donde

Ctroncal: Costo del ramal troncal del alimentador de Alta tensión. CT incluyen además en este ítem los costos de los diferentes equipos de maniobra y protección.

Cderivaciones: Costo de las derivaciones menores o laterales de los alimentadores de la red de MT (para el caso de la topología N°2)

Ccierres: Costo de los cierres de respaldo

Cacometidas_AT: Costo de las alimentadores exclusivos o acometidas a clientes en Alta tensión


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Cada uno de los costos anteriores es calculado como el producto del costo unitario del tipo de instalación óptima seleccionada por las cantidades determinadas para cada tipo.

DETERMINACIÓN DE LAS CORRIENTES DE DISEÑO EN CADA ETAPA DE LA RED DE MT

El conductor óptimo para cada parte de la red (troncal, derivaciones, cierres y acometidas exclusivas) es obtenido a partir de la sección que minimiza los costos de instalación, operación y mantenimiento y costos de pérdidas de energía y potencia, para el estado de carga de cada parte de la red.

Previo a la determinación del tipo de instalación optima para cada parte de la red de MT, se debe definir su estado de carga, es decir la corriente que circulará por las mismas.

CORRIENTE EN EL TRONCAL TOPOLOGÍAS N°1 Y N°2.

Para el troncal de la red de MT, el estado de carga coincidente con el máximo de la red, es determinado como

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛+

−

+−=

ALMTEETTSALIDASMT

TRAFOSMTBARRACLIENTESEETTCLIENTESATMTATMTTRONCAL NCNCLIENTESNUMU

NUMFPPOTPOTFUTRAFOKVAI 11*

)(**3))*/()(*_( __

Donde:

KVA_TRAFOMATAT: Potencia Instalada en cada Transformador de MAT/AT

POTclientes_barra: Potencia promedio de los clientes en MT en barras de la Estación Transformadora MAT/MT.

POTclientes_eett: Potencia promedio de los clientes en MT abastecidos con alimentadores exclusivos

NCLIENTESeett: Número de clientes en MT abastecidos con alimentadores exclusivos por SET

NUMtrafos: Número de Transformadores en la EETT MAT/AT

UAT: Tensión nominal de la red de MT

NUMsalidas: Numero de salidas por transformador de MAT/MT dedicadas al abastecimiento de la red de MT.

FPAT: Factor de potencia de la red de MT.

NCalAT: Número de cierres de cada alimentador.

La corriente máxima para el diseño de los troncales de la red de MT de esta configuración, esta dada por la corriente anterior dividida por el factor de simultaneidad de la red de MT. 5

5 Dado que las densidades de carga empleadas son las correspondientes al momento de coincidencia con la máxima demanda de la distribuidora, todas las corrientes resultantes en este estado deben ser corregidas por el factor de simultaneidad para considerar el corriente máxima de diseño de cada etapa de la red.


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MTDADSIMULTANEI

TRONCALTRONCALdiseño F

II_

_ =

El factor de simultaneidad de la red de MT es determinado a partir de las curvas de carga representativas de la red de MT, y esta dado por el cociente entre el estado de carga coincidente con el máximo de la red y el máximo del alimentador de MT.

CORRIENTE EN LOS CIERRES TOPOLOGÍAS N°1 Y N°2.

Para el caso de los cierres la corriente coincidente con el máxima de la red esta dado por:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛

−

+−=

ALMTEETTSALIDASMT

TRAFOSMTBARRACLIENTESEETTCLIENTESATMTATMTCIERRE NCNCLIENTESNUMU

NUMFPPOTPOTFUTRAFOKVAI 1*

)(**3

))*/()(*_( __

De la misma manera que en el caso anterior, la corriente de diseño de los cierres es obtenida como la corriente anterior dividida por el factor de simultaneidad de la red de MT.

CORRIENTE EN LAS DERIVACIONES LATERALES TOPOLOGÍA N°2 RADIAL CON DERIVACIONES.

En el caso de las derivaciones laterales del alimentador, la corriente por cada una de las mismas está dada por.

)(*)(**3

))*/()(*_( __

NPCANPCD

NCLIENTESNUMU

NUMFPPOTPOTFUTRAFOKVAI

EETTSALIDASMT

TRAFOSMTBARRACLIENTESEETTCLIENTESATMTATMTDERIVACION

−

+−=

Donde:

NPCD: Número de Punto de carga por derivación

NPCA: Número de Punto de carga por alimentador de MT

Se define como puntos de carga, a los puntos de suministro de la red de MT a una CT o a un cliente en MT.

El número de puntos de carga abastecidos por una derivación se determina como el número de punto de carga abastecidos por el alimentador menos el número de los puntos de carga abastecidos directamente desde el troncal, todo dividido por el número de derivaciones por alimentador .El número de puntos de carga por alimentador queda determinado como el área de cobertura del la EETT MAT/MT dividido el número de alimentadores no exclusivos de MT, y el área de cobertura promedio de CT y clientes de MT.

El número de derivaciones por alimentador es proporcional al radio de cobertura del alimentador e inversamente proporcional al doble del área de cobertura de cada punto de carga.

Finalmente la corriente de diseño de la derivación es obtenida como la corriente anterior dividida por el factor de simultaneidad de la red de MT.


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En el caso de considerar derivaciones de tipo monofásicas, la ecuación anterior es modificada eliminando la raíz cuadrada de tres, y reemplazando la tensión nominal de línea por la tensión nominal de fase.

ACOMETIDAS EXCLUSIVAS A CLIENTES DE MT.

En las acometidas exclusivas a clientes en Alta Tensión, la corriente de diseño por las mismas estará dada por el cociente entre la demanda del cliente y el producto de la raíz de 3 por la tensión nominal y por el factor de potencia de la red de Alta Tensión. No se considera acometidas exclusivas de tipo monobásicas.

DETERMINACIÓN DEL CONDUCTOR ÓPTIMO

Como se ha mencionado, una vez determinadas las corrientes en cada etapa, el tipo de conductor para cada etapa es seleccionado a partir de aquel que minimiza la siguiente ecuación de costos

PerdidasCostoMOCostoInstalCostoCosto _&__ ++=

Los costos de Instalación corresponden a los costos de materiales, mano de obra y gastos indirectos necesarios para el montaje de la red de MT

Los costos de Operación y Mantenimiento se determinan como el valor presente de los costos de operación y mantenimiento para cada año durante la vida útil del conductor.

El valor presente de los costos de Operación y Mantenimiento en cada parte de la red están dados por:

oymKmtMCOMOCosto conductor _*&&_ =

Donde

CO&Mconductor: Costos unitarios anuales iniciales de O&M para el tipo de Línea o Cable

KAT_oym: Factor de capitalización de los costos de OyM en la red MT, descrito en el capítulo 2

Los Costos por pérdidas (de potencia y energía) para cada conductor evaluado en cada etapa de la red de Alta Tensión, están dados por el valor presente de los costos de pérdidas de potencia y energía que se determinan como:

( ) KpMTCPCETepRKIPerdidasCosto *)*12*(**/*3_ 21 +=

Donde

I: Corriente Máxima por la etapa



CE: Costo promedio de la energía


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CP: Costo promedio de la potencia


KpAT: Factor de capitalización de las pérdidas en la red MT, descripto en el capítulo 2

En el caso de considerar derivaciones de tipo monofásicas, la ecuación anterior es modificada eliminando el tres

c. DETERMINACIÓN DE LAS CANTIDADES DE RED PARA CADA PARTE DE LA RED DE ALTA TENSIÓN

Para determinar las longitudes de cada etapa de la red interviniente en la determinación de los costos iniciales de instalación se debe definir inicialmente el área de cobertura de la EETT MAT/AT, dada por la siguiente ecuación:

MT

BARRACLIENTESEETTEETTCLIENTESEETTATMTATMTTRAFOEETTSET DEN

POTClBaPOTClMTfiFUKVANTA

)**(cos_***( ___ +−=

Donde:

NTEETT : Número de Transformadores de MAT/MT en la SET.

KVATRAFO_ATAT: Potencia Instalada en el transformador de la SET

FUMATAT: Factor de Uso de los Transformadores de MAT/AT

Cos_fi: Factor de potencia de la red de MT

POTclientes_eett: Demanda de los clientes en MT abastecidos con alimentadores exclusivos

ClATEETT: Número de clientes con alimentadores exclusivos desde la SET

ClBaEETT: Número de clientes abastecidos desde las barras de la SET

POTclientes_barras: Demanda de los clientes en MT conectados en barras de la Estación Transformadora MAT/MT.

DENMT Densidad de carga de la red de Alta Tensión

A partir del área de cobertura se determina el radio de cobertura de la EETT, y luego considerando el área de cobertura de cada Centro de Transformación y los clientes de MT, se determina el número de puntos de carga (CT y Clientes MT) abastecidos por la EETT.

Conociendo el número de alimentadores que parten de la EETT, los cuales son una característica de la configuración bajo análisis, se determina el número de puntos de

6 Este constante es igual a la unidad en el caso de los alimentadores exclusivos de clientes en MT


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carga, y el número de los mismos en cada derivación, a partir del número de derivaciones por alimentador, descripto anteriormente.

TOPOLOGÍA N°1 ANILLO

La longitud del troncal estará dado por el producto del doble del radio de cobertura de cada punto de carga, por el número de puntos de carga abastecidos por cada alimentador, y por el factor de restricciones geométricas por el manzanado para el Tendido de la Red de MT.

En función del grado de reserva adoptado para la red de MT, deberán existir cierres entre los alimentadores. En caso de existir un solo cierre la longitud total de todos los correspondientes a una EETT será equivalente al perímetro de la circunferencia para el radio de cobertura de la EETT. En caso de existir más cierres cada uno de ellos tendrá un longitud equivalente al perímetro del circunferencia cuyo radio es igual al radio de cobertura de la EETT dividido el número de cierres y el número de alimentadores. En todos los casos se considerará el factor de restricción geométrica descripto anteriormente.

Por lo anterior se desprende que la longitud total de los cierres por alimentador esta dada por:

( )2

1****2 +∏= ALMT

MT

MTCIERRES

NCNUM

kMTRL

Donde:

RAT: Radio de cobertura de la EETT

NUMAT: Numero de alimentadores no exclusivos de la red de MT en el EETT

KAT: factor de restricciones geométricas por el manzanado para el Tendido de la Red de MT

NcalAT: Número de cierres en el alimentador de MT

TOPOLOGÍA N°2 RADIAL CON DERIVACIONES

En esta topología, la longitud del troncal por alimentador esta dada por el radio de cobertura de la EETT afectado por el factor de restricciones geométricas por el manzanado para el Tendido de la Red de MT y por el porcentaje de carga sin respaldo fuera del anillo Cfa.

La longitud de los cierres se determina en forma similar a la Topología 1.

La longitud total de las derivaciones laterales en el alimentador, es determinada como el producto del número de derivaciones por alimentador por el número de puntos de carga en cada derivación (Centro de Transformación y clientes en MT), y por la longitud Alta de derivación por punto de carga. Esta última longitud es determinada como el producto del doble del radio de cobertura de cada punto de carga por el número de puntos de carga por derivación y por el factor de restricción geométrica.


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ACOMETIDAS EXCLUSIVAS A LOS CLIENTES DE MT.

Con respecto a los clientes con acometidas exclusivas, se ha supuesto que cada uno de estos posee una longitud equivalente a la mitad del radio de cobertura de la EETT, afectado por el factor de restricciones geométricas por el manzanado al tendido de la red de MT.

Centros de Suministro a los clientes de MT.

El modelo considera dentro de los costos de la red de MT, los relacionados con los centros de suministro al cliente, los cuales están conformados por los diferentes equipos de protección y seccionamiento necesarios a implementar en cada punto de suministro a un cliente de MT.

Su cantidad por EETT está dada por el número de clientes de MT abastecidos desde la misma. Este número es multiplicado por el costo unitario de este centro para obtener la valorización de los mismos a ser incluida en los costos iniciales de la red de MT.

Equipos de Maniobra y Protección de la Red

Dentro de los costos de la red de MT, se consideran aquellos correspondientes a los diversos elementos de maniobra y protección necesarios para el funcionamiento de la misma acorde con los niveles de seguridad y calidad de servicio requeridos.

Dentro de los elementos podemos citar:

• Celdas de salida desde la EETT

• Interruptores

• Reconectadores

• Fusibles

• Seccionalizadores

• Seccionadores bajo carga

Los costos de estos elementos a considerar el los costos de la red de MT, están dados por el producto de sus cantidades por el costos unitario de cada tipo.

El número de Celdas de salida de los alimentadores de MT en la EETT, está dado por el número de salidas por transformador de MAT/MT multiplicado por el número de transformadores en la EETT.

La celda considera el costo del interruptor de maniobra ubicado en la misma.

Tanto en la topología N° 1 como en la N°2 se ha considerado además del interruptor ubicado en la celda de salida de la EETT, un interruptor o reconectador en la mitad del mismo, junto con tantos seccionalizadores como derivaciones existan en el alimentador.

d. COSTOS FUTUROS DE LA RED DE ALTA TENSIÓN

Los costos futuros de la red de Alta Tensión están dados por:


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EXCLUSIVOSALIMENCIERRESDERIVACIONTRONCALFUTUTO CFCFCFCFC _+++=

Donde

CFtroncal: Costo Futuro de los troncales de los alimentadores y de los equipos de protección y maniobra

CFderivación: Costo Futuro de las derivaciones laterales o secundarias de los alimentadores

CFcierres: Costo Futuro de los cierres de los alimentadores

CFalimen_exclusivos: Costo Futuro de las alimentadores exclusivos para clientes en MT.

Los costos futuros en cada etapa de la red son determinados como la suma del valor presente de las nuevas instalaciones incorporadas en cada año del período de estudio. De esta manera los costos futuros pueden ser representados como el producto de las cantidades iniciales de redes, por su costo unitario inicial y por un factor de capitalización del crecimiento de la etapa de la red considera. La determinación del factor de capitalización por crecimiento de la red para cada etapa de la red de MT se describe mas adelante en este documento.

Los costos futuros correspondientes a los equipos de maniobra y protección ubicados en la red, son determinados en forma similar a lo realizado con las etapas que componen la red de MT.

Dentro de los costos futuros de los alimentadores exclusivos se han considerado los costos futuros correspondientes a los centros de suministro a los clientes de MT, cuyo valor presente se determina en forma similar a lo realizado en las diversas etapas de la red de MT.

e. COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA LA RED DE ALTA TENSIÓN

Los costos de Operación y Mantenimiento se determinan como la suma del valor presente de los costos de operación y mantenimiento para cada año en cada etapa de la red de MT, de acuerdo a la siguiente ecuación

EXCLUSIVOSALIMENCIERRESDERIVACIONTRONCALMT mComComComComCo _&&&&& +++=

Donde:

CO&MFtroncal: Costo de O&M de los troncales de los alimentadores y de los equipos de protección y maniobra

CO&Mderivación: Costo O&M de las derivaciones laterales o secundarias de los alimentadores

CO&Mcierres: Costo O&M de los cierres de los alimentadores

CO&Malimen_exclusivos: Costo O&M de las alimentadores exclusivos para clientes en MT.


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La suma del valor presente de los costos de Operación y Mantenimiento en cada año en cada etapa de la red es determinada como el producto de las cantidades de red, por su costo unitario inicial de Operación y Mantenimiento y por el factor de capitalización de los costos de O&M correspondiente a la etapa de la red considerada. Estos factores de capitalización se encuentran descriptos al final de anexo.

Dentro de los costos de O&M del troncal se consideran además los costos de O&M asociados a los equipos de maniobra y protección instalados a lo largo de la red. El valor presente de la suma de los costos de operación y mantenimiento para estos elementos en cada año, han sido determinados en forma similar a los de las etapas de la red de MT.

Dentro de los costos de los alimentadores exclusivos se han considerado los costos de O&M correspondientes a los centros de suministro en los clientes de MT, cuyo valor presente se determina en forma similar a lo realizado en las diversas etapas de la red de MT. Esto es el producto de los costos unitarios de O&M iniciales para los centros de suministro por el numero inicial de clientes de MT en el alimentador y por el factor de capitalización de los costos de O&M de la red de MT.

f. COSTOS DE PÉRDIDAS PARA LA RED DE ALTA TENSIÓN

Los Costos por pérdidas para cada etapa de la red de Alta Tensión se determinan como:

( ) KpMTCPCETepRKIPerdidasCosto ETAPA *)*12*(**/*3_ 21 +=

Donde

I: Corriente por la etapa de la red

R: Resistencia del Conductor óptimo de la etapa


CE: Costo promedio de la energía

CP: Costo promedio de la potencia


KpAT: Factor de capitalización de las pérdidas en la red MT, descrito en el capítulo siguiente.

En el caso de considerar derivaciones de tipo monofásicas, la ecuación anterior es modificada eliminando el tres

g. COSTOS DE LA ENERGÍA NO SERVIDA EN LA RED DE MT

En el caso de considerar la alternativa de incluir la calidad de servicio como una variable dentro del proceso de optimización, los costos por energía no servida estarán dados por el valor presente de los costos por energía no servida correspondientes a cada año del

7 Este constante es igual a la unidad en el caso de los alimentadores exclusivos de clientes en MT


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período de análisis. Para este cálculo se empleará un factor de capitalización determinado a partir del mismo tratamiento dado a los anteriores.

El valor presente del costos de la energía no servida en cada año estará determinado por el producto entre el precio de la energía no servida, el valor resultante del SAIDI o tiempo equivalente de interrupción por cliente correspondiente a interrupciones originadas exclusivamente en la red de MT optimizada, la potencia promedio por cliente y el número de clientes. El cálculo del SAIDI es realizado según lo descrito al final del presente anexo

A.1.6 Factores de capitalización

Para tener en cuenta la evolución futura de los distintos costos involucrados en la comparación de alternativas (costo de inversión las instalaciones futuras, costo de operación y mantenimiento –O&M- de las instalaciones futuras y costo de las pérdidas técnicas asociadas a las instalaciones futuras) se han definido una serie de factores de capitalización que determinan el valor presente neto de los costos futuros para un período de análisis determinado, en años, y una tasa de actualización.

Debe tenerse en cuenta en todo momento que no se trata de un estudio de planeamiento de la evolución futura de la red, sino de la estimación, a partir de criterios de planeamiento y de características típicas de las redes de distribución, de la evolución futura de los costos mencionados.

a. HIPÓTESIS CONSIDERADAS

Las hipótesis consideradas para determinar estas evoluciones son:

HIPÓTESIS PARA LA RED ALTA TENSIÓN

• El área bajo estudio está totalmente cubierta espacialmente por la demanda y las redes (área urbanizada). El crecimiento de demanda es totalmente vertical.

• Se considera la posibilidad de utilizar tasas diferenciadas de crecimiento sobre la red de MT y de BT, en caso de que el comportamiento previsto para los clientes correspondientes lo justifique.

• El crecimiento de demanda sobre la red de MT se cubre mediante la repotenciación (reemplazo de transformadores por otros de mayor potencia) y la instalación de nuevas salidas en las EETT MAT/MT existentes o mediante la instalación de nuevas EETT MAT/MT con sus respectivas salidas de alimentadores en MT.

• El crecimiento de la longitud de la red MT está representado por la incorporación de nuevas salidas de alimentadores y las adecuaciones necesarias para reconfigurar la red existente (vinculaciones con las nuevas salidas y redistribución de las cargas).

• El ritmo de instalación de nuevos alimentadores de MT es el requerido para mantener aproximadamente constante el estado de carga de diseño de la red MT (o sea la tasa de crecimiento de la demanda en la red MT).


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RED BAJA TENSIÓN

• El crecimiento de demanda sobre la red de BT se cubre mediante el reemplazo de transformadores por otros de mayor potencia en las CT existentes (sin modificación de la red de BT) o mediante la instalación de nuevas CT. Se debe definir el porcentaje del crecimiento cubierto por cada una de las alternativas indicadas (puede ser 0% en el caso de reemplazo de transformadores en CT existentes).

• El valor residual del transformador reemplazado por uno nuevo de mayor capacidad en cada CT se considera expresado como un porcentaje del costo de instalación del nuevo transformador.

• El crecimiento de la longitud de la red BT está representado por la incorporación de las salidas de las nuevas CT hasta la red general.

• El ritmo de instalación de la nueva capacidad de transformación (en CT existentes o en nuevos CT) es el requerido para mantener aproximadamente constante el factor de utilización de diseño de los transformadores de distribución (o sea la tasa de crecimiento de la demanda en la red BT).

• El crecimiento de la demanda se cubre con el mismo tipo de instalaciones (tipo y sección de red, tipo de CT y módulo de transformación) que la red inicial. Esto es necesario para poder evaluar cada alternativa por separado.

Los criterios que se han considerado a partir de las hipótesis detalladas, son los siguientes, teniendo en cuenta que siempre que se habla de tasas se trata de tasas anuales:

• La tasa de crecimiento de la longitud de la red MT se toma como la tasa de crecimiento de la demanda por el porcentaje de la red correspondiente a las vinculaciones a la red existente requeridas por la instalación de un nuevo alimentador MT.

• Los costos de O&M de las instalaciones futuras de la red MT son proporcionales a la longitud total de la misma, es decir que crecen a la misma tasa que la longitud total de la red.

• Las pérdidas en la red MT crecen a la misma tasa que la de la longitud total de la red, ya que por hipótesis se considera prácticamente constante el estado de carga y el tipo de conductor de la misma.

• La tasa de crecimiento de los transformadores de distribución es la misma que la de crecimiento de la demanda en BT, para mantener el factor de utilización constante.

• La tasa de crecimiento de las CT es la tasa de crecimiento de la demanda en BT por el porcentaje de crecimiento de demanda cubierto por nuevos CT.

• La tasa de crecimiento de la longitud de las salidas de BT de las CT y de la red troncal de BT es igual a la tasa de crecimiento de las propias CT.

• La tasa se crecimiento de la longitud de las derivaciones laterales de la red BT es cero.


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• La tasa de crecimiento de los costos de O&M de las salidas BT es la misma que la correspondiente a la longitud total de salidas, mientras que para la red general (derivaciones laterales) la tasa de crecimiento de los costos de O&M es nula.

• La tasa de crecimiento de las pérdidas en las salidas, en la red troncal y en las derivaciones laterales de la red de BT es proporcional al cuadrado de la tasa de crecimiento de la demanda de BT durante el período de instalación de un nuevo CT, y luego la red se descarga a su valor original originándose una función de variación en el tiempo del tipo “diente de sierra” según se muestra en el siguiente gráfico:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

años

Dem

anda

/ pé

rdid

as [

°/1 ]

Demanda Pérdidas

Período de Instalaciónde nuevos SED

Teniendo en cuenta todas estas hipótesis y criterios se definen los siguientes factores de capitalización para los distintos costos y las distintas etapas de la red:

b. RED DE MT

Factor de capitalización del crecimiento de la longitud de la red de MT

( ) ( )( )( )[ ]ap

nnn SVmtaaiVPNKmt 1

111; =− ×+−+=

Donde:

VPN :valor presente neto entre los años 1 y el número de años del período analizado (ap)

I : tasa de actualización adoptada

a : tasa anual de crecimiento de la demanda en la red MT

SVAT :porción de la longitud de la red MT correspondiente a las salidas y vinculaciones de los alimentadores


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FACTOR DE CAPITALIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OYM EN LA RED MT

( ) ( )[ ]ap

nn SVmtaSVmtiVPNoymKmt 111;_ =×++−=

FACTOR DE CAPITALIZACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN LA RED MT

( ) ( )[ ]ap

nn SVmtaSVmtiVPNKpMT 111; =×++−=

c. SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN MT/BT (CT)

Factor de capitalización del crecimiento de los transformadores de distribución

( ) ( )( ) ( ) ( )( ) ( ) ( )( )( )[ ]ap

nnnnn kcbbVRtrkcbbiVPNKtr 1

11 111111; =−− ×+−++−×−×+−+=

Donde:

b : tasa anual de crecimiento de la demanda en la red BT

VRtr :valor residual del transformador reemplazado como porcentaje del costo de instalación de un nuevo transformador

Kc : fracción del crecimiento de la demanda en la red BT cubierta por la instalación de nuevas CT

FACTOR DE CAPITALIZACIÓN DEL COSTO DE REEMPLAZO DE TRANSFORMADORES EN CT EXISTENTES

( ) ( )( ) ( )( )[ ]ap

nnn kcbbiVPNKcambio 1

1 111; =− −×+−+=

FACTOR DE CAPITALIZACIÓN DEL CRECIMIENTO DE LAS CT

( ) ( )( )( )[ ]ap

nnn kcbbiVPNKct 1

111; =− ×+−+=

FACTOR DE CAPITALIZACIÓN DE LOS COSTOS DE OYM EN LAS CT

( )( )[ ]ap

nnkcbiVPNoymKct 11;_ =×+=

FACTOR DE CAPITALIZACIÓN DE LAS PÉRDIDAS EN LAS CT

( )[ ]ap

nnbiVPNKpCT 11; =+=

d. RED DE BT

Factor de capitalización del crecimiento de la longitud de las salidas de BT de las CT y de la red troncal de BT

( ) ( )( )( )[ ]ap

nnn kcbbiVPNbtKsal 1

111;_ =− ×+−+=


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Factor de capitalización de los costos de OyM en las salidas de BT de las CT y en la red troncal de BT

( )( )[ ]ap

nnkcbiVPNoymbtKsal 11;__ =×+=

Factor de capitalización de los costos de OyM en las derivaciones laterales de la red BT

[ ]apniVPNoymKbt 11;_ ==

Factor de capitalización de las pérdidas en las salidas de BT de las CT, en la red troncal y en las derivaciones laterales de la red de BT

[ ]apnsierradeDienteFuncióniVPNKpbtKpsalbt 1"___"; ===

Donde la función “Diente de sierra” (fDS) toma el valor periódico:

( )nDS bf += 1 para el período de crecimiento de la demanda en la red

donde n es cada año del período de crecimiento de la demanda en la red BT (cdBT) hasta la instalación de un nuevo CT que la descarga, y se determina como:

kccdBT 1

= (años)

Esto implica que si por ejemplo kc = 1, o sea todo el crecimiento de la demanda se cubre con la instalación de nuevas CT, cdBT = 1 año, es decir que no existe período de crecimiento de la demanda en la red BT (caso similar a la red MT) Si kc = 0,5, cdBT = 2 años es decir que la demanda crece durante 1 año, si kc = 0,25, cdBT = 4 años, etc.

A.1.7 Calidad de Servicio

a. INTRODUCCIÓN

El cálculo de la Calidad de Servicio se realiza a partir de la Topología y Configuración de la Red resultante en cada escenario simulado.

Los indicadores de Calidad de Servicio calculados son el NMAX y DMAX (Frecuencia y Duración Total de Interrupciones por Semestre y por Usuario) en el punto de la Red de MT con el peor nivel de Calidad de Servicio. Asimismo se determina el NMED y DMED los cuales representan el valor medio esperado del Alimentador de MT

Estos indicadores se determinan a partir de la topología de red seleccionada y de los parámetros de confiabilidad de los elementos de MT que tienen la mayor participación en los indicadores de calidad de servicio. Asimismo se consideran las características de maniobra y de operación para respaldarse contra otros alimentadores.

b. INFORMACIÓN REQUERIDA

La información requerida para determinar estos indicadores se corresponde con los parámetros de confiabilidad de los CT y de las líneas o los cables de MT.


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A continuación se presentan los parámetros de calidad utilizados para cada uno de los elementos utilizados:

Codigos Unidades DescripcionTf AT INT / Año Tasa de Falla de la Red de ATTr AT Hs / INT Tiempo Medio de Reparación de la Red de AT

Aporte Red BT % Aporte de la Red de BTAporte INT Prog % Aporte de las Interrupciónes ProgramadasAporte INT Terc. % Aporte de las Interrupciónes de Terceros

Tf CT Falla/100 uni.Año Tasa de Falla por CTTr CT Hs/Año Tiempo de Reparación del CT

Tf RED (1F) Falla/100 km.Año Tasa de Falla de la RED - 1Φ - ( Homopolares )Tf RED (2F y 3F) Falla/100 km.Año Tasa de Falla de la RED - 2Φ y 3Φ -

Tr RED Hs/Año Tiempo de Reparación de la REDTf INT Falla/100 uni.Año Tasa de Falla por InterruptoresTr INT Hs/Año Tiempo de Reparación por InterruptorTf SEC Falla/100 uni.Año Tasa de Falla por SeccionadoresTr SEC Hs/Año Tiempo de Reparación por Seccionadores

Ta Hs/Año Tiempo de Aislación

Con respecto a las maniobras para aislar, y detección una falla una vez que la empresa toma conocimiento de suceso, se han considerado los Tiempos de Aislación (Ta). Con respecto a los Tiempos de Aislación (Ta). El modelo permite considerar discriminación en el tiempo de para las distintas zonas típicas, para tomar en cuenta la diferente ubicación de los centros operativos, las mayores extensiones de redes y las características geográficas.

Con respecto a los Aporte de las Interrupciones de Terceros (Aporte INT Terceros) se pueden modelar valores discriminados para las distintas zonas típicas debido a las características del mercado servido. De igual forma se considero un aporte particular para las considerar el Aporte de las Redes de BT (Aporte Red BT) en las distintas Zonas considerando la distinta longitud asociada a módulos de transformación diferentes.

c. METODOLOGÍAS UTILIZADAS

La metodología considera todas fallas de larga duración en todos los elementos de la red con la probabilidad de falla y tiempo de reparación definida para cada caso. Asimismo considera dependiendo del tipo de equipamiento de protección utilizado aquellas maniobras que permitan minimizar el impacto de la interrupción en todos los clientes.

El módulo de cálculo utilizado considera los siguientes criterios:

Dependiendo del tipo de línea resultante (Aérea o Subterránea) se determina el Numero de fallas F y el Tiempo en falla esperado T igual a:

FLINEA[f] = TfLINEA * LongitudLINEA

TLINEA [f] = TfLINEA * (TrLINEA + TA )* LongitudLINEA

Donde LongitudLINEA: es la longitud de la línea analizada. TA: es de detección y aislación de la falla.

En aquellos casos en donde exista cierres sobre otros alimentadores No Automáticos, y elementos de maniobra que permitan reponer el servicio con anterioridad al tiempo de reparación no se considera el en la formula del TLINEA no se considera el TrLINEA


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Dependiendo del tipo de CT (Aéreo o Subterráneo) con equipamientos de maniobra (Seccionadores Bajo Carga) a la entrada y a la salida. Esto permite realizar maniobras de transferencia de carga en tiempos muy bajos hasta tanto se reparan los elementos dañados.

Dependiendo del tipo de CT resultante (Aéreo o Subterráneoa) ) se determina el Numero de fallas F y el Tiempo en falla esperado T igual a:

FCT[f] = TfCT * NCT

TCT[f] = TfCT * (TrCT + TA ) * NCT

Donde NCT: es el N° de CT

TA: es de detección y aislación de la falla.

En aquellos casos en donde exista cierres sobre otros alimentadores No Automáticos, y elementos de maniobra que permitan reponer el servicio con anterioridad al tiempo de reparación no se considera el en la formula del TCT no se considera el TrCT

El mismo criterio se aplica para las considerar las fallas de los equipos de maniobra y protección (Interruptores y seccionadores)

Considerando los criterios enunciados anteriormente y dependiendo de cada topología de red analizada (Anillo o Radial) se determinan los indicadores medios y máximos para el alimentador de MT seleccionado.

d. INDICADORES OBTENIDOS EN CADA TOPOLOGÍA

De los resultados de estudio se obtienen los siguientes indicadores de calidad de servicio:

Indicadores de Frecuencia Máximo - NMAX -

Indicador resultante en el punto de carga del Alimentador con el nivel de fallas más alto (mala calidad)

Indicadores de Frecuencia Medio - NMED -

Indicador medio para el alimentador de MT (calidad media)

Indicadores de Tiempo Máximo - DMAX -

Indicador resultante en el punto de carga del Alimentador con el tiempo sin suministro más alto (mala calidad)

Indicadores de Tiempo Medio - DMED -

Indicador medio para el alimentador de MT (calidad media)


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A.1.8 Descripción gráfica del desarrollo de las redes

El Modelo efectúa determina las longitudes de las redes MT y BT según los siguientes criterios:

a. LONGITUD DE LA RED BT

LONGITUD TOTAL DE LA RED GENERAL DE BT

A partir de la densidad de carga en BT, del módulo de transformación, del factor de utilización y del cos ϕ se determina el radio de cobertura de cada CT (RBT), considerando una superficie circular:

RBT

CT

Una vez fijada el área de cobertura y el RBT, se determina la longitud total de red BT considerando el cubrimiento de la longitud total de las calles, por una vereda en caso de red aérea y posibilidad de cruce de las calles con acometidas a clientes, o por las dos veredas para el caso de redes subterráneas o cuando no existe posibilidad de cruce de calles con las acometidas a los clientes.


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LONGITUD DE LA RED TRONCAL DE BT

A continuación se determina la longitud de la red troncal de BT, tomando en cuenta el número de salidas de BT de la CT y el radio de cobertura de la CT (RBT). Par determinar la longitud total se considera el factor de restricciones por manzanado KmBT debido a que la red troncal debe recorrer la cuadrícula. En el esquema se indican 3 salidas y el recorrido de los troncales, a los efectos de ilustrar.

RBTLTroncal

LONGITUD DE LAS DERIVACIONES LATERALES DE BT

La diferencia entre la red total y la red troncal la constituyen las derivaciones laterales.

LONGITUD DE LAS ACOMETIDAS A CLIENTES ESPECIALES DE BT

Finalmente se incorporan las acometidas a clientes de BT con salidas exclusivas (los que se entiende que por s demanda no pueden ser alimentados desde la red general de BT).


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Se determina la cantidad de clientes en cada área de cobertura, a partir de la cantidad total de estos clientes y de la cantidad total de CT por cada zona.

RBT / 2

Lacom Cli BT

APLICACIÓN DEL KM

En todos los casos analizados la aplicación del KmBT se efectúa si el RBT es mayor que el ancho de la manzana.

b. LONGITUD DE LA RED MT

Para el caso de la Red de MT, de la misma manera que para la Red de BT, primeramente se determina el área de cobertura de cada EETT en función del número de transformadores, del factor de utilización, del factor de potencia y de los clientes y de la densidad de carga a nivel de MT (CT, pérdidas BT y clientes MT).

RMT

EETT


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LONGITUD DE LA RED TRONCAL DE MT

La longitud de la red troncal de MT se determina de forma diferente, según se la topología analizada.

En todos los casos se determina previamente el sector del área de cobertura de la EETT que es MTendido por cada alimentador, en base al número total de alimentadores disponibles para la red general de MT (es decir excluyendo los alimentadores exclusivos de clientes MT).

Sector atendido por el Alimentador 1

Alimentador 1

Alimentador 2

Alimentador 3

A continuación se define la longitud del troncal según la topología. TOPOLOGÍA EN ANILLO

En este caso, al no existir derivaciones, la longitud troncal del alimentador se define en función de la cantidad de Puntos de Carga (CT y clientes MT) a abastecer, y del radio equivalente de cobertura de esos puntos de carga, considerando que el alimentador debe recorrer todos los centros de carga en forma correlativa, y tomando en cuenta el factor de restricciones por manzanado, KmMT.

El radio equivalente (RBTeq) se define para tener en cuenta los clientes MT, además de las CT, y representa la distancia media entre Puntos de Carga de la red MT (CT y clientes MT). Es un valor menor al RBT, o a lo sumo igual en el caso que no existan clientes MT en la zona estudiada.

En el esquema se presentan los conceptos indicados, considerando tres alimentadores por EETT:


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RBTeqLtroncal MT

TOPOLOGÍA CON DERIVACIONES

En este caso se determina la longitud del troncal en base al radio de cobertura de la SET, y al factor de restricciones por manzanado, KmAT, según se indica en el esquema, para tres alimentadores por SET:

RMT

Ltroncal MT

LONGITUD DE LOS CIERRES

La longitud de los cierres de respaldo con otros alimentadores se determina de la misma manera para ambas topologías. Para ello se considera el número de cierres por


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alimentador establecido como parámetro, y se considera el primer cierre en el extremo del alimentador, en el caso de dos cierres el segundo cierre se supone en la mitad del alimentador, y así sucesivamente. En el esquema se presenta el ejemplo para una SET con tres alimentadores:

LCierres MT

1 Cierre

2 Cierres

Obviamente si no se definen cierres para el alimentador, caso radial, no se calcula ninguna longitud.

También en este caso se considera el factor KmAT, para tomar en cuenta el manzanado.

LONGITUD DE LAS DERIVACIONES

Por último, para el caso de la topología con derivaciones, el número y la longitud de las mismas se determina teniendo en cuenta el radio equivalente (RBTeq) de los puntos de carga, y el radio de cobertura de la EETT, según se muestra en el esquema:


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N° derivaciones

RBTeq

Lderivaciones MT

En este caso también se considera el factor de manzanado KmMT.


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A.2 COEFICIENTES DE PÉRDIDAS

El modelo de optimización de redes desarrolla los cálculos eléctricos a partir de la corriente equivalente en las distintas etapas de la red (salidas, alimentadores, derivaciones, etc.) correspondientes a la red optimizada, las longitudes correspondientes para cada caso y las características de los conductores seleccionados. Además se adoptan corrientes equilibradas en las líneas y cables trifásicos, y sin ningún tipo de distorsión armónica.

Para la optimización de los conductores y los tipos de red, estos criterios no son determinantes ya que se aplican por igual a todas las alternativas a evaluar, por lo que no introducen distorsión alguna.

Sin embargo para la determinación de las pérdidas técnicas absolutas correspondientes a la alternativa de red optimizada, deben considerarse una serie de factores de ajuste que consideran las situaciones reales de operación, eléctricas y geométricas de las redes, que las apartan del modelo ideal.

Estos factores están asociados a las siguientes características:

• Distribución no uniforme de la carga a lo largo de las redes MT y BT

• Desequilibrio de carga entre fases (red MT, SED MT/BT y red BT)

• Distorsión armónica de la corriente en la red MT, las SED MT/BT y la red BT

A continuación se describen los factores de ajuste de pérdidas relacionados con cada una de las situaciones planteadas.

A.2.1 Factor de corrección por desequilibrio en las cargas de los transformadores y de las redes BT asociadas

El modelo de cálculo considera que tanto la demanda en BT como la correspondiente a la red MT está homogéneamente distribuida a los largo de la superficie de servicio, y por lo tanto a lo largo de las redes de BT y MT.

Sin embargo la distribución física de las cargas en el mercado real nunca es totalmente homogénea, ya que depende de las características individuales de cada cliente (demanda máxima y perfil de consumo) por lo que debe efectuarse el ajuste correspondiente para el cálculo de las pérdidas asociadas. En el esquema se grafica la situación planteada.


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Considerando cargas en general diferentes en los distintos puntos (Ii), la siguiente expresión, similar a la determinada para las salidas, permite determinar el Factor de Incremento de Pérdidas por distribución no homogénea de la demanda (FIPNO_HOMOG).

PTS_CARGA2

1

1

2

NO_HOMOG nFIP_

_

×

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛=

∑

∑

=

=

CARGAPTS

CARGAPTS

n

ii

n

ii

I

I

(2)

Donde nPTS_CARGA es el número de puntos de carga distribuidos sobre la red BT o MT, e Ii es el valor de corriente para cada uno de esos puntos de carga.

Considerando distintos valores para las Ii, puede establecerse un factor de no homogeneidad de cargas que se determina como el desequilibrio máximo entre valores extremos ( +/- des%).

Este valor se determina como:

( ) 1002

% _ ×⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡×

−=

media

mínmáxCARGAPTS I

IIdes

Siendo:

Imáx : la carga máxima en los puntos de carga

Imín : la carga mínima en los puntos de carga

Imedia : la carga promedio en los puntos de carga

Aplicando la fórmula (2) a distintos estados de desequilibrio de cargas y distinto número de puntos de carga (con valores entre 20 y 50), se obtiene la siguiente expresión empírica general para el FIPNO_HOMOG , en función del grado de desequilibrio de cargas entre los distintos puntos de carga de las redes (des%PTS_CARGA).

( ) ( ) 0061,1%1014,0%3438,1 _2

__ +×−×= CARGAPTSCARGAPTSHOMOGNO desdesFIP

De la misma manera pueden establecerse los desequilibrios de carga entre los distintos transformadores MT/BT, los que afectan tanto las pérdidas del propio transformador como las de la red de BT asociada, según el siguiente esquema.


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El cálculo del desequilibrio de carga entre transformadores se determina según la siguiente expresión:

( ) 1002

% ×⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡×

−=

media

mínmáxTRAFOS I

IIdes

Siendo:

Imáx : la carga máxima en los transformadores MT/BT

Imín : la carga mínima en los transformadores MT/BT

Imedia : la carga promedio en los transformadores MT/BT

Aplicando la fórmula (2) a distintos estados de desequilibrio de carga entre transformadores y distinto número de transformadores (con valores entre 20 y 50), se obtiene la siguiente expresión empírica general para el FIPDES_TRAFOS, y para el FIPDES_redBT , en función del grado de desequilibrio de cargas entre los distintos transformadores (des%TRAFOS).

( ) ( ) 0061,1%1014,0%3438,1 2__ +×−×== TRAFOSTRAFOSTRAFOSDESredBTDES desdesFIPFIP

En este caso como la optimización contempló una distribución de cargas a lo largo de los alimentadores acorde con los usuarios vinculados a cada transformador, solo corresponde aplicar el coeficiente para contemplar el desequilibrio de carga entre los diversos transformadores.

A.2.2 Factor de corrección por desequilibrio de corrientes por fase

Otra de las hipótesis asumidas en la optimización es que la carga se encuentra perfectamente balanceada siendo iguales las corrientes de línea.

En la realidad la presencia de clientes con alimentación monofásica y el propio desequilibrio de la carga en los clientes con alimentación trifásica producen que el balance de las cargas en la red no sea del todo perfecto. Ante éste situación, las pérdidas en un sistema desbalanceado se incrementan respecto de uno balanceado al ser dependientes del cuadro de la corriente de línea, siendo.

)(3 2222tsrl IIIRIR ++×≠××


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Donde

Ir, Is, It, las corrientes en cada fase.

Il es la corriente en cada fase en un sistema equilibrado.

El factor de Incremento de Pérdidas por desequilibrio de corrientes por fases corrige esta situación y es determinado de acuerdo a la siguiente expresión:

2

222

_ 3)(

l

tsrFASESDES I

IIIFIP×

++= (3)

Se puede determinar un desequilibrio de corriente entre fases (des%FASES) según la siguiente expresión:

( ) 1002

% ××

−=

media

mínmáxFASES I

IIdes

Siendo:

Imáx : la corriente máxima en una de las fases

Imín : la corriente mínima en una de las fases

Imedia : la corriente promedio en las tres fases

Aplicando la fórmula (3) a distintos estados de desequilibrio de corriente entre fases se obtiene la siguiente expresión empírica general para el FIPDES_FASE, en función del grado de desequilibrio de cargas entre los distintos puntos de carga de las redes (des%FASES).

( ) ( ) 00313,1%0488,0%0469,1 2_ +×−×= FASESFASESFASESDES desdesFIP

A.2.3 Factor de corrección por efecto de las corrientes armónicas

La presencia de corrientes armónicas en la red tiene como efecto incrementar el valor eficaz de la corriente respecto de aquella a frecuencia industrial.

De este manera el Factor de Incremento de Pérdidas por corrientes armónicas considera el incremento de pérdidas producido por la presencia de armónicas, efecto no considerado en la optimización dado que la carga se contempla exclusivamente a la frecuencia de 50 Hz, y se calcula según la expresión:

250

2

Hz

ARMONICASARMONICAS I

IFIP =

Donde

I50Hz, es la corriente eficaz a la frecuencia industrial.


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IARMONICAS, es la corriente eficaz resultante de la presencia de armónicas en las redes

Si se define como componente de armónicas en la red analizada a la relación de corrientes eficaces:

1001%50

×⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−=

Hz

ARMONICAS

IIARM

Se puede expresar el Factor de Incremento de Pérdidas por corrientes armónicas (FIPARMONICAS) en función del componente de armónicas (%ARM).

( )2%1 ARMFIPARMONICAS +=

A.2.4 Factores de ajuste de pérdidas a considerar en cada etapa de la red

Se indican a continuación los factores aplicadas a cada una de las distintas etapas de la red.

a. RED DE MEDIA TENSIÓN

FIPDES_FASES_MT : factor de ajuste por desequilibrio en las corrientes de cada fase de la red MT

FIPARMONICAS_MT : factor de ajuste por presencia de componentes armónicas en la red MT

b. SED MT/BT

FIPDES_SED : factor de ajuste por desequilibrio en la carga de cada SED MT/BT

FIPDES_FASES_SED : factor de ajuste por desequilibrio en las corrientes de cada fase del transformador del SED MT/BT

FIPARMONICAS_SED : factor de ajuste por presencia de componentes armónicas en el transformador del SED MT/BT

c. RED DE BAJA TENSIÓN

FIPDES_FASES_BT : factor de ajuste por desequilibrio en las corrientes de cada fase de la red BT

FIPARMONICAS_BT : factor de ajuste por presencia de componentes armónicas en la red BT

d. ACOMETIDAS TRIFÁSICAS

FIPNO_HOMOG_CLT : factor de ajuste por distribución no homogénea de la carga en los distintos clientes trifásicos


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FIPDES_FASES_CLT : factor de ajuste por desequilibrio en las corrientes de cada fase de los clientes trifásicos

FIPARMONICAS_CLT : factor de ajuste por presencia de componentes armónicas en los clientes trifásicos

e. ACOMETIDAS MONOFÁSICAS

FIPNO_HOMOG_CLM : factor de ajuste por distribución no homogénea de la carga en los distintos clientes monofásicos

FIPARMONICAS_CLM :factor de ajuste por presencia de componentes armónicas en los clientes monofásicos.

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ANEXO B: DESCRIPCIÓN DEL MODELO DE COSTOS DE EXPLOTACIÓN

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ANEXO B: DESCRIPCIÓN DEL MODELO DE COSTOS DE EXPLOTACIÓN

En el presente Anexo se efectúa una descripción de los principios técnicos utilizados para la definición de la empresa modelo, como así también la metodología empleada.

B.1 PRINCIPIOS TEÓRICOS APLICADOS

Empresa Modelo es una empresa teórica diseñada para prestar servicio de distribución eléctrica en el área de concesión de la Empresa de Referencia y que puede desarrollar las funciones de la Distribuidora operando a costos eficientes compatibles con las restricciones de calidad del servicio.

La estructura orgánica de la Empresa Modelo debe acompañar este concepto y para ello es necesario concebirla desde cero, es decir teniendo como referencia solamente el territorio, la clientela, y las instalaciones, y desde el punto de vista de la organización satisface las siguientes premisas:

• Cumple con el marco legal, reglamentario y normativo vigente, en especial los estándares de calidad de servicio.

• Tiene los mismos clientes y consumos, restricciones geográficas y demográficas que la empresa de referencia.

• Está concebida como una organización eficientemente dimensionada apoyada en una moderna tecnología que optimiza los costos de explotación.

Dentro de estas premisas la estructura orgánica de una concesionaria de distribución eléctrica tiene pocas variantes ya que por definición se trata de un monopolio natural, y como tal está definido y regulado por la autoridad de aplicación, y en consecuencia sus límites de acción están acotados, y las funciones básicas a desarrollar definidas y controladas.

No obstante dentro de los límites impuestos, las organizaciones pueden desarrollarse con distintos grados de eficiencia y este trabajo plantea definir una estructura que teniendo en cuenta la geografía, densidad de demanda y restricciones de calidad de servicio presente un funcionamiento optimizado.

B.1.1 Criterios generales de diseño de la organización

El trabajo de diseñar una organización comienza por resolver y conciliar dos aspectos esenciales como son: la división del trabajo entre varias tareas y la coordinación de esas tareas con el objeto de consumar la actividad. Estos son los aspectos que se desarrollan en este apartado como explicación a las relaciones funcionales que se utilizan para conformar el organigrama de la Empresa Modelo.

a. DIVISIÓN DEL TRABAJO

Dividir el trabajo de una empresa es encontrar las unidades funcionales mínimas que la componen, entendiéndose por tales el conjunto de tareas que constituyen una función básica en la obtención del producto o servicio objeto de dicha empresa. Una vez aisladas estas unidades pueden agruparse de diferentes formas, según sea el trabajo que debe realizase, el sistema técnico disponible para realizarlo, y los recursos humanos involucrados; este proceso de agrupamiento establece relaciones y dependencias que constituyen el sistema de autoridad formal y determina la estructura jerárquica de la organización.

B: Descripción del Modelo de Costos de Explotación

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De aquí que el “Organigrama” pueda definirse como la representación gráfica del proceso de agrupamiento de las unidades funcionales.

Para este caso particular en el que el objetivo es estructurar las actividades de explotación de una concesionaria de Distribución Eléctrica en las unidades funcionales que la componen, se debe tener en cuenta que una distribuidora de electricidad es un monopolio natural, como tal está definido y regulado por la autoridad de aplicación, y en consecuencia sus límites de acción están bastante acotados, y las funciones básicas a desarrollar limitadas.

Asimismo, si bien es cierto que la actividad se sigue desagregando en funciones hasta llegar a la actividad específica de un empleado, para los fines del presente trabajo es suficiente detalle si se efectúa el análisis hasta nivel de supervisión, por lo que la desagregación presentada responde a las actividades desarrolladas a nivel supervisión.

b. COORDINACIÓN

Tal como se mencionó precedentemente una estructura organizativa es consecuencia del agrupamiento de las funciones básicas, pero la forma que adopte este agrupamiento dependerá del método elegido para coordinar a las mismas.

Para que varios individuos aúnen sus esfuerzos con un objetivo común es preciso conseguir la coordinación de los mismos. Esto puede hacerse de un sin número de maneras dependiendo de las circunstancias, restricciones y objetivo de la tarea. No obstante en la literatura especializada se señalan al menos tres formas básicas de coordinación:

• ajuste mutuo

• supervisión directa

• especificación de la tarea ó producto

Ajuste Mutuo

En el ajuste mutuo la coordinación es fruto de la comunicación informal entre los que hacen el trabajo, quedando el control del trabajo a cargo de quienes lo realizan. Esta forma de coordinación es típica de las organizaciones muy pequeñas donde dos o tres personas pueden adaptarse unos a otros y complementar sus habilidades por una vía simple y directa como es la de la interacción personal.

Curiosamente el ajuste mutuo también aparece en las grandes organizaciones donde la coordinación entre los miembros de la cúpula se produce por contactos informales, acción interdisciplinaria, reuniones de comités, etc.

Una variante del ajuste mutuo, es cuando se designa a un profesional para que desarrolle una tarea propia de su especialidad y que es ajena al núcleo técnico de la organización; como puede ser médico a cargo del consultorio de una empresa manufacturera (no se podría decir lo mismo si se tratase de un hospital), él es el que decide que hacer y que no, en tanto que el resto acepta sus decisiones como consecuencia de sus conocimientos y se adapta a ellas.

Supervisión Directa

La supervisión directa es la forma típica de coordinación en cualquier organización de tipo jerárquico, siendo el ejército el arquetipo de este tipo de coordinación. En


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este caso una persona toma la responsabilidad completa por el trabajo de otros, y para ello emite instrucciones y supervisa acciones que los restantes miembros de su grupo están obligados a cumplir.

Obviamente este tipo de coordinación tiene sus matices dependiendo del nivel de la organización de que se trate, esto es el término supervisión directa no tiene las mismas connotaciones cuando se trata de la relación de un Gerente General con los subgerentes de área, o cuando se trata de un supervisor de línea con los operarios; en este último caso necesariamente las instrucciones serán más detalladas, y la libertad de acción de los subordinados muchísimo menor, que en el primero.

Especificación de Tarea

La especificación de la tarea, es poner por escrito lo que debe hacer cada uno, de este modo la responsabilidad de la coordinación de la tarea se traslada en gran parte del lugar de trabajo al escritorio del analista encargado de confeccionar la norma.

El estudio de métodos de trabajo, las normas administrativas, los procedimientos internos, etc., son distintas formas de especificar la tarea, cuando el grado de especificación es muy alto disminuyen las necesidades de supervisión pero contrariamente aumentan los requerimientos de control.

La especificación puede realizarse al nivel de operario, métodos de trabajo, o de jefatura, normas y procedimientos; los sistemas informáticos han traído una evolución en este sentido, pues por lo general involucran tanto a uno como otro nivel e imponen un marco sólido en el que debe desarrollarse el trabajo, disminuyendo las necesidades de control y aumentando la productividad.

La especificación puede tener el aspecto de un documento escrito, de un encadenamiento de pantallas de un programa, y también puede adquirir la forma de un plan de capacitación donde a través de una enseñanza específica y direccionada se consigue de parte del personal un comportamiento congruente con los objetivos de un sector determinado.

Una variante particular de la especificación de la tarea es la especificación del producto, en este caso el cómo se reemplaza por el que, la gerencia se desentiende de la forma de obtener el producto y se concentra en el que, cuando y donde. Cuando se terceriza un servicio propio reemplazándolo por un contratista lo que se hace en realidad es reemplazar la coordinación por supervisión directa por la de especificación del producto.

Otro ejemplo se da en los procesos de calidad total donde al operario se le especifica el producto que debe entregar y se lo hace responsable por su obtención. Finalmente, cabe recordar que la especificación del producto es la forma más común en que los accionistas se relacionan con quienes están al frente de su empresa.

Resumiendo, la alta gerencia de una empresa tiene su tarea establecida por lo que sus propietarios pretenden de ella; el primero y segundo nivel de subgerencia se mueven por ajuste mutuo y por especificación de su tarea; y finalmente en la base operativa la coordinación del trabajo se logra por supervisión directa.


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El ajuste mutuo para el primer nivel de conducción se logra con la selección de profesionales que conozcan profundamente el oficio que tendrán que desempeñar. Por lo que, una vez planteada una propuesta de agrupamiento básico de las unidades funcionales, hay que ajustarla en función de los recursos humanos disponibles a efectos del cumplimiento de la premisa anterior.

Especificación del Producto

Ajuste Mutuo y Especificación

de la Tarea

Supervisión Directa

Esta tarea no forma parte del objetivo buscado, por lo que no fue contemplado en la concepción de la Empresa Modelo, trabajándose con abstracción del personal disponible para el desarrollo de las actividades previstas.

La especificación de la tarea es el paso siguiente es más laborioso, después de delinear la estructura hay que decir en detalle a cada uno de los encargados de realizar tareas de coordinación cual será el ámbito de su función.

Normalmente esto se logra mediante un documento en el que se delimitan las funciones del puesto de trabajo, el mismo puede tener carácter descriptivo o enunciativo; en el primer caso se busca una redacción minuciosa que cubra todos los aspectos de la gestión tan profundamente como se pueda, y en el segundo se procura hacer un enunciado de lo que se pretende con el propósito de establecer una división de tareas, un enunciado de responsabilidades y unos límites de autoridad, dejando margen suficiente para que por ajuste mutuo se cubran las eventualidades del negocio.

El estilo descriptivo tiene la virtud de establecer claramente lo que se debe y lo que no se debe hacer y si la redacción es buena, y si no se omite nada, hasta un autómata podría desempeñar la función, pero tiene como inconveniente que para que sea efectivo requiere de un gran volumen de redacción, por los detalles que deben consignarse, y de un constante trabajo de mantenimiento pues la fluidez de los acontecimientos permanentemente hace que lo importante de hoy sea irrelevante mañana y por consiguiente se deban introducir correcciones.

El estilo enunciativo asume para cada nivel de gestión un principio de coordinación por ajuste mutuo, en el que el enunciado de la función tiene como objeto establecer una definición de roles a los que cada uno deberá ceñirse llenando los espacios vacíos siempre en la búsqueda del mejor interés de la empresa, asimismo tiene una mayor perennidad ya que los lineamientos generales cambian más lentamente en el tiempo y precisa de una redacción que solo establezca lineamientos. Este estilo presupone de un mayor grado de libertad para el ejercicio de la función que el anterior y por consiguiente de mejores recursos humanos.

Atento a lo mencionado precedentemente, y el objetivo del presente estudio, la definición de la Empresa Modelo se basa en una estructura orgánica instrumentada a partir de las unidades funcionales mediante enunciados de funciones.


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c. AGRUPAMIENTO

La estructura orgánica es la consecuencia del agrupamiento de las unidades funcionales, de modo que a cada conjunto se le pueda asignar un mando común y una serie de elementos compartidos. Tal como se mencionó precedentemente esto da originen al organigrama de la empresa.

Las unidades funcionales que se detectan representan un nivel intermedio y por consiguiente pueden sufrir subdivisiones en el proceso de llegar al puesto de trabajo y reagrupamientos para llegar a la unificación en la Subgerencia Comercial.

Al agrupar unidades funcionales se establece una forma para coordinar el trabajo de la organización, un medio de supervisión común entre posiciones y unidades. Se nombra un único responsable y se crea un sistema de autoridad formal, y se les otorga una serie de recursos comunes para compartir, como presupuesto, instalaciones, equipos, etc. Las unidades que se agrupan en un mismo mando tienden a tener una fuerte coordinación entre sí con un alto grado de ajuste mutuo; pero contrariamente se hace más débil, e incluso tiende a causar problemas, cuando se trata de diferentes mandos. Por esto es muy importante que el agrupamiento favorezca el flujo de trabajo y no lo entorpezca.

Una cadena de valor agregado, es un conjunto de tareas que se realizan en secuencia sobre un mismo producto y donde cada una de ellas lo transforma agregándole valor.

Si se seleccionan cadenas de valor agregado para hacer los agrupamientos se mejora el flujo de producción por la existencia de una coordinación fuerte a lo largo del proceso, y el problema de una coordinación más débil con otras unidades, normalmente, no hace a la esencia del producto y no debería afectarlo. Por otra parte cuando la organización se estructura en torno a las cadenas de valor agregado las necesidades de controles disminuyen, ya que se concentran en el producto terminado; contrariamente si en el diseño se rompen las cadenas los controles se multiplican pues aparece la necesidad de introducirlos en cada discontinuidad.

Considerando que la concesión cubre un vasto territorio y que las actividades descriptas se ejecutan a lo largo y ancho del mismo, se puede proponer un agrupamiento para desarrollarlas bien en forma centralizada o descentralizada. Sin entrar en un análisis detallado del tema, debido a que no forma parte del objeto del presente estudio, todas las actividades bajo consideración se deberían centralizar, excepción hecha de aquellas en que por comodidad del cliente o exigencia de la autoridad de aplicación sea necesario mantenerlas distribuidas. Este es el criterio seguido para realizar los agrupamientos que llevaron a la estructura propuesta.

B.2 METODOLOGÍA DE CÁLCULO APLICADA

La metodología de cálculo de los Costos de Explotación de una empresa de distribución eléctrica requiere una ordenada consideración de los elementos que los componen según la naturaleza de los mismos, pues establecer su correcta incidencia en las categorías de gastos comerciales o de distribución tiene una importancia capital en la determinación de los correspondientes Valores Agregados de Distribución.

En el esquema adjunto se ha representado la secuencia general en que se desarrolla el cálculo de los Costos de Explotación.


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Dotación de Personal

Gastos Generales SET Centro de Control O&M Red de MT TCT SED O&M Red de BT Alumbrado Público Planificación e Ingeniería Calidad de Serv. y Producto

COSTO de PERSONAL Distribución (mayorado por personal Staff)

Materiales

Terceros

Materiales

Terceros

Materiales

Terceros

Gastos Generales Unidades de Apoyo Consejo de Administración Aporte a Organismos de Regulación

Gastos Generales Conexiones Lectura Facturación Reparto Cobranza Gestión de Mora Recuperación de Energía Grandes Clientes Compras de Energía

COSTO de PERSONAL Comercial

(mayorado por personal Staff)

COSTO TOTAL Explotación

Técnica

COSTO TOTAL de

Actividades de Apoyo

COSTO TOTAL Explotación Comercial

En primer lugar se establece la dotación de personal sobre la base de una estructura organizacional diseñada eficientemente, en función de estándares de eficiencia internacionalmente aceptados para empresas que operan en la Región. Dicha estructura contempla los principios de unidad de mando y ausencia de funciones superpuestas y los diversos elementos tendientes a dotarla de un alto rendimiento de la mano de obra involucrada en las distintas funciones a cargo de la empresa.

La dotación así determinada se valoriza de acuerdo a remuneraciones de mercado, según un promedio aplicable a cada uno de los estamentos de mando que la componen, descomponiéndola en los costos de personal aplicables a actividades comerciales, técnicas y de apoyo. Posteriormente cada una de ellas se abre en las acciones que la integran para establecer, en unidades físicas, el volumen de las mismas, estos volúmenes se valorizan a los correspondientes precios de mercado discriminados en servicios contratados y materiales.


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La secuencia descrita lleva a determinar los Costos de Explotación comercial y técnica a los que se le agregan aquéllos correspondientes a las actividades de apoyo. Estos últimos han sido asignados a los anteriores según el peso relativo de cada uno de ellos.

Por esta razón los valores determinados representan costos eficientes dado que se hace abstracción de la organización existente para reemplazarla por la correspondiente a una empresa de distribución modelo para cada una de las áreas en que presta el servicio las Distribuidoras.

Al diseñar la empresa con un criterio de eficiencia se han tenido en cuenta las siguientes consideraciones:

1. Cumplimiento de los estándares de calidad de servicio exigidos en la normativa

2. Instalaciones adaptadas a la demanda

3. Política de gestión prudente y eficiente.

4. Operación en el Mercado correspondiente al SDT1

Se han considerado:

• Las restricciones geográficas y demográficas de la zona.

• El marco legal, reglamentario y normativo vigente, especialmente en lo relativo al cumplimiento de los estándares de calidad de servicio exigidos en la reglamentación.

• Los mismos clientes y consumos de la empresa de referencia, sean éstos regulados, libres propios o de terceros que hacen uso de las instalaciones de distribución de la empresa de referencia a través de la imposición de servidumbres de paso en dichas instalaciones.

Asimismo, se asumió que la estructura resultante disponía de las siguientes características:

• Una tecnología moderna, sujetándose a una optimización de la relación costo beneficio de las instalaciones en su política de inversión, mantenimiento, y reemplazo de las mismas.

• Una organización dimensionada para la prestación de servicios a los clientes, cuyo suministro se efectúa a través de las instalaciones de distribución, según estándares internacionalmente aceptados.

• Costos óptimos acordes con una gestión prudente y eficiente del servicio y de la infraestructura determinada bajo el criterio de mínimo costo total presente.

Al dotar de un perfil de eficiencia para la Empresa Modelo se procura que los costos a transferir a tarifas sean los mínimos compatibles con el nivel de calidad exigido y representen un trato justo con los usuarios que deben hacerse cargo de pagar dichas tarifas.

B.2.1 Estructura Comercial

Para el área comercial se elaboró una organización basada en las principales cadenas de valor agregado, que favorece una coordinación fuerte a lo largo de cada proceso detectado. Se llama cadena a la secuencia de acciones que transforman un producto o


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servicio de entrada en otro de mayor valor, en este caso las cadenas detectadas se muestran en el siguiente cuadro:

Cadenas de Valor Agregado

Nombre Secuencia de Acciones Producto Principio Fin Entra Sale

Facturación Lectura Cobranza KWh Dinero Morosos Saldos Cancelación Deudas Dinero

Disciplina Inspección Facturación Revisiones Energía Recuperada

NN.SS. Solicitud Conexión Prospecto Cliente Reclamos Solicitud Repuesta Queja Satisfacción

Como en todo proceso el producto que entra no solo sufre una transformación porque se le incorporan nuevas características sino que también sufre pérdidas, en el caso de la facturación se trata de lecturas fallidas y clientes que no pagan; para la cobranza son cuentas enviadas a pérdidas por incobrables; para la disciplina son inspecciones mal seleccionadas que no cubren el porcentaje esperado de anomalías facturadas; para los Nuevos Suministros son conexiones fuera del límite de tiempo establecido; y finalmente para los reclamos se trata de clientes insatisfechos con el trato o respuesta recibida.

Considerando que las actividades descriptas se ejecutan en todo el territorio de concesión, se puede proponer un agrupamiento para desarrollarlas bien en forma centralizada o descentralizada.

Dentro de las actividades comerciales centralizadas pueden incluirse las funciones de compras de energía y el cálculo de tarifas que por no ser cadenas de valor agregado no se analizaron con las otras actividades. Sin embargo se ha considerado más eficiente integrar estas funciones con la de análisis regulatorio, por ser actividades muy afines, y fijar su dependencia de la Gerencia General como un área de apoyo a toda la empresa.

Las actividades descentralizadas se pueden unificar bajo un solo mando en cada locación geográfica, para posteriormente reagruparlas en oficinas.

Como las cadenas de Facturación y de Morosos tienen una continuidad, ya que el producto de entrada en la última es un subproducto de la primera, se las agrupó en una Subgerencia. Grandes Clientes y Marketing también fueron reagrupadas en una Subgerencia por tratarse de tareas, si bien relacionadas, que pueden desarrollarse en forma aislada.

El volumen y la importancia de Disciplina de mercado justificaron mantener como agrupamiento el de la unidad funcional.

En el Informe se incluyen los organigramas de detalle confeccionados siguiendo los lineamientos teóricos expuestos anteriormente. Hay que destacar que las cantidades de personal consignadas en dichos organigramas, son consecuencia de un cálculo realizado en función a indicadores de productividad aplicables al contexto en el que se desenvuelve la Empresa Real.

Los indicadores se elaboraron mediante el análisis estadístico de un conjunto de empresas de Latinoamérica, y los mismos permiten su aplicación discriminando características tales como cantidad y densidad de clientes, volumen de actividades realizadas, participación de servicios contratados a terceros, etc.


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B.2.2 Estructura Técnica (operación y manutención)

Para las actividades de operación y manutención de las instalaciones, se identificaron las principales cadenas de valor agregado para construir una coordinación fuerte entorno a las mismas. Los procesos que surgieron de este trabajo se incluyeron en el cuadro que se muestra a continuación.

Cadenas de Valor Agregado Técnico

Nombre I. Secuencia de Acciones II. Producto Principio Fin Entrada Salida

Planificación y calidad Planificación Puesta en M. Estudio

Demanda Calidad de

Producto y ServicoOperación de la

Red Planificación Operación de los Elementos

Ingreso de Energía

Satisfacción de Demanda

Mantenimiento Preventivo Inspección Adecuación Historial de

Equipos Calidad de Servicio

Reclamos Emergencia Reparación Falta de Suministro

Reposición del Suministro

Si bien toda actividad comienza con la planificación de la misma, en el caso de Obras se la explicita pues se trata de una actividad en si misma, esto es se trata de un paso dentro de la cadena de valor que abarca los cálculos y estudios relacionados con la determinación de la forma y extensión en que se expandirá la red. La cadena se completa con el proyecto, contratación, ejecución de la obra, y termina con la puesta en marcha de la misma.

El Mantenimiento Preventivo es un proceso que comienza con la planificación de las inspecciones, planificación de las reparaciones, y reparaciones propiamente dichas. En cambio el Mantenimiento Correctivo o Guardia de Reclamos surge de una interrupción del servicio como consecuencia de una emergencia que debe ser solucionada en un tiempo compatible con las restricciones de calidad de servicio. Estos dos procesos son de naturaleza diferente y aunque la fuerza laboral pueda ocasionalmente desempeñarse en uno u otro lado los mandos deben ser distintos ya que su planificación y organización no responde a las mismas pautas.

Cada uno de los procesos identificados involucran una serie de actividades, las que se describen a continuación.

a. PLANIFICACIÓN Y CALIDAD DE REDES

Este proceso tiene como misión fundamental el desarrollo de la red de distribución y el control de la calidad del sistema de distribución.

Este sector basa la planificación en el seguimiento de la calidad del producto técnico y continuidad del servicio eléctrico. Siguen los reclamos de los clientes y sobre los mismos hacen un análisis de causalidad para elaborar una propuesta a la Planificación corporativa cuando se trata de redes de MT o elaborar un proyecto cuando se trata de BT.

Asimismo, siguiendo la orientación de los organismos de calidad corporativos, hacen mediciones de producto en aquellos lugares en que por el tipo de reclamo o la información disponible justifiquen esta acción, el resultado de dichas mediciones también se utiliza para completar los estudios de red. También hacen un seguimiento de los


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tiempos de respuesta a pedidos de asistencia técnica, para lo cual controlan los registros de la guardia de reclamos y los tiempos de interrupciones de suministro registrados el operador de turno.

Con respecto a la vinculación Cliente-Red, indispensable para el seguimiento de la calidad a nivel de cliente individual, este sector debe incorporar las altas, bajas y modificaciones que se produzcan tanto en las instalaciones de distribución consignadas en la base GIS como en datos comerciales de clientes vinculados a la red.

La información disponible la complementarán con los planos de detalle, con identificación y localización georeferenciada, de las instalaciones que se vayan incorporando, junto con los datos que hacen a la correcta incorporación y seguimiento del bien en la base VNR.

b. OPERACIÓN DE LA RED

La operación de la red de distribución consiste en ejecutar las maniobras requeridas para mantener la adecuada continuidad del suministro, tanto en operación normal como en casos de emergencia por falla o sobrecarga de elementos de la red. El objetivo es minimizar las interrupciones de servicios a los clientes y mantener, dentro de lo posible, el nivel de tensón dentro de los límites establecidos por las normas.

Otra actividad de este proceso es la programación y ejecución de la puesta a disposición de elementos de red solicitada para tareas de mantenimiento preventivo.

c. MANTENIMIENTO PREVENTIVO DE LAS INSTALACIONES

El proceso de mantenimiento preventivo consiste en elaborar las acciones que deben emprenderse para la correcta conservación de instalaciones y equipos. Mantiene un registro histórico de cada elemento que le permite programar con qué frecuencia y de qué manera se lo debe inspeccionar.

Con la información recogida durante las actividades de inspección de equipos se evalúa el estado de la unidad y se procede a programar los trabajos de mantenimiento preventivo o reparación que sean necesarios.

Un aspecto importante de esta función es elaborar la metodología y herramental de inspección y mantenimiento, y en el primer caso prepararlas en forma previa a la salida en del inspector. Luego se ejecuta el programa de acciones de mantenimiento preventivo elaborado según la metodología expuesta.

La dotación de este sector, con el apoyo de contratistas, ejecuta el programa de acciones de mantenimiento preventivo elaborado según se indicó en el párrafo anterior

En situaciones de emergencia este personal se coloca a las órdenes de la Guardia de Reclamos para realizar tareas de mantenimiento correctivo, al coordinar estas funciones se aumenta de una manera importante la capacidad de respuesta frente a contingencias graves.

La tarea de mantenimiento se facilita en gran medida por los equipos de Trabajos con Tensión, ya que estas cuadrillas realizan su trabajo sin requerir la disponibilidad de las instalaciones por lo que además de implicar una reducción de las interrupciones de servicio significa un considerable ahorro en tiempos muertos.


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d. ATENCIÓN DE RECLAMOS

La atención a los clientes sin suministro de energía, que también se conoce como Asistencia Técnica, tiene a su cargo la atención de los clientes sin suministro de energía. Esta tarea le corresponde a la Guardia de Reclamos.

Esta unidad recepciona las solicitudes, quejas y reclamos telefónicos interpuestos por los clientes durante cada turno de trabajo. Los reclamos se reciben centralizadamente en el Servicio de Atención Telefónica y lo retransmite al operador despachante de cada zona, quien ordena los reclamos y los asigna en función de la gravedad y mejor aprovechamiento de los móviles disponibles, cada equipo está comunicado con la base en forma permanente y reporta el inicio y finalización de las tareas encomendadas.

Los reclamos se reciben centralizadamente y se asignan a los móviles según su localización y carga de trabajo. Se prevé que el supervisor de turno verifique los reclamos cerrados consultando a los clientes si efectivamente fue atendido y problema solucionado.

B.2.3 Estructura de Apoyo

La explotación comercial y la operación y manutención de las instalaciones necesitan, para desenvolverse en su diario quehacer, del apoyo de las funciones de administración que permiten que la empresa cumpla con los requerimientos financieros y de resguardo para operar con continuidad en el marco jurídico impuesto por la normativa legal del país.

Estos procesos que posibilitan las actividades principales interactuando con ellas, pero sin formar parte de las mismas, componen la Estructura de Apoyo.

Las Áreas que integran esta estructura son de especialidades clásicas que hacen a la existencia jurídica de la Empresa, le permiten desenvolverse en el medio sociocultural, relacionarse con las autoridades gubernamentales que hacen al quehacer de los negocios a los que se dedica, y finalmente, y más importante, le dan viabilidad económica y financiera.

En este caso no se realizó un análisis de procesos, pues los mismos son muy conocidos y no justifican una investigación detallada de su funcionamiento. No obstante se los identificó a efectos de que la organización propuesta cubra todas las funciones que demanda la actividad de distribución eléctrica. La tarea realizada se resume en el siguiente cuadro sinóptico.

Procesos Actividades

Finanzas Registros de Custodia Manejo del Dinero Cancelación de Obligaciones

Recursos Humanos Selección y Capcitación de Personal Administración de Personal Seguridad de Bienes y Personas

Abastcimiento y logística

Especificación Adquisición Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro

Logística Control de Stocks Almacenamiento de Materiales Suministro


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Legales Prevención Jurídica Representación Legal Defensa en litigios

Relaciones Públicas Relaciones con la Comunidad Relaciones con las Autoridades Imagen

B.2.4 Determinación de la Dotación necesaria

Para calcular las dotaciones de cada sector se utilizan ratios que relacionan el plantel requerido para operar y mantener una unidad de instalación respecto de las instalaciones de la empresa modelo. En otros casos los ratios relacionan actividad, número de acciones para cumplir una tarea, con el personal necesario para ejecutarla.

a. ACTIVIDADES COMERCIALES

Sobre la base de la experiencia recogida en diversas empresas de Latinoamérica se definen una serie de ratios para las actividades comerciales, y el número de empleados necesarios para realizar las actividades comerciales correspondientes a la empresa modelo surgen de aplicar los siguientes ratios entre otros:

Ratio Unidad Atención Clientes Atenciones / hora Nuevos Suministros NN.SS. / hora Caja Facturas / hora Lectura Lecturas / hora Distribución Facturas / hora Call Center Llamadas atendidas / hora Suspensión de Suministro Suspensiones / hora Reconexión de Suministro Reconexiones / hora Inspección de Acometidas Acometidas / hora Normalización de Acometidas Acometidas / hora Resolución de Reclamos Reclamos / hora

Para el cálculo de las dotaciones en el caso de Explotación Comercial se han desarrollado ratios en función del volumen de actividad a desarrollar. Esto es, de una tarea determinada una persona puede hacer tantas unidades por hora, conociendo el volumen de esa tarea en unidades por lapso de tiempo se determina la dotación.

Como se ve el planteo de una tarea técnica es diferente al de una comercial, en el primer caso se busca relacionar la magnitud de las instalaciones con el esfuerzo y la complejidad para operarlas, en tanto que en el segundo se recurre al volumen de la tarea y la capacidad para evacuarla en términos de tiempo, también se debe notar que las primeras son en su mayoría tareas de campo relacionadas con instalaciones y las segundas son en su mayoría tareas de oficina relacionadas con acciones.

Resumiendo, en éste caso la ecuación para calcular la dotación en un sector determinado tiene, en términos generales, el siguiente aspecto:

Dotación = (1 – Participación Contratista) * Volumen / Tiempo Neto / [Ud/Ud de Tiempo]

La participación del Contratista merece idénticos comentarios que los hechos a propósito del cálculo de la dotación Técnica, Volumen es el volumen de la tarea que generalmente se expresa en unidades por año, Tiempo Neto es el tiempo neto disponible que para un


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mes serían días hábiles y para un día serían horas netas de trabajo, Ud/Ud de Tiempo son las unidades de la tarea a realizar por cada unidad de tiempo.

Siguiendo estos lineamientos para la suspensión del servicio eléctrico en el caso de clientes morosos y considerando una participación de servicios contratados a terceros del 35% del total de la mano de obra necesaria para operar y mantener esas instalaciones.

Dotación =(1-35%) * 1.454.010[susp./año]/12[meses/año]/21,08[dhm]/30[sus./persona-día]= 125

Esta metodología de cálculo se repite para todas las tareas Comerciales críticas de la Distribuidora y su detalle puede verse en la planilla de cálculo donde se desarrolla el costo total de explotación.

Para los casos donde no existen ratios establecidos, por tratarse de actividades cuya naturaleza no facilita establecer un ratio por unidades de la actividad, la dotación fue determinada por comparación con otras distribuidoras o por estimación según el número de clientes.

b. ACTIVIDADES DE APOYO

Tomando en cuenta que no pueden identificarse ratios específicos de eficiencia como en el caso de las actividades directas, por tratarse de actividades cuya naturaleza no facilita una correlación fuerte con una referencia específica, la dotación ha sido determinada por comparación con otras distribuidoras del país y de Latinoamérica. Ya que, si bien, no se puede correlacionar éste tipo de funciones con algún parámetro de la distribuidora en forma directa, se puede proponer una vinculación con el tamaño de la misma por medio de un algoritmo.

Los algoritmos desarrollados consideran como referencia el número de clientes de la distribuidora, o algún otro parámetro similar cuando el mismo es más relevante para un caso específico.

Para ello se determinó una relación funcional entre el personal de cada área y diferentes cost drivers, clientes, personal total, longitud de redes, etc. Para el caso del personal interviniente en los procesos básicos de gestión la mayor correlación se registró con el número de clientes, y se determinaron funciones según se indica en el siguiente gráfico ilustrativo.


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Clientes

Per

sona

l Adm

inis

trativ

o

c. ACTIVIDAD TÉCNICA

Para determinar la dotación necesaria se calculan las recursos correspondientes a cada actividad de operación y manutención de las instalaciones de la empresa modelo se efectúa un análisis de cada una de las actividades (o intervenciones) involucradas, tomando en cuenta para cada actividad el promedio anual a ejecutar para cada tipo de instalación, los materiales y las horas hombre involucradas en cada actividad unitaria, y en total en función del número de intervenciones anual.

En las planillas siguientes se muestra el esquema de análisis descrito, para cada tipo de instalación de la empresa modelo de distribución.


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LINEAS AEREAS DE AT Intervenciones Cada 100 km

Detalle de actividades de OyMPromedio Anual

de Intervenciones cada 100 km

Costo de Materiales por intervención

[ US$ ]

Horas Hombre por intervención

Costo de Materiales

[ US$ ]

Horas Hombre [horas]

Mantenimiento predictivoInspección de bases postes metálicos y concreto 139,4 - 6,0 - 836,2 Inspección de fundaciones con excavación 5,2 - 10,0 - 52,4 Inspección Exhaustiva Linea 8,3 1,5 7,9 12,5 65,2 Inspección Normal Linea 24,0 - 3,9 - 93,2 Inspección Termográfica Normal Linea 20,5 1,2 1,6 24,6 33,3 Medición de descargas parciales 5,2 - 9,7 - 51,0 Medición de distancia a conductor con pértiga 1,3 0,6 3,6 0,8 4,8 Medición de conductores con ultrasonido 4,4 0,6 5,1 2,6 22,2 Medición de Puesta a Tierra 26,2 - 2,0 - 51,1 Revisión de estructuras en altura 5,7 12,0 126,4 68,4 717,7 Mantenimiento preventivo - sin tensiónAjuste de Herrajes y Grapas en líneas 10,5 - 5,8 - 61,1 Alquitranado de Bases de Estructuras 100,0 - 0,5 - 50,0 Reemplazo de Herrajes y Grapas 33,2 78,1 3,0 2.592,1 100,3 Cambio de Perfiles 1,7 10.047,2 359,8 17.557,1 628,7 Limpieza manual de cadena de aisladores 2.009,6 0,1 4,2 201,0 8.400,1 Lavado de Postes Metálicos 1,3 25,2 12,7 33,1 16,7 Mant. faja de servidumbre 31,8 - 5,8 - 185,4 Pintado de Estructuras metálicas 3,5 809,5 23,5 2.829,1 82,1 Pintado de Postes metálicos 5,7 592,0 58,3 3.362,4 330,8 Pintado de Fases y Rótulos - Estructuras 6,1 3,5 6,5 21,7 39,6 Poda de Arboles a cualquier altura 41,5 - 3,6 - 150,7 Reemplazo de Cadena de Aisladores Poliméricos 41,5 5,0 8,2 208,3 339,5 Reemplazo o colocación de Antivibradores 30,6 39,1 2,5 1.196,1 76,8 Reemplazo de Conductores 1,7 2,0 1,2 3,5 2,1 Reemplazo de crucetas (Doble Terna) 5,2 298,5 12,4 1.564,8 64,9 Retiro de objetos extraños 11,8 - 3,6 - 42,8 Reemplazo o Mantenimiento de Uniones 6,4 20,7 4,1 132,2 25,9 Cambio de Postes 5,2 1.412,6 56,3 7.405,3 295,3 Siliconado de Cadena de Aisladores 6,6 2,2 12,1 14,6 79,0 Mantenimiento preventivo - con tensiónAjuste de Herrajes y Grapas en líneas 13,1 - 5,8 - 76,4 Reemplazo de Herrajes y Grapas 24,0 78,1 5,8 1.875,9 140,1 Lavado en Caliente de Aislador 12,7 11,6 7,3 146,6 91,9 Lavado de Postes Metálicos 6,1 25,2 12,7 154,4 77,8 Pintado de Estructuras metálicas 13,1 - 23,5 - 307,7 Pintado de Postes metálicos 4,4 - 58,3 - 254,5 Reemplazo de Cadena de Aisladores Poliméricos 34,9 5,0 8,2 175,4 285,9 Reemplazo o colocación de Antivibradores 15,3 39,1 2,5 598,0 38,4 Reemplazo de crucetas (Doble Terna) 18,8 298,5 12,4 5.607,3 232,6 Retiro de objetos extraños 38,4 - 3,6 - 139,6 Reemplazo o Mantenimiento de Uniones 24,0 20,7 4,1 498,2 97,6 Siliconado de Cadena de Aisladores 18,3 2,2 12,1 40,9 221,3 Mantenimiento correctivoEmpalme de Conductor 3,1 33,1 8,1 101,3 24,6 Localización de averías (recorrido) 1,3 12,0 62,8 15,8 82,3 Reparación de conductores aéreos 0,9 500,0 625,0 436,9 546,1 Reparación de Contrapesos de PAT 1,7 114,3 58,7 199,8 102,6 Reparación de Vientos 7,9 29,3 4,3 230,7 33,7 Reparación de Líneas de Tierra 3,9 93,0 31,8 365,8 125,0

CABLES SUBTERRANEOS AT Intervenciones Cada 100 km


de Intervenciones cada 100 km


[ US$ ]


Costo de Materiales

[ US$ ]


Mantenimiento preventivoInspección de cable Subterraneo 67,8 - 9,8 - 663,3 Medición resistividad térmica de los terrenos 237,1 - 2,0 - 462,4 Inspección termográfica de contactos en terminales 40,7 - 0,6 - 23,2

- - - - - Mantenimiento preventivo - sin tensiónLimpieza de Cámaras de Empalme 3,4 - 19,6 - 66,3 Mantenimiento de terminales de cable Subterráneo 50,8 - 6,0 - 306,9 Defensa de cámaras de empalme 50,8 - 10,2 - 519,8 Reemplazo de iluminación en Cámaras 44,0 - 1,2 - 54,2 Limpieza de Bushing terminales 23,7 - 23,8 - 563,9

- - - - - Mantenimiento correctivoLocalización de punto de falla 257,5 12,0 23,5 3.099,8 6.045,2 Reparación de Cable Subterráneo 304,9 95,9 112,2 29.229,6 34.193,2 Verificación y prueba del Cable reparado 176,2 6,0 12,7 1.060,5 2.230,2 Reparación de Terminales 27,1 102,4 131,0 2.773,8 3.551,3

- - - - -


B-16

EDELNOR 21/7/09

Celdas de AT Intervenciones Cada 10 celdas


de Intervenciones cada 10 celdas


[ US$ ]


Costo de Materiales

[ US$ ]


OperaciónManiobras de reposición del servicio - - Consignación Instalaciones - - Mantenimiento predictivoPrueba eléctricas de Relés de Protección 2,6 2,4 8,0 6,2 20,5 Prueba de relés de protección de transformador de potencia 2,0 2,0 8,0 4,0 15,9 Pruebas electrica de interruptor de potencia 2,6 15,5 6,0 40,5 15,7 Pruebas electricas transformador de medida combinado 3,4 15,5 6,0 52,8 20,5 Pruebas electricas transformador de medida corriente 2,6 12,5 5,0 32,0 12,8 Pruebas electricas transformador de medida tension 2,2 12,5 5,0 27,0 10,8 Inspección termográfica de las celdas 0,7 5,0 6,0 3,4 4,1 Verificación de pérdidas de aire en equipos de maniobra 1,1 3,0 6,0 3,4 6,8 Prueba del sistema de telecontrol 3,4 2,0 4,6 6,8 15,7 Prueba del sistema de protección barras 0,3 4,0 24,0 1,1 6,8 Prueba eléctrica de pararrayo 1,0 15,5 6,0 15,8 6,1 Mantenimiento preventivoLimpieza y aplicación de silicona 4,0 17,5 6,0 69,6 23,9 Limpieza celdas y equipos. Lubricación y pruebas equipos 4,0 71,3 72,0 283,4 286,4 Pintado de estructura soporte y base de equipos 0,3 100,0 8,0 28,4 2,3 Mantenimiento electrónico de relé de protección 2,6 13,3 2,0 33,9 5,1 Mantenimiento integral de interruptores (cambio de piezas) 0,2 3.000,0 72,0 681,8 16,4 Mantenimiento integral de seccionadores (cambio de piezas) 0,5 2.400,0 18,0 1.090,9 8,2 Mantenimiento correctivoReparación de interruptores 0,1 2.500,0 60,0 142,0 3,4 Reemplazo de interruptor 0,1 350,0 9,0 39,8 1,0 Reemplazo de relés 0,1 15,1 24,0 1,7 2,7 Alineamiento de brazos de seccionadores 0,1 3,0 8,0 0,3 0,9 Reparación de relés de protección 0,1 600,0 5,0 68,2 0,6 Reemplazo de convertidores de medida 0,3 15,1 4,0 5,1 1,4

Celdas de MT Intervenciones Cada 10 Celdas


de Intervenciones cada 10 celdas


[ US$ ]


Costo de Materiales

[ US$ ]


Mantenimiento predictivoPruebas eléctricas de Relés de Protección 2,1 2,4 8,0 4,9 16,5 Pruebas electricas de interruptor de potencia 0,9 15,5 8,0 13,4 6,9 Pruebas electricas transformador de medida corriente 0,3 12,5 5,0 3,5 1,4 Pruebas electricas transformador de medida tension 0,3 12,5 5,0 3,5 1,4 Inspección termografica de celdas 0,9 5,0 6,0 4,3 5,2 Pruebas del sistema de telecontrol 1,9 2,0 4,6 3,8 8,7 Pruebas del sistema de protección de barras 1,0 - 8,0 - 8,2 Mantenimiento preventivoLimpieza de celda, lubricación, ajuste y pruebas de equipos 2,3 20,0 12,0 45,3 27,2 Revisión del sistema de inserción de carros 0,5 - 6,0 - 2,7 Pintado de celda 0,4 50,0 4,0 18,9 1,5 Mantenimiento electrónico de relé de protección 1,7 3,0 6,0 5,1 10,2 Mantenimiento integral de interruptores 1,7 800,0 72,0 1.358,5 122,3 Mantenimiento correctivoReparación de interruptores 0,0 1.500,0 72,0 28,3 1,4 Reemplazo de interruptor 0,1 10,7 13,0 0,6 0,7 Reemplazo de transformador de medida 0,0 23,6 24,0 0,9 0,9 Reemplazo de relés 0,1 15,1 4,0 0,9 0,2 Reparación de relés de protección 0,1 600,0 4,0 45,3 0,3 Alineamiento de brazos de seccionadores 0,0 3,0 15,0 0,1 0,6 Reemplazo de convertidores de medida 0,0 15,1 4,0 0,6 0,2

Transformadores de potencia AT / MT Intervenciones por transformador


de Intervenciones por transformador


[ US$ ]


Costo de Materiales

[ US$ ]


OperaciónManiobras de reposición del servicio - - - - - Consignación Instalaciones - - - - - Mantenimiento predictivoAnálisis físico-químico de aceite dieléctrico 1,5 75,0 3,0 111,1 4,4 Análisis de furanos y PCB de aceite dieléctrico 0,7 75,0 3,0 55,6 2,2 Inspección y pruebas del sistema regulación automática 0,2 7,1 15,0 1,2 2,6 Prueba eléctrica de transformador. Equipos mayores de veinte años 0,2 15,5 14,0 3,1 2,8 Prueba eléctrica de transformador. Equipos menores de veinte años 0,2 15,5 14,0 2,7 2,4 Pruebas de accesorios del trafo de potencia 0,1 3,5 9,0 0,5 1,3 Inspección termográfica de conexiones 0,3 5,6 8,0 1,9 2,7 Inspección y revisión predictiva de conmutador bajo carga 0,1 1.447,6 60,0 178,7 7,4 Prueba eléctrica del cable de comunicación 0,1 15,5 14,0 2,3 2,1 Inspección y revisión de motoventiladores del transformador 0,3 129,1 24,0 39,9 7,4 Inspección y revisión de inyecto/extractor de aire de la celda de Tran 0,3 129,1 24,0 44,6 8,3 Mantenimiento preventivoCambio de Sal Silicagel 1,5 14,8 4,0 22,0 5,9 Limpieza, reajuste y lubricación de caja mando del conmutador 1,2 5,3 9,0 6,5 11,1 Mantenimiento integral de motoventiladores (cambio de repuestos) 0,2 875,6 28,0 194,6 6,2 Mantenimiento integral de extractor/inyector de aire (cambio de repu 0,1 875,6 28,0 129,7 4,1 Revisión y adecuación del conmutador bajo carga (cambio de repue 0,1 856,3 54,0 105,7 6,7 Pintado de transformador de potencia 0,1 1.364,5 160,0 84,2 9,9 Regeneración de aceite dieléctrico 0,1 11.500,0 80,0 709,9 4,9 Limpieza general del transformador y celda. Pruebas de protección 0,3 43,3 9,0 12,8 2,7 Mantenimiento electrónico del regulador de tensión 0,3 400,0 8,0 118,5 2,4 Mantenimiento integral, cambio empaques.Prueba hermeticidad cub 0,1 441,4 56,0 27,2 3,5 Mantenimiento mayor caja de mando del conmutador 0,1 856,3 56,0 52,9 3,5 Tratado por termovacio de aceite dieléctrico 0,1 2.500,0 144,0 216,0 12,4 Mantenimiento de colectores de aceite 0,3 20,0 24,0 6,7 8,0 Mantenimiento correctivoEliminación de pérdidas de aceite 0,7 110,7 21,0 73,8 14,0 Reemplazo de Bushing de AT 0,1 90,0 12,0 5,6 0,7 Reparación de transformador de potencia 0,0 30.000,0 1.200,0 148,1 5,9 Reparación de relés de temperatura y nivel de aceite 0,0 1.000,0 400,0 37,0 14,8 Reemplazo de Transformadores de Potencia 0,1 620,0 104,0 45,9 7,7 Reemplazo de Relé de Temperatura 0,1 162,7 20,0 10,0 1,2


B-17

EDELNOR 21/7/09

Servicios auxiliares Intervenciones por SSEE


de Intervenciones por SSEE


[ US$ ]


Costo de Materiales

[ US$ ]


Mantenimiento predictivoPrueba de rectificadores 0,3 15,5 5,0 4,6 1,5 Revisión y contraste de aparatos de medición 0,1 1,5 8,0 0,1 0,6 Control de rectificadores 0,9 15,5 8,0 13,8 7,1 Control de baterias 0,9 23,1 8,0 20,5 7,1 Mediciones eléctricas 0,9 1,5 8,0 1,4 7,1 Prueba funcional de protecciones (Mín tensión AC/DC) 0,9 1,4 6,0 1,2 5,3 Inpección termografica del rectificador - cargador 0,9 5,6 8,0 5,0 7,1 Prueba eléctrica del transformador de SA 0,3 8,7 6,0 2,3 1,6 Prueba de relé de protección (mínima tensión AC/DC) 0,3 1,5 6,0 0,4 1,6 Prueba de relé de protección de frecuencia 0,1 1,5 6,0 0,1 0,4 Mantenimiento preventivoLimpieza y control de rectificadores 0,9 15,5 5,0 13,8 4,4 Desarme y limpieza de baterias 0,9 23,1 8,0 20,5 7,1 Reposición agua destilada en baterías 0,4 9,2 6,0 3,4 2,2 Limpieza de celda y pintura 0,7 10,5 21,0 7,4 14,8 Descarga de baterías 0,3 23,1 8,0 6,8 2,4 Revisión y adecuación sistema de aire comprimido 1,0 14,6 10,0 15,2 10,4 Revisión y limpieza del motocompresor AC 0,3 3,3 10,0 1,1 3,3 Mantenimiento mayor del motocompresor AC (cambio de piezas) 0,2 5.000,0 32,0 925,9 5,9 Mantenimiento electrónico y ajuste de relés 0,0 600,0 8,0 6,7 0,1 Revisión y limpieza del sistema de aire presurizado 0,4 14,6 24,0 6,5 10,7 Mantenimiento mayor del sistema de aire presurizado (cambio de pi 0,0 800,0 24,0 29,6 0,9 Mantenimiento integral del transformador SA 0,1 2.000,0 500,0 111,1 27,8 Limpieza de transformador SA (Cont. Moderada) 1,0 9,7 8,0 9,7 8,0 Mantenimiento correctivoReemplazo de elemento de bateria 0,1 9,4 8,0 0,7 0,6 Reparación de rectificadores 0,0 500,0 72,0 18,5 2,7 Mantenimiento electrónico y ajuste de relés 0,0 300,0 8,0 11,1 0,3 Revisión y limpieza del sistema de aire presurizado 0,1 14,6 24,0 2,2 3,6

Bancos de compensación Intervenciones por bancoPromedio Anual

de Intervenciones por banco


[ US$ ]


Costo de Materiales

[ US$ ]


Mantenimiento predictivoPruebas eléctricas banco de condensadores del Static Var Compen 0,1 11,0 12,0 1,5 1,6 Pruebas eléctricas de banco de condensadores. Banco de media te 0,7 11,0 12,0 7,3 8,0 Inspección termografica 0,1 5,6 6,0 0,6 0,6 Análisis vibracional del motor bomba de refrigeración SVC 0,1 9,6 6,0 1,3 0,8 Pruebas del sistema de detección de incendios SVC 0,2 24,2 12,0 4,0 2,0 Prueba eléctrica de interruptor de paso del banco MT 0,2 15,5 12,0 2,6 2,0 Prueba eléctrica de relé de protección de paso del Banco MT 0,2 2,4 6,0 0,4 1,0 Prueba eléctrica de Tr. Corriente de paso del Banco MT 0,3 6,8 6,0 2,0 1,8 Pruebas eléctrica de relés de protección del SVC 0,1 2,4 6,0 0,2 0,6 Mantenimiento preventivoMantenimiento integral de la motobomba del SVC 0,1 9,6 6,0 1,0 0,6 Revisión y limpieza de Tiristores del SVC 0,1 24,2 12,0 2,4 1,2 Revisión y limpieza del sistema contraincendio del SVC 0,1 24,2 12,0 3,2 1,6 Limpieza y lubricación de equipos del SVC (patio MT) 0,1 24,2 12,0 3,2 1,6 Revisión y limpieza radiadores del intercambiador de calor y llenado 0,1 24,2 12,0 3,2 1,6 Revisión y limpieza electronica de los elementos de control y señal 0,1 24,2 12,0 3,2 1,6 Limpieza y lubricación de los bancos de media tensión en celdas tip 0,1 24,2 12,0 3,2 1,6 Limpieza y lubricación de los bancos de media tensión en celdas tip 0,1 24,2 12,0 3,2 1,6 Pintado de estructura, soporte de equipos y reactores 0,2 50,0 12,0 8,3 2,0 Mantenimiento integral de interruptor de paso del banco MT 0,0 3,0 15,0 0,1 0,5 Mantenimiento electrónico de relé de protección Banco MT 0,3 13,3 6,0 4,4 2,0 Mantenimiento electrónico de relé de protección del SVC 0,1 13,3 6,0 1,3 0,6 Mantenimiento correctivoReemplazo de capacitores del SVC 0,1 4,2 12,0 0,3 0,8 Reemplazo de capacitores del Banco de media tensión 0,1 4,2 12,0 0,3 0,8 Reparación del equipo de control del SVC 0,1 2,4 6,0 0,2 0,4 Reemplazo de capacitores del SVC 0,1 4,2 12,0 0,3 0,8 Reemplazo de capacitores del Banco de media tensión 0,1 4,2 12,0 0,3 0,8 Reparación del equipo de control del SVC 0,1 500,0 6,0 33,3 0,4 Reemplazo de motobomba del SVC 0,0 1.000,0 40,0 33,3 1,3

Terrenos y edificios Intervenciones por SSEEPromedio Anual

de Intervenciones por SSEE


[ US$ ]


Costo de Materiales

[ US$ ]


Mantenimiento predictivoMedición y verificación de mallas a tierra 0,4 0,4 18,0 0,2 8,0 Monitoreo Ambiental 2,0 0,4 12,0 0,8 24,0 Inspección técnica , seguridad y medio ambiente 2,0 0,4 12,0 0,8 24,0 Mantenimiento preventivoAjuste de conectores y limpieza de referencia de PAT 0,3 1,7 8,0 0,6 2,7 Limpieza y Fumigación de Edificios 1,9 82,7 9,0 153,1 16,7 Limpieza de canales (canaletas de cables de comunicación) 1,0 43,3 9,0 41,7 8,7 Revisión y adecuación sistema aire acondicionado 1,1 109,5 30,0 121,7 33,3 Revisión y adecuación de iluminación 1,8 28,0 16,0 49,8 28,4 Revisión y mantenimiento de edificios 1,8 46,2 15,0 82,1 26,7 Limpieza del terreno 0,6 43,3 9,0 24,1 5,0 Revisión y adecuación cerco perimetral 0,6 45,0 18,0 25,0 10,0 Pintura de Edificios 0,1 4.200,0 480,0 311,1 35,6 Mantenimiento correctivoReparación de edificios 2,0 8,2 12,0 16,4 24,0 Reemplazo de equipos de iluminación 3,7 8,0 2,0 29,6 7,4 Reemplazo de tapas de canales 1,0 11,1 16,0 11,5 16,6 Mantenimiento de los equipos contraincendios 0,4 109,5 30,0 44,6 12,2


B-18

EDELNOR 21/7/09

Red de MT Aérea Promedio anual Recursos por Intervención Costo por 100 km

Detalle de actividades de OyM por cada 100 km de red

de Interven-ciones

Costo de Materiales

[ US$ ]Horas Hombre

Materiales [U$S] Horas Hombre

OperaciónManiobras para corte o reposición del servicio y operac 409 0 3,00 0 1.228Consignación Instalaciones 348 0 0,50 0 174Mantenimiento correctivoLocalización de fallas 62 0 3,0 0 187Cambio de aislador a perno rígido 3 50 3,5 147 10Cambio de aislador de retensión 2 40 4,0 67 7Empalme de conductor cortado 7 10 1,5 73 11Reparación de conexiones 5 20 4,5 101 23Reparación de aparatos de maniobra 1 100 5,5 105 6Reemplazo de seccionador, reconectador o descargad 2 1.300 4,5 2.995 10Reparación de crucetas 1 20 2,5 13 2Reposición de retenidas por hurtos o vandalismo 25 70 4,0 1.750 100Reposición de postes MT chocados por vehículos 1 330 12,5 462 18Reposición de conductor por hurtos 15 750 24,0 11.250 360Mantenimiento preventivo - sin tensiónRetiro de objetos extraños 200 0 0,5 0 100Adecuación de puestas a tierra 30 15 2,0 450 60Reparación de conductores deshilachados 10 5 1,5 50 15Cambio de aislador a perno rígido 30 50 1,0 1.500 30Cambio de aislador de retensión 20 35 1,0 700 20Empalme de conductor cortado 20 5 1,0 100 20Reparación de conexiones 40 20 2,0 800 80Reparación de aparatos de maniobra 10 85 2,5 850 25Reemplazo de seccionador, reconectador o descargad 50 70 16,0 3.500 800Reparación de crucetas 10 25 1,0 250 10Cambio de poste de concreto 10 330 12,5 3.300 125Limpieza de aisladores 2.100 0 1,0 0 2.100Mantenimiento preventivo - con tensiónRetiro de objetos extraños 33 0 3,0 0 98Adecuación de puestas a tierra 0 0 0,0 0 0Reparación de conductores deshilachados 7 10 5,0 65 33Cambio de aislador a perno rígido 23 35 2,5 819 59Cambio de aislador de retensión 10 25 3,0 260 31Empalme de conductor cortado 12 5 5,0 59 59Reparación de conexiones 36 20 7,0 728 255Reparación de aparatos de maniobra 4 75 7,5 293 29Reemplazo de seccionador, reconectador o descargad 40 70 21,5 2.821 866Reparación de crucetas 20 10 1,5 195 29Cambio de poste de concreto 16 330 12,5 5.431 206Poda de árboles 31 0 4,5 0 140Hidrolavado de estructuras MT 600 5 1,0 3.000 600Renovacion de ferreteria 9 10 11,0 91 100Cambio o reposición de retenida por hurto vandalismo 7 65 3,5 465 25Cambio de fusibles en seccionador fusible aéreo 7 5 2,5 35 18Instalación de cubiertas aislantes 93 140 4,5 13.020 419RevisionesRevsiones oculares 2.150 0 0,2 0 430Revisión de puestas a tierra 70 0 0,5 0 35Termografía de las redes aéreas 40 0 0,5 0 20Perfilado de aisladores 200 0 1,0 0 200

Red de MT Subterránea Promedio anual Recursos por Intervención Costo por 100 km


de Interven-ciones

Costo de Materiales

[ US$ ]Horas Hombre


OperaciónManiobras para corte o reposición del servicio y operac 99 0 2,5 0 248Consignación Instalaciones 41 0 0,5 0 21Mantenimiento correctivoLocalización de fallas 10 0 7,0 0 70Reparación con tedido de cable y 2 empalmes 3 475 20,0 1.473 62Rehacer empalmes 4 175 8,0 735 34Reparación de vereda - m2 52 15 2,0 785 105Zanjeo 44 0 1,0 0 44Reparación de asfalto - m2 13 20 2,0 262 26Reemplazo terminal interior 2 140 3,0 266 6Reemplazo terminal exterior 1 145 6,0 116 5Mantenimiento preventivoRotulado de Cable 5 5 1,5 25 8Revisión y Ajuste de pines del conductor de codo (terna) 7 40 1,0 280 7Ajuste de Unión-terminal 95 1 0,8 95 76RevisionesRevisión de terminales y reposición de aceite 95 0 0,6 0 57


B-19

EDELNOR 21/7/09

Subestaciones de Distribución Convencionales

Promedio anual Recursos por Intervención Costo por 100 SED

Detalle de actividades de OyM por cada 100 SED

de Interven-ciones

Costo de Materiales

[ US$ ]Horas Hombre


OperaciónManiobras para corte o reposición del servicio y operaciones 50 0 3,0 0 150Consignación Instalaciones 12 0 0,5 0 6Mantenimiento correctivoReparación de transformador 0,9 2.130 54,5 1.832 47Reparación de seccionador 0,4 1.840 31,0 678 11Reparación de interruptor 1,2 2.300 43,5 2.826 53Reposición de fusibles 9,3 100 1,0 934 9Reparaciones en la obra civil 0,5 130 9,0 64 4Mantenimiento preventivoLimpieza 20 5 1,5 100 30Reparaciones en la obra civil 5 20 8,0 100 40Colocaciórraduran de candado o c 10 15 1,0 150 10Cambio de iluminación 5 5 0,5 25 3Reposición de indicadores de cortocircuito 0 0 - 0 0Filtrado de aceite de transformadores 6 30 9,5 180 57Reparación de tablero de Baja Tensión 10 10 4,0 100 40Mantenimiento de subestacion convencional 15 5 6,5 75 98Mantenimiento de subestacion compacta pedestal 15 45 2,5 675 38Mantenimiento de subestacion compacta bóveda 0 0 - 0 0Limpieza en caliente de subestacion convencional 15 5 5,0 75 75Mantenimiento de celda MT con equipo de maniobra 20 5 1,5 100 30Cambio de transformador 2 135 8,0 270 16Cambio de interruptor de potencia 1 410 20,0 410 20Cambio de disyuntores de transformadores de potencia 4 2.764 12,0 11.056 48Cambio de seccionador de potencia 1 10 10,0 10 10Cambio de tableros a nivel 2 850 7,5 1.700 15Mantenimiento, calibración y prueba a equipos de protección 30 0 2,5 0 75Adecuación de puesta a tierra 15 15 5,5 225 83Análisis de aceite de transformadores 12 0 1,5 0 18RevisionesRevisión ocular 50 0 0,8 0 38Mediciones de tensión y corriente 20 0 1,0 0 20Revisión de puestas a tierra 20 0 1,0 0 20Revisiones termográficas 20 0 2,0 0 40Revisión de nivel de aceite de transformadores 10 0 2,0 0 20

Subestaciones de Distribución Aéreas Biposte



de Interven-ciones

Costo de Materiales

[ US$ ]Horas Hombre


OperaciónManiobras para corte o reposición del servicio 49 0 3,0 0 148Consignación Instalaciones 37 0 0,5 0 19Mantenimiento correctivoCambio de seccionador rígido 0,2 800 2,5 192 1Cambio de seccionador fusible tipo Cut Cut 2,3 80 2,5 182 6Reparación de transformador 0,0 1.900 47,0 0 0Cambio de descargadores 0,6 10 5,6 6 3Cambio o reposición de cable de comunicación por hurto 0,6 250 5,5 Reposición de fusibles 8,3 15 2,0 124 17Mantenimiento preventivoCambio de silicagel 10 5 0,5 50 5Adecuación de puestas a tierra 8 15 5,5 120 44Filtrado de aceite de transformadores 9 30 9,0 270 81Reparación de conexiones 8 20 1,5 160 12Análisis de aceite de transformadores 12 0 1,0 0 12Reparación de herrajes 5 20 1,5 100 8Inscrippción 8 0 1,0 0 8Reposición de indicadores de cortocircuito 0 0 - 0 0Descaradores 0 0 - 0 0Mantenimiento Integral de SED aérea 25 5 2,5 125 63Cambio de tablero BT 1 285 7,5 285 8Cambio de transformador SED aérea 1 10 5,5 10 6Hidrolavado en SED aérea 25 0 1,5 0 38RevisionesRevisión ocular 25 0 0,5 0,00 12,50Medición de tensión y corriente 10 0 1,5 0,00 15,00Revisión termográfica 15 0 0,5 0,00 7,50Revisión de puestas a tierra 25 0 1,0 0 25


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Subestaciones de Distribución Aéreas Monoposte



de Interven-ciones

Costo de Materiales

[ US$ ]Horas Hombre


OperaciónManiobras de reposición del servicio 39 0 3,0 0 117Consignación Instalaciones 27 0 0,5 0 14Mantenimiento correctivoCambio de seccionador APR 0,5 0 0Cambio de seccionador autodesconectador 2,3 70 2,5 160 6Reparación de transformador 0,4 530 32,0 191 12Cambio de descargadores 0,6 0 0Reposición de fusibles 8,3 8 1,8 66 15Mantenimiento preventivoCambio de silicagel 0 0 0,5 0 0Adecuación de puestas a tierra 10 15 5,5 150 55Filtrado de aceite de transformadores 5 10 9,0 50 45Reparación de conexiones 5 25 3,0 125 15Análisis de aceite de transformadores 3 0 1,0 0 3Reparación de herrajes 5 30 9,0 150 45Inscrippción 5 0 1,0 0 5Reposición de indicadores de cortocircuito 0 0 - 0 0Mantenimiento Integral de SED aérea 20 5 2,5 100 50Cambio de tablero aéreo BT 1 85 2,0 85 2Cambio de transformador SED aérea 1 10 4,0 10 4Hidrolavado en SED aérea 25 0 1,5 0 38RevisionesRevisión ocular 25 0 0,5 0 13Medición de tensión y corriente 0 0Revisión termográfica 5 0 0,5 0 3Revisión de puestas a tierra 25 0 1,0 0 25

Red de BT Aérea Promedio anual Recursos por Intervención Costo por 100 km


de Interven-ciones

Costo de Materiales

[ US$ ]Horas Hombre


Mantenimiento correctivoLocalización de fallas 45 2,0 0 90Reposición de fusibles 5,4 10 1,5 54 8Reparación de acometidas 9,0 15 2,0 135 18Empalme de conductor cortado 2,7 10 3,5 27 9Reparación de conductor ligado 1,2 2,0 0 2Reparación de cajas de conexiones 6,6 13 2,5 86 17Reparación de postes 3,3 150 10,0 495 33Reparación de herrajes 1,8 35 8,0 63 14Reposición de conductor por hurto 15 250 14,0 3.750 210Mantenimiento preventivoRetiro de objetos extraños 30 0 1,00 0 30Cambio de aislador a perno rígido 0 10 0,50 0 0Reparación de conexiones 35 30 2,00 1.050 70Cambio de poste 5 125 10,00 625 50Reparación de herrajes 45 35 2,00 1.575 90Tensado del conductor 20 0 0,50 0 10

RevisionesRevisión ocular 100 0,50 0 50

Red de BT Subterránea Promedio anual Recursos por Intervención Costo por 100 km


de Interven-ciones

Costo de Materiales

[ US$ ]Horas Hombre


Mantenimiento correctivoLocalización de fallas 20 10,0 0 200Reposición de fusibles 10,3 7 1,5 72 15Reparación de acometidas y cajas de toma 10 30 4,5 300 45Reparacion de cables (tendido + 2 empalmes) 2,1 750 7,0 1.564 15Reparación vereda ( m2 ) 44,9 12 2,0 539 90Zanjeo ( m ) 37,4 1,0 0 37Reparación de empalmes de red (rehacer) 7,6 57 2,5 434 19Colocación terminales interiores 3 190 8,0 570 24Colocación terminales exteriores 3 10 1,0 30 3Cambio de llaves BT 2 247 6,0 494 12


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Instalaciones Alumbrado Público Promedio anual Recursos por Intervención Costo por 1000 luminarias

Detalle de actividades de OyM por cada 1 000 luminarias

de Interven-ciones

Costo de Materiales

[ US$ ]Horas Hombre


Mantenimiento PreventivoReemplazo de lámpara

Sodio 400 W (promedio) 1,5 14 0,5 21 1Sodio 250 W (promedio) 8,5 9 0,5 77 4Sodio 150 W (promedio) 14,6 8 0,5 117 7Sodio 70 W (promedio) 175,3 4 0,5 701 88

Reemplazo de luminariaSodio 400 W (promedio) 0,2 293 0,5 64 0Sodio 250 W (promedio) 1,2 127 0,5 155 1Sodio 150 W (promedio) 2,1 87 0,5 182 1Sodio 70 W (promedio) 25,0 76 0,5 1.903 13

Reemplazo de postes 5,8 463 2,0 2.676 12Reemplazo de equipos de control AP 1,4 214 0,8 293 1Lavado de difusor 7 0,2 0 1Mantenimiento de poste (pintado) 5 1,5 0 8

Mantenimiento CorrectivoReemplazo de lámpara

Sodio 400 W (promedio) 0,1 14 0,5 1 0Sodio 250 W (promedio) 0,4 9 0,5 4 0Sodio 150 W (promedio) 0,7 8 0,5 6 0Sodio 70 W (promedio) 8,8 4 0,5 35 4

Reemplazo de luminaria 0 0Sodio 400 W (promedio) 0,0 293 0,5 11 0Sodio 250 W (promedio) 0,2 127 0,5 27 0Sodio 150 W (promedio) 0,4 87 0,5 32 0Sodio 70 W (promedio) 4,4 76 0,5 333 2

Reemplazo de postes 1,7 463 2,0 803 3Reemplazo de equipos de control AP 0,2 214 0,8 44 0Reemplazos varios (fusib,empal,conect,flej,grap,a 30 13 0,4 390 12Reparación de conexión 1 46 1,3 46 1RevisionesInspección nocturna de A.P. 3 3,0 0 9Medición simple 1 0,8 0 1Medición completa 2 1,0 0 2

A partir de las horas hombre involucradas en cada actividad o intervención, y del total correspondiente a cada tipo de instalación, se pueden definir ratios generales que relacionan el plantel requerido para operar y mantener una unidad de instalación respecto de las instalaciones dimensionadas para la empresa modelo. En otros casos los ratios relacionan actividad y número de acciones para cumplir una tarea, con el personal necesario para ejecutarla.

Ratio Unidad Red aérea de AT (zonas de alta contaminación) Operario / 100-Km Red aérea de AT (zonas sin contaminación) Operario / 100-Km Red subterránea de AT Operario / 100-Km Transformadores aéreos de distribución (zonas de alta contaminación) Operario / 100-Ud

Transformadores aéreos de distribución (zonas sin contaminación) Operario / 100-Ud

Transformadores subterráneos de distribución Operario / 100-Ud Red aérea de BT Operario / 100-Km Red subterránea de BT Operario / 100-Km Asistencia Técnica Clientes / Operario

El ratio da el número necesario para operar y mantener una instalación, que no es la dotación en relación de dependencia ya que esta depende del grado de tercerización al que recurra la empresa y de las horas útiles disponibles para realizar la tarea, por consiguiente la ecuación para calcular la dotación en un sector determinado tiene, en términos generales, el siguiente aspecto:

Dotación = (1 – Participación Contratista) * Número de Instalaciones * [Operarios/Ud.]

La participación del Contratista es sumamente variable y no hay un patrón común que defina la extensión de su empleo. No obstante se remarca que no se pudo verificar un patrón definido y solo se pueden marcar tendencias como que el contratista siempre está presente, aunque sea en pequeña proporción, para realizar tareas de base en las que se


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puede programar un uso intensivo y uniforme. En estas tareas la empresa se beneficia por los bajos costos de estructura que normalmente tiene su proveedor. Otra tendencia es que el empleo de la mano de obra contratada es inversamente proporcional a la complejidad e importancia de la tarea, cuando la tarea más cercana está al core business de la actividad tanto menor es la participación de terceros.

Siguiendo estos lineamientos para la atención de una red de media tensión de 578Km de longitud será necesaria la siguiente dotación considerando una participación de servicios contratados a terceros del 35% del total de la mano de obra necesaria para operar y mantener esas instalaciones.

Dotación = (1-35%) * 578[Km]/100 * 1,15 [personas/100Km] = 4

Es obvio destacar que este cálculo debe redondearse a números enteros ya que la relación de dependencia implica jornada completa y en este caso no está previsto compartir el personal con otra función.

Esta fórmula se repite para todas las instalaciones consideras en el inventario de la Distribuidora y su detalle puede verse en la planilla de cálculo donde se desarrolla el costo total de explotación. Para los casos donde no existen ratios establecidos, por tratarse de actividades cuya naturaleza no facilita una correlación fuerte con una referencia específica, la dotación fue determinada por comparación con otras distribuidoras o por cálculo a partir de la carga de trabajo estimada para el grupo en particular. Esta situación es la que puede verificarse en todos los grupos de apoyo, como Planificación del mantenimiento por ejemplo, o en las dotaciones de Supervisión.

B.3 MODELO DE CÁLCULO UTILIZADO

A efectos de sistematizar el cálculo de los Costos de Explotación se desarrolló un modelo que sigue los lineamientos descriptos precedentemente y los requerimientos establecidos en los Términos de Referencia. Su aplicación facilita la determinación de los Costos de Explotación y permite fundamentar el uso de estos últimos en la definición del VAD en un proceso de discusión tarifaria.

El modelo está basado en una Planilla de Cálculo concebida en torno a tres grupos de variables: la dotación (Organigrama), los Costos de Explotación (Operaciones), y los Clientes. Cada una de estas partes funciona interconectada con las restantes y requiere de información sobre el territorio y las instalaciones, que se incorporan al proceso en forma de datos.

B.3.1 Diagrama en Bloque

Datos Organigrama

Operaciones Clientes


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El diagrama representa los principales bloques con que el modelo procesa la información sobre clientes, territorio, instalaciones. El esquema de interrelaciones mostrado se repite para cada una de las especialidades en que se separó el cálculo, esto es, Explotación Comercial, Explotación Técnica, y Actividades de Apoyo, generándose una Hoja de Cálculo para cada uno de estos aspectos.

El bloque clientes maneja los usuarios por segmento tarifario. Esta primera información luego se ordena por tipo de Lectura, de Consumo, de Demanda, y a partir de estos datos se calculan la cantidad de facturas emitidas por mes y el número de clientes dados de alta por año.

Siendo el rubro personal uno de los componentes más importantes de los costos de operación es necesario elaborar el cálculo de las dotaciones en forma cuidadosa. Para ello se trabaja con los organigramas explosionados a nivel de operarios y empleados, la cantidad de los mismos en cada tarea responde a ratios establecidos por la observación de las estructuras de un amplio número de distribuidoras.

A estos efectos la organización se dividió en 10 niveles salariales, los cuales han sido valorizados posteriormente sobre la base de la información salarial correspondiente a una encuesta de remuneraciones de mercado.

La organización modelo diseñada debe efectuar las mismas actividades y funciones que las Distribuidoras, considerando los aspectos comerciales, técnicos y de apoyo como así también toda la infraestructura necesaria (terrenos, edificios, vehículos, equipamiento, etc.), a fin de lograr la validación final de los costos a transferir.

Tal como fue concebido, el modelo genera los costos de personal, los que son complementados con los costos de explotación del negocio y mantenimiento de las instalaciones. Para el desarrollo de estos últimos es fundamental el conocimiento de ciertos parámetros básicos que permiten establecer con precisión los niveles de actividad de la distribuidora y por consiguiente los costos relacionados con la misma.

Cabe destacar que el esquema de relación descrito entre Clientes, Organigrama y Operaciones se repite para cada uno de los aspectos principales del negocio de distribución.

B.3.2 Formato de la Planilla

Los Organigramas que se utilizan para el cálculo de la dotación están confeccionados utilizando módulos al estilo del que se presenta en la ilustración siguiente, mediante la combinación de estas piezas se van formando todas las estructuras posibles.

Total 16 529

Jefe Depto. 1 65

Secretaria 1 24

Profesional 9 320

Empleado 5 120

Departamento Grandes Clientes

Cada unidad concentra información sobre el personal que la compone, desplegados en filas se observan los distintos niveles jerárquicos, donde la primera columna a la derecha


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de éstos informa sobre la cantidad de agentes que revistan en cada uno de ellos, y la última columna a la derecha resume el costo salarial anual para el nivel de que se trate.

El costo salarial es el producto de la dotación del nivel por el costo salarial correspondiente a la distribuidora bajo análisis y admite diversas categorías comenzando por el Gerente General y terminando con el Operario.

Los módulos tienen un encabezamiento donde se coloca el título, cuando se trata de posiciones individuales, o el nombre del área o sector, cuando se refiere a equipos de trabajo que desarrollan una función determinada dentro del conjunto de la organización.

Tal como está concebido el organigrama, cada módulo contiene información sobre el área que está representando, en mayor o menor grado de detalle según la etapa de análisis en la que se encuentre.

En todos los casos se cubren todos los niveles de la escala salarial. Como los organigramas están desarrollados sobre una hoja de cálculo se han vinculado todas las casillas de modo que cada titular vaya resumiendo la información correspondiente a su área de responsabilidad. De éste modo el cómputo de dotaciones y costos se realiza en forma automática y cuando se introduce una modificación de los mismos en un sector se refleja de inmediato en el total a nivel empresa.

Cabe aclarar que las casillas de dotación se pueden llenar de dos formas, esto es se puede desarrollar un algoritmo para el cálculo de la dotación en forma proporcionada a las instalaciones de la distribuidora, o directamente consignar un valor absoluto.

La primera modalidad se utiliza para estimar las dotaciones de base de aquellas funciones típicas que presentan una variabilidad con algunos de los parámetros representativos del territorio de concesión, en tanto que la segunda se utiliza cuando la dotación es independiente de los mismos y la única posibilidad es ponderar su magnitud en base a criterios de eficiencia.

Esta última situación normalmente se presenta con la funciones staff, o con aquellas de explotación relacionadas con planificación y desarrollo.

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ANEXO C: DETERMINACION DE LAS RESTRICCIONES AL TENDIDO DE REDES Y PERFILES TÍPICOS DE ALUMBRADO PÚBLICO

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ANEXO C: DETERMINACION DE LAS RESTRICCIONES AL TENDIDO DE REDES Y PERFILES TÍPICOS DE AP

En el presente Anexo se describen las tareas realizadas a fin de determinar las restricciones al Tendido de Redes y Perfiles Típicos de Alumbrado Público:

• Relevamiento de VIAS de Alumbrado Público

• Determinación de las Restricciones al Tendido de Red AEREA en Baja Tensión.

• Determinación de los Perfiles Típicos de Vías

C.1 RELEVAMIENTO DE VIAS DE ALUMBRADO PÚBLICO

Con el fin de actualizar datos para el VAD correspondiente, EDELNOR determinó la necesidad de contar con un mejor detalle en la información de vías de Alumbrado Público.

La gerencia responsable de enviar dicha información es la de Regulación y Gestión de Energía, la misma que solicitó a la Gerencia Técnica la ejecución del relevamiento de las aproximadamente 40.614 vías de Lima Metropolitana. La Gerencia Técnica a su vez encargó a las Secciones Gestión Datos Técnicos y Calidad del Producto y Análisis, ejecutar dicho proyecto con la empresa ETASG E.I.R.L. dentro del marco del contrato firmado el 01 de marzo de 2007.

Esta informacion fue enviada al OSINERGMIN en tablas con formato ASCII conjuntamente con la Nota de Respuesta a las Observaciones realizada al Primer Informe de Avance.

C.1.1 Criterios Utilizados

El relevamiento consistió en realizar actividades en campo con el fin de recopilar datos agrupados en tres aspectos:

Postes: Para confirmar la codificación y la pertenencia a determinada vía.

Secciones: Para confirmar el nombre de la vía, determinar el tramo y la cantidad de pistas, identificar el tipo de calzada y determinar las longitudes de los elementos que conforman la sección: veredas, bermas y pistas, así como las referencia de la ubicación de los postes: asimismo, determinar el overhang.

GPS: Para cada Sección-tramo descrito en el párrafo anterior establecer las coordenadas del punto inicial y final, con las cuales uniendo estos puntos se determinen líneas , para conseguir rectas que en conjunto se aproximan al desarrollo de la vía.

C.1.2 Desarrollo de los Trabajos

El desarrollo del proyecto siguió la secuencia: Relevamiento de Postes y Secciones y posteriormente determinación de coordenadas con el GPS.

La información se relevaba tomando como referencia los valores de los parámetros indicados en el siguiente gráfico:

C: Determinacion de las Restricciones al Tendido de Redes y Perfiles Típicos de AP

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Leyenda :

V1 .- Ancho de vereda del lado izquierdo conforme la posición del operador. V2 .- Ancho de vereda del lado derecho conforme la posición del operador. P1.- Ancho de la pista uno -según esquema- si lo hubiese. P2 .- Ancho de la pista dos -según esquema- si lo hubiese. P3 .- Ancho de la pista tres -según esquema- si lo hubiese. P4 .- Ancho de la pista cuatro -según esquema- si lo hubiese. B1 .- Ancho de la berma uno -según esquema- si lo hubiese. B2 .- Ancho de la berma dos -según esquema- si lo hubiese. B3 .- Ancho de la berma tres -según esquema- si lo hubiese. B4 .- Ancho de la berma cuatro -según esquema- si lo hubiese. B5 .- Ancho de la berma cinco -según esquema- si lo hubiese.

Se relevaron, validaron y verificaron 33.312 vías.

El resto de vías no se pudieron relevar por diversas razones , como por ejemplo: ubicación en zona peligrosa ó señal del GPS no detectable .

Los datos obtenidos luego eran procesados en terminales informáticos por un grupo de digitadores en formatos establecidos, procediendo después a consolidarlos para luego vía remota cargarlos al Sistema Técnico de EDELNOR (SDA) en un módulo exclusivamente desarrollado para tal fin , denominado: Corte de Vías, en donde se validaban dichos datos, para permitir finalmente si no había observaciones , el registro final.

C.1.3 Validación de la Informacion Relevada

Con el objeto de validar la informacion relevada se efectuó una verificación con la informacion suministrada por EDELNOR al OSINERG en el VNR a Junio2008, encontrando que del total de longitudes de vías se ha verificado la existencia del 65% del total, de acuerdo al siguiente detalle:

Info VNR Relevadas %

1 6 ‐ 0%2 241 98 41%3 637 409 64%4 4,797 2,866 60%5 2,572 1,978 77%

TOTAL 8,252 5,351 65%

TIPO DE ALUMBRADO PUBLICO

LONGITUD DE LAS VIAS [ km ]

A partir de la informacion analizada se graficaron las zonas Geográficas que dan cubrimiento a Lima Norte, tanto para la informacion del VNR como la Relevada y la complementaria entre ambas.


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A continuación se presentan los resultados obtenidos:


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REPRESENTACIÓN DE LAS VIAS Y EL MANZANADO PARA UNA ZONA DE LIMA NORTE


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DETALLE DE LAS VIAS INFORMADAS EN EL VNR DETALLE DE LAS VIAS RELEVADAS POR EDELNOR


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DETALLE DE LAS VIAS INFO. EN VNR Y RELEVADAS DETALLE DE LAS VIAS NO RELEVADAS POR EDELNOR

No Relevadas

Relevadas


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C.1.4 Conclusiones del Análisis realizado

Como resultado del análisis realizado se observa que la informacion relevada es totalmente consistente con lo informado por EDELNOR en la Base de VNR al OSINERGMIN.

No existen zonas sin relevar que presenten sesgos marcados que impidan su utilización a la totalidad de Lima Norte, al permitir disponer de un mejor detalle de los cortes para cada una de las vías relevadas.

C.2 DETERMINACIÓN DE LAS RESTRICCIONES AL TENDIDO DE REDES

C.2.1 Red Aérea en Baja Tensión.

En función de la informacion de las vías informadas en el VNR 2008 y considerando las restricciones establecidas para el tendido de red Aéreas de acuerdo a lo descrito en el punto 3.1.1 B del Informe Final se han determinado los porcentajes de vías que corresponden con cada una de las dos alternativas previstas para cada una de las 10 subzonas analizadas.

Los resultados obtenidos se presentan a continuación:

TIPO DE ZONA TOTALZONA SIN CONTAMINACION SALINA MUY ALTA DENSIDAD 16,013 3% 543,346 97% 559,360 ZONA SIN CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ SUBTERRANEA 43,418 7% 615,716 93% 659,134 ZONA SIN CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ AEREA 100,909 7% 1,414,692 93% 1,515,601 ZONA SIN CONTAMINACION SALINA MEDIA DENSIDAD 161,300 10% 1,405,349 90% 1,566,649 ZONA SIN CONTAMINACION SALINA BAJA DENSIDAD 23,176 12% 175,192 88% 198,368 ZONA CON CONTAMINACION SALINA MUY ALTA DENSIDAD 39,260 4% 894,499 96% 933,759 ZONA CON CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ SUBTERRANEA 42,449 6% 704,286 94% 746,735 ZONA CON CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ AEREA 48,929 7% 623,241 93% 672,170 ZONA CON CONTAMINACION SALINA MEDIA DENSIDAD 110,263 9% 1,131,104 91% 1,241,367 ZONA CON CONTAMINACION SALINA BAJA DENSIDAD 13,320 8% 145,443 92% 158,763

TOTAL 599,038 7% 7,652,868 93% 8,251,905

SUBTERRANEA AEREA

Los criterios utilizados fueron los siguientes:

• Se considero la existencia de restricción y la necesidad de realizar un tendido de red subterránea si el ancho de la calle resulta mayor a 5,1 m y menor a 7,8 m y no se han considerado las vías informadas como tipo “PP” - Pasaje Peatonales.

• Los valores no se han expandido a todo el mercado, no fijando restricciones en todas aquellas vías que no hayan sido asignadas en alguno de los bloques fijados en la zonificación propuesta.

• Para el modelado se descontarán en cada zona las áreas establecidas como zonas monumentales o históricas.

C.2.2 Determinación de las Restricciones al Cruce de Calles de la Red AEREA en Baja Tensión.

En función de la informacion de las vías informadas en el VNR y considerando las restricciones establecidas para el tendido de red Aéreas de acuerdo a lo descrito en el punto 2.1.4 C del Segundo Informe Parcial a partir de vías con ancho mayor a 12 metros, se determinaron los porcentajes para cada una de las 10 SubZonas de estudio calculadas.


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TOTAL

[km] [%] [km] [%] [km]

ZONA SIN CONTAMINACION SALINA MUY ALTA DENSIDAD 331.8 60% 224.1 40% 555.9 ZONA SIN CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ SUBTERRANEA 291.3 44% 367.2 56% 658.5 ZONA SIN CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ AEREA 546.6 36% 967.8 64% 1,514.3 ZONA SIN CONTAMINACION SALINA MEDIA DENSIDAD 495.1 31% 1,078.2 69% 1,573.3 ZONA SIN CONTAMINACION SALINA BAJA DENSIDAD 86.9 44% 112.7 56% 199.6 ZONA CON CONTAMINACION SALINA MUY ALTA DENSIDAD 628.5 68% 301.3 32% 929.7 ZONA CON CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ SUBTERRANEA 328.5 44% 416.6 56% 745.1 ZONA CON CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ AEREA 253.6 38% 418.6 62% 672.2 ZONA CON CONTAMINACION SALINA MEDIA DENSIDAD 403.7 32% 840.5 68% 1,244.2 ZONA CON CONTAMINACION SALINA BAJA DENSIDAD 76.1 48% 82.9 52% 159.0 TOTAL 3,442.1 42% 4,809.8 58% 8,251.9

ANCHO DE VIAS < 12 mZONA

ANCHO DE VIAS > 12 m


• Dado que la informacion suministrada para el VNR cuenta con el ancho de las vías no fue necesario utilizar la informacion relevada por EDELNOR.

• Se considero la existencia de restricción al cruce de calle por parte de la red aérea de Baja Tensión en la media que el ancho de la vía sea mayor a 12 metros.

C.2.3 Determinación de las Restricciones al Tendido de Red Aerea en Media Tension.

Con el objeto de verificar esta restricción se ha desarrollado un modelo a partir de una nueva zonificación del área servida de Lima Norte, considerando una cuadrícula uniforme de 100 metros x 100 metros.

Para cada cuadrícula denominada Bloque, se determinó que porcentaje de vías de ALP presentaban restricciónes por ancho de vereda menores a los establecidos en el punto 2.1.4 C del Tercer Informe Parcial, al tendido de redes tipo: Aéreas, Autosoportada o Subterráneas.

De acuerdo a análisis de casos reales, se calificó a cada uno de los bloques con un determinado tipo de red en la medida que se cumpla alguna de las siguientes condiciones:

• Subterráneo: Si la longitud de vías calificadas como subterráneas resulta superior al 50% del total de vías en el bloque.

• Autosoportado: Si la longitud de vías calificadas como autosoportadas resultan con un valor superior al 50% del total.

• Convencional: Los bloques que no han sido calificados como subterráneas, ni como autosoportado.

Considerando las restricciones establecidas y considerando la totalidad de los bloques se determina el % de vías que presentan las denominadas restricciones especiales en donde el ancho de la calle resulta entre 8,0 metros y 9,0 metros respecto de las denominadas con restricción simple en donde el ancho de la calle se encuentra entre 9,0 metros y 10,0 metros. Sobre la base de este valor se diferencias los porcentajes de redes autosoportadas con ménsula y poste de acero de las autosoportadas con poste de concreto.


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Un estudio similar se realiza con las redes convencionales para desagregarlas entre las convencionales en bandera respecto de las convencionales estándares.


MENSULA CONVENCIONAL BANDERA CONVENCIONALZONA SIN CONTAMINACION SALINA MUY ALTA DENSIDAD 100%ZONA SIN CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ SUBTERRANEA 100%ZONA SIN CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ AEREA 10% 11% 9% 23% 47%ZONA SIN CONTAMINACION SALINA MEDIA DENSIDAD 13% 10% 10% 23% 43%ZONA SIN CONTAMINACION SALINA BAJA DENSIDAD 15% 8% 7% 20% 50%ZONA CON CONTAMINACION SALINA MUY ALTA DENSIDAD 7% 6% 5% 14% 67%ZONA CON CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ SUBTERRANEA 100%ZONA CON CONTAMINACION SALINA ALTA DENSIDAD ‐ AEREA 100%ZONA CON CONTAMINACION SALINA MEDIA DENSIDAD 8% 7% 11% 24% 48%ZONA CON CONTAMINACION SALINA BAJA DENSIDAD 11% 7% 10% 23% 47%

AUTOSOPORTADA CONVENCIONALTIPO DE ZONA SUBTERRANEA


• Se considero la existencia de restricción al tendido de red, si el Ancho de la Calle (AC) cumple con la siguiente condiciones: − Subterránea: AC < 8,0 metros − Autosoportada con ménsula y poste de acero: 8,0 m < AC < 9,0 m − Autosoportada convencional y poste de concreto: 9,0 m < AC < 10,0 m − Convencional en Bandera: 10,0 m < AC < 12,2 m − Convencional: 12,2 m < AC

• No se consideraron restricciones en las Zonas MAD y AD 1 por corresponder red subterránea como densidad de carga.

C.3 DETERMINACIÓN DE LOS PERFILES DE ALUMBRADO PÚBLICO.

Los once parámetros descritos en el punto C.1.2. de este documento, que conforman el perfil a estudiar para determinar las instalaciones óptimas de Alumbrado Público se han identificado con códigos de perfiles conformados por 1 (unos) y 0 (ceros) para indicar la existencia de los distintos elementos, según se indica en el ejemplo siguiente:

El código 11100000011, indica que existe: Vereda izquierda, berma izquierda, pista, berma derecha y vereda derecha. Los valores en 0 (cero) indican que no existen la berma 2, la pista 2, la berma 3, la pista 3, la berma 4 ni la pista 4.

Por su parte el código 11111111111 indica que es una pista con todos los componentes definidos para el corte, es decir 2 veredas, 4 pistas y 5 bermas.

Con esta información se han clasificado los perfiles típicos de todas las vías relevadas agrupándolas por tipo de vía y tipo de alumbrado, de manera de representar el 95% del total de redes que dispone EDELNOR, según se indica en las siguientes tablas (en el caso de vías con Alumbrado Tipo I se indica directamente la identificación para cada perfil que se presenta en el Anexo D).

Cortes típicos de vías - Alumbrado Tipo I Long (km) ParticipaciónPANAMERICANA NORTE – Cruce Av. Habich 9.308 17%PANAMERICANA NORTE – Cruce Av. 2 DE OCTUBRE km 21.5 9.182 17%PANAMERICANA NORTE – Cruce Carretera a Ventanilla 16.750 31%PANAMERICANA NORTE – Kilómetro 40 14.223 26%AUTOPISTA RAMIRO PRIALE 4.952 9%


C-10

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Tipo de VIA

Tipo Alumbrado

CodigoLongitud [ m ]

Participación en Tipo de Alumbrado

CO 2 11111000011 6.532 36%CO 2 11111111111 2.594 14%CO 2 11100000011 4.230 23%CO 2 10111000001 2.900 16%CO 2 10111111101 2.090 11%CO 3 10100000001 11.450 8%CO 3 11100000011 47.173 32%CO 3 11111000011 43.196 29%LR 3 10100000001 18.265 12%LR 3 11100000011 27.930 19% LR 4 00100000000 20.264 1%LR 4 01100000010 125.330 7%LR 4 01100000011 15.510 1%LR 4 10000000000 57.457 3%LR 4 10100000001 175.473 10%LR 4 10100000011 34.943 2%LR 4 11000000001 10.967 1%LR 4 11100000000 12.725 1%LR 4 11100000001 42.056 2%LR 4 11100000010 17.699 1%LR 4 11100000011 1.260.150 69%LR 4 11111000011 52.881 3%LR 5 00100000000 16.363 1%LR 5 01100000000 7.486 0%LR 5 01100000010 226.272 11%LR 5 01100000011 11.820 1%LR 5 10000000000 40.098 2%LR 5 10100000001 95.752 5%LR 5 10100000011 12.000 1%LR 5 11100000001 25.410 1%LR 5 11100000010 8.902 0%LR 5 11100000011 883.184 44%LR 5 11111000011 53.678 3%PP 5 00100000000 29.225 1%PP 5 01100000000 10.228 1%PP 5 01100000010 227.587 11%PP 5 10000000000 117.422 6%PP 5 10100000001 58.152 3%PP 5 10100000011 12.245 1%PP 5 11000000001 16.979 1%PP 5 11100000001 10.805 1%PP 5 11100000011 145.402 7%

D-1

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ANEXO D: OPTIMIZACION DE LAS INSTALACIONES DE ALUMBRADO PÚBLICO

D-1

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ANEXO D: OPTIMIZACIÓN DE LAS INSTALACIONES DE ALUMBRADO PÚBLICO

En el presente capítulo se estudia el Sistema Óptimo de Alumbrado Público como parte del Estudio de Costos del Valor Agregado de Distribución de Baja Tensión correspondiente al Sector de Distribución Típico 1, empresa de Distribución Eléctrica EDELNOR, sistema Lima Norte para la estructuración de la empresa modelo.

Para determinar el Sistema Óptimo aplicable al Alumbrado Público se han evaluado perfiles de vías proporcionados por la empresa concesionaria de Electricidad EDELNOR clasificados según Tipo de Vía y Tipo de Iluminación para conseguir de ésta manera el Consumo de Energía Óptimo. Asimismo se han evaluado áreas típicas representativas destinados a Plazas Parques y Plazuelas, de acuerdo a lo indicado en la Norma Técnica DGE “Alumbrado de Vías Públicas en Zonas de Concesión de Distribución” del Ministerio de Energía y Minas.

La determinación del sistema óptimo de alumbrado considera las condiciones de una instalación real evaluada de acuerdo al tipo de Iluminación de la Vía, de esa manera se ha seleccionado las luminarias de alumbrado público que se comercializan en el mercado nacional evaluando los componentes de la unidad de alumbrado como son el conjunto de postes, pastorales y demás accesorios de montaje.

El procedimiento para determinar la distribución de las unidades de Alumbrado Público así como el tipo y potencia de lámpara, altura de montaje, tipo de poste y pastorales ha considerado lo siguiente:

D.1 INFORMACIÓN PRELIMINAR

Proporcionado por la empresa de Distribución Eléctrica EDELNOR consistente en:

• Perfiles de vías típicos para cada Tipo de Vía por cada Tipo de Alumbrado.

• Longitud de vía por cada Tipo de Vía por cada Tipo de Alumbrado.

• Cantidad de Parques Plazas y Plazuelas con sus respectivas áreas.

• Descripción de los componentes de Alumbrado Público.

Componentes Normalizados en la empresa de Distribución Eléctrica utilizados en la instalación del sistema de Alumbrado Público

D.2 CONSIDERACIONES Y CRITERIOS PARA EL ESTUDIO DE OPTIMIZACIÓN

D.2.1 Consideraciones geométricas.

Para la realización de los cálculos luminotécnicos se han de considerar los siguientes valores geométricos:

• Distancia del eje del poste al borde de la vereda 0.30m.

• Ganancia en el avance horizontal en el conjunto poste-pastoral : − - Debido a las abrazaderas: 0.20m. − - Debido a la ubicación del centro fotométrico en la luminaria: 0.30 en

luminarias para lámparas de 50W, 70W y 150W, y 0.40m en las luminarias para lámparas de 250W y 400W.

D: Optimización de las Instalaciones de Alumbrado Público

D-2

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• Se ha despreciado la ganancia vertical debido a la inclinación de la luminaria.

• Altura útil de los postes a 9/10 de la longitud nominal.

• Para los perfiles asimétricos se ha considerado la geometría más desfavorable.

• En caso de calzadas con bermas laterales sin veredas el avance de la proyección de la luminaria respecto a la vía se ha considerado cero. (Overhang= 0.0)

D.2.2 Consideraciones técnicas.

a. DETERMINACIÓN DEL FACTOR DE MANTENIMIENTO

Las características de un sistema de alumbrado público por ende su funcionamiento, se deterioran a través del tiempo debido a muchos factores, algunas de ellas son:

• Reducción de la emisión luminosa de las lámparas.

• Ensuciamiento de las luminarias.

• Envejecimiento en los componentes tales como los reflectores, refractores, difusores.

• Vibraciones regulares a que están sometidas las luminarias

• Cambios de temperatura dentro de la luminaria

• Las variaciones de tensión en los terminales de las fuentes luminosas etc.

Todos estos factores descritos son representados a través de un Factor Total de Pérdidas de Luz, conocido como Factor de Mantenimiento.

El valor del factor Total de Pérdida de Luz (TOTAL LIGHT LOSS FACTOR), puede ser simplificado a las siguientes consideraciones:

• Depreciación de lúmenes de la lámpara.

• Depreciación por ensuciamiento de la luminaria .

• Depreciación de los componentes de la luminaria (depreciación de las superficies del espejo, cubierta óptica)

Relacionado mediante la fórmula :

Factor de Mantenimiento (Light Loss Factor) = Factor por depreciación de Lúmenes de la lámpara X Factor por ensuciamiento de la luminaria X Factor de desgaste de la luminaria.

El factor por depreciación de la lámpara, es determinado en función a las curvas de vida útil de la lámparas proporcionado por los fabricantes, y consiste en el tiempo el cuál el flujo luminoso emitido por la lámpara se reduce al 80 por ciento del flujo inicial.

El factor por ensuciamiento de la luminaria es determinado por las condiciones ambientales y por el tiempo de exposición. Considerando una limpieza anual , y un ambiente moderado se obtiene un factor de 0.9 (Ver Extracto de Publicación de American National Standard Adjunto).


D-3

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D-4

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D-5

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El factor por desgaste de luminaria se encuentra en el orden de 0.98


D-6

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El factor por ensuciamiento y por desgaste de la luminaria, coincide con los valores promedios obtenidos en el campo y determinado en las zonas de polución media y alta.

Finalmente:

Factor de Mantenimiento (Factor de Pérdidas de Luz ) = 0.8 x0.9 x0.98 = 0.70

b. TIPO DE LÁMPARA.

Utilización de lámparas de descarga a alta presión Vapor de Sodio por ser la más eficientes que existe en el mercado nacional e internacional para el Alumbrado de vías públicas.

c. TIPO DE LUMINARIA.

Para el desarrollo del presente estudio se han tenido que evaluar y comparar las diversas luminarias que se comercializan en el mercado local, de esa manera seleccionar las luminarias representativas las cuales están normalizadas y son utilizadas por las empresas de distribución de electricidad en las marcas de los fabricantes Josfel, Schréder, Philips, General Electric.

Cabe mencionar que los cálculos realizados en la evaluación de sistema óptimo de alumbrado considera el reemplazo de luminarias en algún tramo de una determinada vía que no sea necesariamente luminarias de un mismo fabricante pero que sin embargo deberán cumplir con la Normativa vigente.

d. POSTES.

Se han utilizado postes normalizados por la empresa de Distribución

Poste de Concreto Longitud (m)

7/100/120/225 7.0

7/200/120/225 7.0

8/200/120/240 8.0

9/200/120/255 9.0

11/200/150/255 11.0

e. PASTORALES

Pastorales metálicos normalizados de acero galvanizado. Estos pastorales permiten ajustar la altura de montaje de la instalación y adecuarse al perfil de la vía sin necesidad de cambiar el tipo de poste.

Pastoral PS/1.5/1.9/1.50 15°Pastoral PS/3.2/3.4/1.50 15°Pastoral PS/1.2/1.7/1.50 5°Pastoral PS/1.5/3.0/1.50 5°Pastoral PS/0.55/1.0/1.50 15°

Pastorales Simples


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Para la instalación del pastoral PS/1.2/1.7/1.50, PS/0.55/1.0/1.50, se considerará una longitud de 0.50m para el montaje de las abrazaderas al poste, por lo que el avance vertical correspondiente según nominación del pastoral disminuye en 0.50m.

D.3 CRITERIO DE DISEÑO.

La distancia óptima de las unidades de Alumbrado Público han sido determinado considerando una vía continua sin intersecciones. Sin embargo en la realidad existen intersecciones es decir las vías son cortadas por otras vías que influyen sobre el vano teórico de las instalaciones de alumbrado público. La conformación final de las unidades estará en función de la longitud de la manzana y el ancho de la vía que los cruza de acuerdo a cada zona de servicio, por ello se debería aplicar un factor de ajuste que permitiría considerar con mayor precisión una instalación real.. En el anexo B se analiza el factor de ajuste.

Para el caso de Pasajes Peatonales se ha considerado un distanciamiento medio entre unidades de alumbrado público de 20 metros. Esto se debe a que los pasajes peatonales son vías angostas que limitan la altura de montaje de las unidades de alumbrado y por lo tanto el vano correspondiente, además la longitud de los pasajes en la mayoría tienen una longitud 40 metros. Se ha evaluado por lo tanto en un perfil típico representativo.

De acuerdo a las exigencias de la normativa vigente, las vías peatonales pueden estar también iluminadas con luminarias con equipo y lámpara de 50W, ya sea en luminarias convencionales o farolas ornamentales.

D.4 SOFTWARE PARA EL CÁLCULO DE ILUMINACIÓN.

Para la determinación de los parámetros de Iluminación se ha utilizado el programa de alumbrado ILUMINA 2.1 con las fotometrías de los diversos fabricantes que proveen de luminarias a EDELNOR.

Previamente, se ha realizado una confrontación de los resultados obtenidos con los diferentes Software de uso en el Perú, como son ILUMINA 2.1 software libre de la empresa JOSFEL, CALCULUX de la empresa PHILIPS, y LUNA utilizado por la empresa EDELNOR, a fin de corroborar la precisión y similitud de los resultados; para ello se ha evaluado algunos Perfiles de Vía y se ha procedido a comparar los resultados.

D.5 NORMA DE ALUMBRADO

Los valores determinados en la evaluación de los diferentes perfiles clasificados del presente Estudio deben cumplir lo establecido en la Norma Técnica DGE: “Alumbrado de Vías Públicas en Zonas de Concesión de Distribución” cuya vigencia data desde el 01 de marzo del 2003 que se indican a continuación:


D-8

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Uniformidad de Luminancia Uniformidad de Iluminancia

La iluminación de las veredas no deberá ser inferior al 20% de la iluminación media de la calzada.

D.5.1 Plazas, parques y plazuelas

La instalación de las unidades de alumbrado en Plazas parques y plazuelas es a razón de 0.13W / m2 como mínimo.

D.6 AJUSTE DEL VANO TEÓRICO EN LAS INSTALACIONES DE ALUMBRADO PÚBLICO.

La distancia óptima de las unidades de Alumbrado Público ha sido determinada considerando una vía continua sin intersecciones. Sin embargo en la realidad existen intersecciones es decir las vías son cortadas por otras vías que influyen sobre el vano teórico de las instalaciones de alumbrado público. La conformación final de las unidades estará en función de la longitud de la manzana y el ancho de la vía que los cruza de acuerdo a cada zona de servicio.


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A W

D

A W

Daj

Por lo tanto es necesario aplicar un factor que permita ajustar el vano teórico D a un vano de una instalación real Daj, Así tenemos:

a). Longitud de la manzana A

b). Ancho de la vía de intersección W

c). Vano de diseño D

d). Vano de ajuste Daj

e). Número de luminarias en intervalo de ajuste N

Vano de ajuste: Daj= N

WA + N : número entero

Número de luminarias por kilómetro calculado (diseño) = D

1000

Número de luminarias por kilómetro ajustado = Daj

1000 =

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

NWA

1000

D.6.1 Factor de ajuste (k)

K = N° Luminarias por kilómetro ajustado / N° Luminarias por kilómetro de diseño

Siendo K > 1

K =

D

NWA

1000

1000

⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

= ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

NWA

D


D-10

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K = ⎟⎠⎞

⎜⎝⎛ +

NWA

D

D.6.2 Conclusión

El factor de ajuste dependerá de la longitud de la cuadra o manzana, y el ancho de la vía de cruce, que varía según la zona de servicio.

D.6.3 Ejemplos

Para el vano teórico promedio de 35m.

Ancho de cruce de 13m (V1.5/B2.0/P6.0/B2.0/V1.5)

1. A = 100m

W = 13m (V1.5/B2.0/P6.0/B2.0/V1.5)

Daj = (100+13)/4 = 28.25

Vano de diseño: 35m K =35/28.25 =1.24

2. A = 120m

W = 13m (V1.5/B2.0/P6.0/B2.0/V1.5)

Daj = (120+13)/4 = 33.25

Vano de diseño: 35m K =35/33.25 =1.05

3. A = 150m

W = 13m (V1.5/B2.0/P6.0/B2.0/V1.5)

Daj = (150+13)/5 = 32.6

Vano de diseño: 35m K= 35/32.6 = 1.07

D.6.4 Aplicación en el modelado

Tomando en cuenta que la información de la longitud de vías utilizada para la extrapolación de los resultados de los Estudios de Alumbrado para los diferentes perfiles típicos está determinada sobre los ejes de calles, es decir que incluye los cruces de calle, no se ha aplicado el factor de ajuste.


D-11

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D.7 RESULTADOS DEL ESTUDIO PARA PLAZAS, PARQUES Y PLAZUELAS

La clasificación de los parques, plazas y plazuelas del área de concesión de Edelnor se efectuó agrupando todas las áreas de parques informadas en forma gráfica por Edelnor en tres categorías de acuerdo con su tamaño (superficie), considerando:

• Tipo I : parques de superfície menor a 5 000 m2

• Tipo II : parques de superficie mayor o igual a 5 000 m2 y menor a 15 000 m2

• Tipo III : parques de superficie mayor o igual a 15 000 m2

Una vez clasificados se determinó el área promedio para cada categoría, y se estimó un ancho y largo promedio considerando una forma típica rectangular y un ancho típico de 50 m o 100 m según el tamaño.

Como resultado de la clasificación se han obtenido las siguientes superficies totales por tipo de parque y para cada una de las áreas típicas en que se ha zonificado el área de concesión de Edelnor.

Área Típica 01

Área Típica 02

Área Típica 03

Área Típica 04

Área Típica 05

Área Típica 06

Área Típica 07

Área Típica 08

Área Típica 09

Área Típica 10

Área total de Parques Tipo 1 a i luminar ( km2 ) 0,21 0,24 0,47 0,27 0,00 0,35 0,43 0,32 0,31 0,01Área total de Parques Tipo 2 a i luminar ( km2 ) 0,65 0,51 0,96 0,42 0,00 0,85 0,97 0,77 0,76 0,02Área total de Parques Tipo 3 a i luminar ( km2 ) 0,72 0,80 1,71 0,37 0,00 1,17 0,77 0,54 0,43 0,10

A continuación se muestran los resultados de los cálculos realizados para los diversos perfiles en estudio Plazas parques y plazuelas.

Unidad valorm2 1,686 (50mx34m)

1,854

Según esquemaGrados 15

m 8.7PS/1.5/1.9/1.5

m 9.73

AS70C2SPASTRO VS 70Corto Tipo II,

Semirecortado70W VSAP-T

Lm 6,5000.7133

Lx 4.420.05

W/m2 0.14Uniformidad Media en Iluminancia (Emín/Emed)

PARQUE TIPO I

Flujo luminoso de lámparaFactor de MantenimientoCantidad de unidades de AlumbradoNúmero de luminarias por U.A.P.

CARACTERISTICAS DE LA CALIDAD DE LA INSTALACION

Distribución

Poste

Cantidad

Altura de Montaje

Archivo Fotométrico

Número de luminarias

Iluminancia Media

SuperficieDescripción

INSTALACION

RELACION ESPECIFICA

Nombre

LUMINARIA

Clasificación Fotométrica

Lámpara

Inclinación de luminaria

Pastoral


D-12

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462


m 8.7PS/1.5/1.9/1.5

m 9.73



Lm 6,5000.76

4x2 + 2x3.14

Lx 5.080.09

W/m2 0.14

PARQUE TIPO II

DescripciónSuperficie

INSTALACIONCantidad

DistribuciónInclinación de luminariaPoste

Altura de MontajePastoral

LUMINARIAArchivo Fotométrico Nombre


LámparaFlujo luminoso de lámparaFactor de MantenimientoCantidad de unidades de Alumbrado

Uniformidad Media en Iluminancia (Emín/Emed)RELACION ESPECIFICA

Número de luminarias por U.A.P.Número de luminariasCARACTERISTICAS DE LA CALIDAD DE LA INSTALACIONIluminancia Media


D-13

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64


m 8.7PS/1.5/1.9/1.5

m 9.73



Lm 6,5000.721242

Lx 5.050.08

W/m2 0.135

PARQUE TIPO III

DescripciónSuperficie

INSTALACIONCantidad

DistribuciónInclinación de luminariaPoste

Altura de MontajePastoral

LUMINARIAArchivo Fotométrico Nombre


LámparaFlujo luminoso de lámparaFactor de MantenimientoCantidad de unidades de Alumbrado

Uniformidad Media en Iluminancia (Emín/Emed)RELACION ESPECIFICA

Número de luminarias por U.A.P.Número de luminariasCARACTERISTICAS DE LA CALIDAD DE LA INSTALACIONIluminancia Media


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D.8 RESULTADO DEL ESTUDIO PARA LOS DISTINTOS PERFILES DE VÍAS PARA CADA TIPO DE ALUMBRADO

D.8.1 Perfiles Típicos y Estudios para Vías con Alumbrado Tipo I

Para este tipo de alumbrado no se han determinado perfiles típicos genéricos, sino que se han considerado los perfiles de las vías existentes (Panamericana Norte y Autopista Ramiro Priale).

a. PANAMERICANA NORTE – CRUCE AV. HABICH

CORTE REPRESENTATIVO - TIPO I. CALZADA CENTRAL

4.0 3.0 6.0 10.0 1.7 10.0 4.3 6.0 2.4 1.516.4


D-15

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Resultados:

CRUCETRAMO

Emáx=66.2 Emed=48.54 Emín=36.91

Lmáx=3.7 Lmed=2.78 Lmín=1.82UoG

X Y Z1.67 45 1.505.00 45 1.508.33 45 1.50

Espaciamiento (m) TIPO III (150W VSAP) 35Cantidad de unidades por kilometro TIPO III 57.143

0.780.89

AV. E HABICH1

Número de Calzadas TIPO III 2

UNIFORMIDADES LONGITUDINALES

Posición del Observador ( m)UL

0.80

Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.65Indice de Control de Deslumbramiento …………..


ILUMINANCIASIluminancia Media Emín / Emed = 0.76

Flujo ( Lúmenes) 55000Factor de Mantenimiento 0.70

Clasificación M-III-SR Lámpara VSAP-T 400W

LUMINARIA

Archivo Fotométrico 400BI001Nombre BIH-100RS EA

Cantidad de unidades por kilometro TIPO I 66.667

Overhang (Avance) 0.75 / 0.75

Altura de Montaje (m) 14.70Espaciamiento (m) TIPO I 30

INSTALACION

Distribución CENTRAL EN OPOSICION + UNILATERALInclinación ( grados) 15

Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

Ancho de calzada de Cálculo( m ). 10 (VIA PRINCIPAL)Número de Calzadas TIPO I 2

Poste CAC 13 m. Pastoral PS/1/3/1.5"

DESCRIPCION DE LA VIA

PERFIL V4/B3/P6/B16.4/P10/B1.7/P10/B4.3/P6/B2.4/V1.5

TIPO DE ILUMINACIÓN CALZADA CENTRAL: I PANAMERICANA NORTE

CALZADA CENTRAL


D-16

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CORTE REPRESENTATIVO. CALZADA LATERAL IZQUIERDA - TIPO III

Resultados:

CRUCETRAMO

Emáx=38.68 Emed=21.26 Emín=11.38

Lmáx=2 Lmed=1.31 Lmín=0.84UoG

TIPO DE ILUMINACIÓN CALZADA LATERAL: III PANAMERICANA NORTEAV. E HABICH1 CALZADA LATERAL1

Poste CAC 9 m. Pastoral PS/1.5/1.9/1.5"


PERFIL V4/B3/P6/B16.4/P10/B1.7/P10/B4.3/P6/B2.4/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6 (VIA LATERAL IIZQUIERDO)Número de Calzadas TIPO I 2Número de Calzadas TIPO III 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución CENTRAL EN OPOSICION + UNILATERALInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 9.10Overhang (Avance) -1.30

LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS1501Nombre ASTRO150Clasificación M-III-SR Lámpara VSAP-T 150WFlujo ( Lúmenes) 16500Factor de Mantenimiento 0.70


ILUMINANCIASIluminancia Media Emín / Emed = 0.54Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.64Indice de Control de Deslumbramiento …………..


D-17

EDELNOR 21/7/09

CORTE REPRESENTATIVO. CALZADA LATERAL DERECHA – TIPO III.

Resultados:

CRUCETRAMO

Emáx=50.49 Emed=34.28 Emín=19.99




PERFIL V4/B3/P6/B16.4/P10/B1.7/P10/B4.3/P6/B2.4/V1.5

TIPO DE ILUMINACIÓN CALZADA LATERAL: III PANAMERICANA NORTEAV. E HABICH1 CALZADA LATERAL2

Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6 (VIA LATERAL DERECHO)Número de Calzadas TIPO I 2Número de Calzadas TIPO III 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución CENTRAL EN OPOSICION + UNILATERALInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 9.10Overhang (Avance) -0.70

LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS1501Nombre ASTRO150Clasificación M-III-SR Lámpara VSAP-T 150WFlujo ( Lúmenes) 16500Factor de Mantenimiento 0.70


ILUMINANCIASIluminancia Media Emín / Emed = 0.58Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.85Indice de Control de Deslumbramiento …………..


D-18

EDELNOR 21/7/09

b. PANAMERICANA NORTE – CRUCE AV. 2 DE OCTUBRE KM21.5


10.87.25.4 32 10.81.73.0 36 7.2 1.8 2.0

Resultados:

CRUCETRAMO

Emáx=68.30 Emed=48.20 Emín=35.01


X Y Z1.80 60 1.505.40 60 1.509.00 60 1.50

0.720.76

Espaciamiento (m) TIPO III (150W VSAP) 35Cantidad de unidades por kilometro TIPO III 57.143



0.75

Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.59Indice de Control de Deslumbramiento 6.96





LUMINARIA


Cantidad de unidades por kilometro TIPO I 66.667



INSTALACION

Distribución CENTRAL EN OPOSICION + UNILATERALInclinación ( grados) 15


Número de Calzadas TIPO I 2Número de Calzadas TIPO III 2

PERFIL V3/B5.4/P7.2/B32/P10.8/B1.7/P10.8/B36/P7.2/B1.8/V2Ancho de calzada de Cálculo( m ). 10.8 (VIA PRINCIPAL)

1Poste CAC 13 m. Pastoral PS/1/3/1.5"


TIPO DE ILUMINACIÓN CALZADA CENTRAL: I PANAMERICANA NORTEAV. 2 DE OCTUBRE


D-19

EDELNOR 21/7/09

c. PANAMERICANA NORTE – CRUCE CARRETERA A VENTANILLA


2.0 7.332 6.91.7 12.5

Resultados:

CRUCETRAMO

Emáx=68.90 Emed=50.35 Emín=36.29


X Y Z1.83 60 1.505.48 60 1.50

UL0.720.75

Indice de Control de Deslumbramiento 6.99


Posición del Observador ( m)

Iluminancia Media Emín / Emed = 0.72Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.77

Factor de Mantenimiento 0.70


ILUMINANCIAS

Lámpara VSAP-T 400WFlujo ( Lúmenes) 55000

Nombre BIH-100RS EAClasificación M-III-SR


LUMINARIA

Archivo Fotométrico 400BI001

Espaciamiento (m) TIPO I 30Cantidad de unidades por kilometro TIPO I 66.667

Inclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 14.70

Qo 0.07

INSTALACION

Distribución CENTRAL EN OPOSICION

Tipo de Superficie de calzada CIE RIII

Ancho de calzada de Cálculo( m ). 7.3Número de Calzadas TIPO I 2

TIPO DE ILUMINACIÓN CALZADA CENTRAL: I PANAMERICANA NORTECARRETERA A VENTANILLA1



PERFIL V2/B30.5/P7.3/B1.7/P6.9/B12


D-20

EDELNOR 21/7/09

d. PANAMERICANA NORTE – KILÓMETRO 40


7.054 1.42.0 7.0

Resultados:

CRUCETRAMO

Emáx=68.22 Emed=49.68 Emín=35.92


X Y Z1.75 60 1.505.25 60 1.50 0.76



0.72






LUMINARIA


Cantidad de unidades por kilometro TIPO I 66.667Overhang (Avance) 0.90 / 0.90


INSTALACION

Distribución CENTRAL EN OPOSICIONInclinación ( grados) 15


Ancho de calzada de Cálculo( m ). 7Número de Calzadas TIPO I 2

TIPO DE ILUMINACIÓN CALZADA CENTRAL: I PANAMERICANA NORTEKILOMETRO 401



PERFIL V2/B54/P7/B1.4/P7….


D-21

EDELNOR 21/7/09

e. AUTOPISTA RAMIRO PRIALE

CORTE REPRESENTATIVO - TIPO I. (LUMINARIA MODELO A)

Resultados:

CORTETRAMO

Emáx=61.47 Emed=44.41 Emín=27.93


X Y Z1.83 -60 1.505.48 -60 1.50 0.72



0.71






LUMINARIA


Cantidad de unidades por kilometro TIPO I 64.516Overhang (Avance) -0.90 / -0.90


INSTALACION

Distribución BILATERAL EN OPOSICIONInclinación ( grados) 15


Ancho de calzada de Cálculo( m ). 7.3Número de Calzadas TIPO I 2

Poste CAC 13 m. Pastoral PS/3.2/3.4/1.5" (Eje de poste a 1 m del borde exterior de Berma (B3.7))


PERFIL 1.9/B3.7/P7.3/B12.6/P7.3/B3.7/1.9

TIPO DE ILUMINACIÓN CALZADA CENTRAL: I RAMIRO PRIALEREPRESENTATIVOTIPO DE LUMINARIA A


D-22

EDELNOR 21/7/09

CORTE REPRESENTATIVO - TIPO I. (LUMINARIA MODELO B)

Resultados:

CORTETRAMO

Emáx=50.89 Emed=43.29 Emín=32.93


X Y Z1.83 -60 1.505.48 -60 1.50

UL0.900.94







ILUMINANCIAS


Nombre SRC 511 IClasificación M-III-SR

Overhang (Avance) -0.90 / -0.90

LUMINARIA

Archivo Fotométrico LUMUCV 051/96

Espaciamiento (m) TIPO I 31Cantidad de unidades por kilometro TIPO I 64.516


Qo 0.07

INSTALACION

Distribución BILATERAL EN OPOSICION

Número de Calzadas TIPO I 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIII

PERFIL 1.9/B3.7/P7.3/B12.6/P7.3/B3.7/1.9Ancho de calzada de Cálculo( m ). 7.3

TIPO DE LUMINARIA BPoste CAC 13 m. Pastoral PS/3.2/3.4/1.5" (Eje de poste a 1 m del borde exterior de Berma (B3.7))


TIPO DE ILUMINACIÓN CALZADA CENTRAL: I RAMIRO PRIALEREPRESENTATIVO


D-23

EDELNOR 21/7/09

D.8.2 Perfiles Típicos y Estudios para Vías con Alumbrado Tipo II

a. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II. CODIGO: 11111000011

AV. ABANCAY-Lima Cercado

5.0 13.0 1.2 13.0 4.4

Resultados:

TRAMO 2COD. 15273 SECCION 1

Emáx=50.20 Emed=31.15 Emín=16.51


X Y Z1.75 -60 1.504.88 -60 1.508.13 -60 1.5011.38 -60 1.50

UL0.820.75

Lima Cercado







ILUMINANCIAS

M-II-SR Lámpara VSAP-T 250WFlujo ( Lúmenes) 31500

INSTALACION

Distribución Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 11.80

Número de Calzadas 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

Espaciamiento (m) 32


PERFIL V5.0/P13/B1.2/P13/V4.4Ancho de calzada de Cálculo( m ). 13


TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. ABANCAY


Cantidad de unidades por kilometro 62.500

0.830.91

LUMINARIA

Archivo Fotométrico SK-OF2-08NNombre ALTEC 2000Clasificación


D-24

EDELNOR 21/7/09

b. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II. CODIGO: 11111000011

AV. ALMIRANTE GRAU - Bellavista

4.0 8.0 5.0 8.0 4.0

Resultados:


Emáx=55.06 Emed=34.08 Emín=16.62


X Y Z1.33 -60 1.504.00 -60 1.506.67 -60 1.50


PERFIL V4.0/P8/B5/P8/V4.0


TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. ALMIRANTE GRAUBELLAVISTA

Ancho de calzada de Cálculo( m ). 8Número de Calzadas 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 11.80Espaciamiento (m) 35Cantidad de unidades por kilometro 57.143Overhang (Avance) 1.80 / 1.80

LUMINARIA

Archivo Fotométrico SK-OF2-08NNombre ALTEC 2000Clasificación M-II-SR Lámpara VSAP-T 250WFlujo ( Lúmenes) 31500Factor de Mantenimiento 0.70


ILUMINANCIASIluminancia Media Emín / Emed = 0.49Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.51Indice de Control de Deslumbramiento 6.29



0.820.770.77


D-25

EDELNOR 21/7/09

c. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II. CODIGO: 11111000011

AV. JOSE DE LA RIVA AGUERO-El Agustino

1.5 2.2 6.6 2.0 6.6 2.2 1.5

Resultados:


Emáx=66.72 Emed=37.78 Emín=17.68


X Y Z1.65 -60 1.504.95 -60 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. JOSE RIVA AGUEROEL AGUSTINO



PERFIL V1.5/B2.2/P6.6/B2.0/P6.6/B2.2/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6.6Número de Calzadas 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 10.00Espaciamiento (m) 40Cantidad de unidades por kilometro 50.000Overhang (Avance) -0.4 / -0.4

LUMINARIA






0.740.87


D-26

EDELNOR 21/7/09

d. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II, (CALZADA LATERAL). CODIGO: 11111111111

AV. ALFONSO UGARTE-Lima Cercado.

1.6 11.7 0.8 10.0 1.0 10.0 0.8 11.6 1.7

Resultados:


Emáx=57.78 Emed=35.97 Emín=16.54


X Y Z1.95 68 1.505.85 68 1.509.75 68 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. ALFONSO UGARTELIMA CERCADOCALZADA LATERAL



PERFIL V1.6/P11.7/B0.8/P10/B1.0/P10/B0.8/P11.6/V1.6Ancho de calzada de Cálculo( m ). 11.7 (CALZADA LATERAL)Número de Calzadas 4Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución COMBINADA. Inclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 11.80Espaciamiento (m) 32Cantidad de unidades por kilometro 125.000Overhang (Avance) 1.7 / 1.7 , 1.7 /1.7

LUMINARIA



ILUMINANCIASIluminancia Media Emín / Emed = 0.46Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.40Indice de Control de Deslumbramiento …………



0.890.780.86


D-27

EDELNOR 21/7/09

AV. ALFONSO UGARTE-Lima Cercado (Calzada Central)

Resultados:


Emáx=64.4 Emed=45.81 Emín=31.67


X Y Z1.67 68 1.505.00 68 1.508.33 68 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. ALFONSO UGARTELIMA CERCADOCALZADA CENTRAL



PERFIL V1.6/P11.7/B0.8/P10/B1.0/P10/B0.8/P11.6/V1.6Ancho de calzada de Cálculo( m ). 10 (CALZADA CENTRAL)Número de Calzadas 4Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución COMBINADA. Inclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 11.80Espaciamiento (m) 32Cantidad de unidades por kilometro 125.000Overhang (Avance) 1.7 / 1.7 , 1.7 /1.7

LUMINARIA






0.880.800.81


D-28

EDELNOR 21/7/09

e. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II. CODIGO: 11100000011

AV. LA PAZ- San Miguel

1.5 12.2 4.5 2.0

Resultados:


Emáx=56.59 Emed=40.75 Emín=19.89


X Y Z1.52 -60 1.504.57 -60 1.507.63 -60 1.5010.68 -60 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. LA PAZSAN MIGUEL

Poste CAC 9 m. Pastoral PS/1.5/3.5/1.5" - PS/3.2/3.4/1.5"


PERFIL V1.5/P12.2/B4.5/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 12.2Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución TRESBOLILLOInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 11.50Espaciamiento (m) 20Cantidad de unidades por kilometro 50.000Overhang (Avance) 1.8 / -1.0

LUMINARIA






0.730.840.930.81


D-29

EDELNOR 21/7/09

f. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II. (TRAMO1) CODIGO: 11111000011

AV. LA MARINA- Pueblo Libre

2.0 6.1 10.0 5.3 10.0 5.0 2.0

Resultados:


Emáx=49.60 Emed=37.44 Emín=28.20


X Y Z1.67 -60 1.505.00 -60 1.508.33 -60 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. LA MARINAPUEBLO LIBRE



PERFIL V2.0/B6.1/P10.0/B5.3/P10/B5.0/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 10Número de Calzadas 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 13.30Espaciamiento (m) 38Cantidad de unidades por kilometro 52.632Overhang (Avance) -2.6 / -1.5

LUMINARIA

Archivo Fotométrico LUMUCV-051/96Nombre SRC 511-400WClasificación M-III-SR Lámpara VSAP-T 400WFlujo ( Lúmenes) 55000Factor de Mantenimiento 0.70





0.880.950.96


D-30

EDELNOR 21/7/09

g. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II. (TRAMO 2 – CALZADA1) CODIGO: 11111110011


2.0 4.3 2.5 10.0 2.5 13.0 2.0

Resultados:


Emáx=43.97 Emed=27.70 Emín=15.63


X Y Z2.15 68 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. LA MARINAPUEBLO LIBRECALZADA 1

Poste CAC 11 m. Pastoral PS/1.5/3.0/1.5", PS/3.2/3.4/1.5"


PERFIL V2.0/P4.3/B2.5/P10/B2.5/P13/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 4.3Número de Calzadas 3Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Unilateral (Vía Lateral) + Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 9.10Espaciamiento (m) 32

Overhang (Avance) 0.75 / 0.85 / 3.5

Cantidad de unidades por kilometro (150W VS) 31.250Cantidad de unidades por kilometro (250W VS) 62.500

LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS1501Nombre ASTROClasificación M - III - SRLámpara VSAP-T 150WFlujo ( Lúmenes) 16500Factor de Mantenimiento 0.70





0.76


D-31

EDELNOR 21/7/09

AV. LA MARINA- Pueblo Libre (CALZADA 2)

Resultados:


Emáx=50.43 Emed=36.86 Emín=23.60


X Y Z1.67 68 1.505.00 68 1.508.33 68 1.50




PERFIL V2.0/P4.3/B2.5/P10/B2.5/P13/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 10Número de Calzadas 3Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Unilateral (Vía Lateral) + Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 9.1 / 12.9 / 13.3Espaciamiento (m) 32Cantidad de unidades por kilometro (150W VS) 31.250Cantidad de unidades por kilometro (250W VS) 62.500Overhang (Avance) 0.75 / 0.85 / 3.5

LUMINARIA






0.780.820.80


D-32

EDELNOR 21/7/09

AV. LA MARINA- Pueblo Libre (CALZADA 3)

Resultados:


Emáx=44.85 Emed=30.43 Emín=14.18


X Y Z1.63 68 1.504.88 68 1.508.13 68 1.5011.38 68 1.50




PERFIL V2.0/P4.3/B2.5/P10/B2.5/P13/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 13Número de Calzadas 3Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Unilateral (Vía lateral)+ Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 9.1 / 12.9 / 13.3Espaciamiento (m) 32Cantidad de unidades por kilometro (150W VS) 31.250Cantidad de unidades por kilometro (250W VS) 62.500Overhang (Avance) 0.75 / 0.85 / 3.5

LUMINARIA






0.790.810.800.79


D-33

EDELNOR 21/7/09

h. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II, (TRAMO 3) CODIGO: 11111000011


2.0 2.8 13.7 5.0 13.0 2.0

Resultados:


Emáx=49.55 Emed=35.35 Emín=16.27


X Y Z1.71 54 1.505.14 54 1.508.56 54 1.5011.99 54 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. LA MARINAPUEBLO LIBRE



PERFIL V2.0/B2.8/P13.7/B5.0/P13/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 13.7Número de Calzadas 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 13.3 / 12.9Espaciamiento (m) 38Cantidad de unidades por kilometro 52.632Overhang (Avance) 0.7 / 1.8

LUMINARIA

Archivo Fotométrico LUMUCV-051/96Nombre SRC 511-400WClasificación M-III-SR Lámpara VSAP-T 400WFlujo ( Lúmenes) 55000Factor de Mantenimiento 0.70





0.800.880.940.95


D-34

EDELNOR 21/7/09

i. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II, (TRAMO 4 - CALZADA LATERAL) CODIGO: 11111111111


1.8 6.0 2.0 10.1 0.4 9.9 2.0 5.8 2.0

Resultados:


Emáx=42.47 Emed=24.72 Emín=10.55


TIPO DE ILUMINACIÓN: II / III AV. LA MARINAPUEBLO LIBRECALZADA LATERAL

Poste CAC 9 m, 8m / . Pastoral PS/1.5/1.9/1.5"


PERFIL V1.8/P6.0/B2/P10.1/B0.4/P9.9/B2.0/P5.8/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6 (CALZADA LATERAL TIPO III )Número de Calzadas 4Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución COMBINADA. Inclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 9.10Espaciamiento (m) 35Cantidad de unidades por kilometro VS150W 57.143

Overhang (Avance) 1.0 / 1.1 / 1.1 / 1.0

M - III - SRLámpara VSAP-T 150W

LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS1501Nombre ASTRO

Indice de Control de Deslumbramiento …………



Cantidad de unidades por kilometro VS 250W 57.143

Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.55


Clasificación


D-35

EDELNOR 21/7/09

AV. LA MARINA- Pueblo Libre (CALZADA CENTRAL)

Resultados:


Emáx=68.28 Emed=39.04 Emín=19.96


X Y Z1.68 45 1.505.05 45 1.508.42 45 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: II AV. LA MARINAPUEBLO LIBRECALZADA CENTRAL



PERFIL V1.8/P6.0/B2/P10.1/B0.4/P9.9/B2.0/P5.8/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 10.1 (CALZADA CENTRAL TIPO II )Número de Calzadas 4Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución COMBINADA. Inclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 10.00Espaciamiento (m) 35Cantidad de unidades por kilometro VS150W 57.143Cantidad de unidades por kilometro VS 250W 57.143Overhang (Avance) 1.0 / 1.1 / 1.1 / 1.0

LUMINARIA






0.760.680.77


D-36

EDELNOR 21/7/09

j. CORTE REPRESENTATIVO TIPO II / III, (TRAMO 4 - CALZADA LATERAL) CODIGO: 11111111111

AV. TUPAC AMARU- Comas.

2.0 1.6 6.3 1.3 7.0 1.8 7.0 3.0 6.0 2.8 2.0

Resultados:


Emáx=48.74 Emed=26.20 Emín=10.74


TIPO DE ILUMINACIÓN: III / II AV. TUPAC AMARUPUEBLO LIBRECALZADA LATERAL



PERFIL V2/B1.6/P6.3/B1.3/P7/B1.8/P7/B3/P6.0/B2.8/V2Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6.3 (CALZADA LATERAL TIPO III )Número de Calzadas 4Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Unilateral (Vía Laterales) + Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 9.10Espaciamiento (m) 36Cantidad de unidades por kilometro (VS150W) 55.556Cantidad de unidades por kilometro (VS 250W) 55.556Overhang (Avance) 1.35 / 1.45 / 0.6 / 0.5

LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS1501Nombre ASTROClasificación M - III - SRLámpara VSAP-T 150WFlujo ( Lúmenes) 16500Factor de Mantenimiento 0.70




D-37

EDELNOR 21/7/09

AV. TUPAC AMARU- Comas (CALZADA CENTRAL)

Resultados:


Emáx=84.77 Emed=49.08 Emín=21.15


X Y Z1.75 48 1.505.25 48 1.50

TIPO DE ILUMINACIÓN: III / II AV. TUPAC AMARUPUEBLO LIBRECALZADA CENTRAL



PERFIL V2/B1.6/P6.3/B1.3/P7/B1.8/P7/B3/P6.0/B2.8/V2Ancho de calzada de Cálculo( m ). 7 (CALZADA CENTRAL TIPO II )Número de Calzadas 4Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución Unilateral (Vía Laterales) + Bilateral en OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 10.00Espaciamiento (m) 36Cantidad de unidades por kilometro (VS150W) 55.556Cantidad de unidades por kilometro (VS 250W) 55.556Overhang (Avance) 1.35 / 1.45 / 0.6 / 0.5

LUMINARIA



ILUMINANCIASIluminancia Media Emín / Emed = 0.43Luminancia ( Cd/m2)Uniformidad Media ( Lmín / Lmed) 0.59

UL0.790.70

Indice de Control de Deslumbramiento …………




D-38

EDELNOR 21/7/09

D.8.3 Perfiles Típicos y Estudios para Vías con Alumbrado Tipo III, IV y V

Para las vías con Alumbrado Tipo III, IV y V se presentan inicialmente todos los perfiles típicos estudiados, y a continuación los resultados obtenidos para cada uno de ellos.

a. PERFILES TÍPICOS ESTUDIADOS PARA LAS VÍAS CON ALUMBRADO TIPO III, IV Y V

Los perfiles típicos de las vías existentes en el área bajo estudio se describen a continuación, como así también el Tipo de Iluminación correspondiente según la norma vigente.

En cada caso se presenta un esquema del perfil y las distancias de cada una de las superficies de la vía.

Tipo de vía: Colectora - Tipo de Alumbrado: III

CO – 3 - 10100000001

2.2 8.7 2.2

CO – 3 – 11100000011

1.8 2.7 6.8 2.7 1.7

CO – 3 – 11111000011

2.1 3.1 6.7 11.1 6.4 3.3 2.0


D-39

EDELNOR 21/7/09

Tipo de vía: Local residencial - Tipo de Alumbrado: III

LR – 3 – 10100000001

2.4 8.8 2.3

LR – 3 -11100000011

2.0 2.7 7.3 2.2 2.0

Tipo de vía: Local residencial - Tipo de Alumbrado: IV

LR – 4 – 00100000000

2.2

LR – 4 - 01100000010

1.82.81.8


D-40

EDELNOR 21/7/09

LR – 4 – 01100000011

4.1 5.5 2.1

LR – 4 – 10000000000

2.4

LR – 4 - 10100000001

1.5 5.7 1.5

LR – 4 - 10100000011

1.6 5.9 1.5 1.6

LR – 4 - 11000000001

1.7 5.3 1.7


D-41

EDELNOR 21/7/09

LR – 4 – 11100000000

1.6 1.2 5.9

LR – 4 – 11100000001

1.5 1.2 5.8 1.5

LR – 4 - 11100000010

1.5 2.3 5.5 3.6

LR – 4 - 11100000011

1.5 1.9 6.0 1.9 1.5

LR – 4 - 11111000011

1.9 3.2 6.6 7.4 6.3 3.1 1.9


D-42

EDELNOR 21/7/09

Tipo de vía: Local residencial - Tipo de Alumbrado: V

LR – 5 -00100000000

2.0

LR – 5 -01100000000

2.0 2.4

LR – 5 -01100000010

1.8 2.7 1.8

LR – 5 - 01100000011

3.6 5.4 1.8 1.6

LR – 5 - 10000000000

2.1


D-43

EDELNOR 21/7/09

LR – 5 - 10100000001

1.4 4.2 1.4

LR – 5 - 10100000011

1.4 4.9 1.2 1.3

LR – 5 - 11100000001

1.4 0.8 5.4 1.3

LR – 5 - 11100000010

1.4 1.9 5.5 5.8

LR – 5 - 11100000011

1.4 1.6 5.5 1.6 1.4


D-44

EDELNOR 21/7/09

LR – 5 - 11111000011

1.6 2.5 6.0 8.9 5.9 2.6 1.5

Tipo de vía: Pasaje peatonal - Tipo de Alumbrado: V

PP – 5 -00100000000

2.1

PP – 5 -01100000000

2.0 1.8

PP – 5 -01100000010

1.5 2.1 1.5

PP – 5 -10000000000

2.0


D-45

EDELNOR 21/7/09

PP – 5 - 10100000001

1.4 4.0 1.4

PP – 5 - 10100000011

1.4 4.5 0.9 1.3

PP – 5 - 11000000001

1.4 4.2 1.4

PP – 5 – 11100000001

1.3 0.9 4.6 1.4

PP – 5 - 11100000011

1.4 1.2 4.7 1.2 1.4


D-46

EDELNOR 21/7/09

b. RESULTADOS LUMINOTÉCNICOS OBTENIDOS PARA CADA PERFIL

A continuación se muestran los resultados de los cálculos realizados para cada perfil de vía evaluado.

Convención de designación de Perfiles:

PERFIL

XX Tipo de Vía CO, LR, PP.

Y Tipo de Iluminación 3, 4, 5

ZZZZZZZZZZZ

XX-Y-ZZZZZZZZZZZ

Código de Luminaria

Modelos de luminarias utilizados

M1, M2, M3

MA, MB

MC

MD

ME

Lámpara 70W VSAP-T

Lámpara 50W VSAP-T

Farola Lámpara 70W VSAP-T

Farola Lámpara 50W VSAP-T

MODELO DE LUMINARIA;

Lámpara 150W VSAP-T

Resultados obtenidos:

Emáx=35.92 Emed=14.9 Emín=4.75

Lmáx=1.17 Lmed=0.80 Lmín=0.39G

TIPO DE ILUMINACIÓN


PERFIL V2.2/P8.7/V2.2Ancho de calzada de Cálculo( m ). 8.7Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución UnilateralInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 9.10Espaciamiento (m) 35

LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS15M3SS

Cantidad de unidades por kilometro 28.571Overhang (m) Avance. 1.70

Clasificación M-III-SRLámpara VSAP-T 150WFlujo ( Lúmenes) 16500Factor de Mantenimiento 0.70

Luminancia ( Cd/m2)Indice de Control de Deslumbramiento 6.21



CODIGO DE VIA

CO-3-10100000001

Poste CAC 8 m. Pastoral PS/1.5/1.9/1.5" Modelo Luminaria: M1

TIPO DE VIA

ARCHIVO CO3P1M13

CO


D-47

EDELNOR 21/7/09

Emáx=31.86 Emed=16.21 Emín=5.38


Iluminancia Media Emín / Emed = 0.33Luminancia ( Cd/m2)Indice de Control de Deslumbramiento 6.37



ILUMINANCIAS


Archivo Fotométrico AMB15C2R

LUMINARIA

Clasificación C-II-R

9.30

Cantidad de unidades por kilometro 28.571Espaciamiento (m) 35

CODIGO DE VIATIPO DE VIA COTIPO DE ILUMINACIÓN 3 CO-3-10100000001ARCHIVO CO3P1M2Poste CAC 7 m. Pastoral PS/1.5/3.0/1.5" Modelo Luminaria: M2



INSTALACION

Overhang (m) Avance. 1.70

Distribución UnilateralInclinación ( grados) 5Altura de Montaje (m)

Emáx=32.02 Emed=15.56 Emín=5.06






Clasificación C-II-SRLámpara VSAP-T 150W


LUMINARIA

Archivo Fotométrico ECOM-F

Espaciamiento (m) 35Cantidad de unidades por kilometro 28.571


Qo 0.07

INSTALACION

Distribución Unilateral

Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIII

PERFIL V2.2/P8.7/V2.2Ancho de calzada de Cálculo( m ). 8.7



TIPO DE VIA CO CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 3 CO-3-10100000001ARCHIVO CO3P1M3


D-48

EDELNOR 21/7/09







Clasificación M-III-SRLámpara VSAP-T 150W

Overhang (m) Avance. -1.10

LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION



PERFIL V1.8/B2.7/P6.8/B2.7/V1.7Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6.8



TIPO DE ILUMINACIÓN 3 CO-3-11100000011ARCHIVO CO3P2M1

TIPO DE VIA CO CODIGO DE VIA

Emáx=31.58 Emed=15.81 Emín=7.03






Clasificación C-II-RLámpara VSAP-T 150W


LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION









D-49

EDELNOR 21/7/09

Emáx=32.26 Emed=15.28 Emín=7.79








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION








Emáx=36.51 Emed=15.65 Emín=6.25








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION

Distribución Oposición


PERFIL V2.1/B3.1/P6.7/11.1/P6.4/B3.3/V2.0Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6.7






D-50

EDELNOR 21/7/09

Emáx=31.91 Emed=16.34 Emín=7.96








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION








Emáx=32.61 Emed=15.85 Emín=8.79








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION









D-51

EDELNOR 21/7/09

Emáx=35.91 Emed=14.85 Emín=4.75








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION






TIPO DE VIA LR CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 3 LR-3-10100000001ARCHIVO LR3P1M1

Emáx=31.87 Emed=16.17 Emín=5.38








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION






TIPO DE ILUMINACIÓN 3 LR-3-10100000001ARCHIVO LR3P1M2

TIPO DE VIA LR CODIGO DE VIA


D-52

EDELNOR 21/7/09

Emáx=31.91 Emed=15.50 Emín=5.05








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION








Emáx=43.93 Emed=15.89 Emín=5.12








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION









D-53

EDELNOR 21/7/09

Emáx=31.63 Emed=15.91 Emín=7.12








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION








Emáx=38.87 Emed=16.28 Emín=6.73








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION









D-54

EDELNOR 21/7/09





PERFIL /P2.2/

4

Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2.2Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS70M2SS (SF-OF2-01N)


Clasificación M-II-SRLámpara VSAP-T 70W

6.41



CODIGO DE VIA

LR-4-00100000000

Poste CAC 7 m. Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MA

TIPO DE VIA

ARCHIVO LR4P1MA

LR

Luminancia ( Cd/m2)Indice de Control de Deslumbramiento









38.462Espaciamiento (m) 26

Archivo Fotométrico AS70M2S5 (ZE-OF2-021N)

LUMINARIA

CODIGO DE VIATIPO DE VIA LRTIPO DE ILUMINACIÓN 4 LR-4-00100000000ARCHIVO LR4P1MBPoste CAC 7 m. Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MB


PERFIL /P2.2/Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2.2Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


Distribución UnilateralInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 6.80

Cantidad de unidades por kilometro


D-55

EDELNOR 21/7/09






ILUMINANCIAS


LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS70M2SS (SF-OF2-01N)Clasificación M-II-SR


Altura de Montaje (m) 7.70Espaciamiento (m) 35

INSTALACION

Distribución UnilateralInclinación ( grados) 15


Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2.8Número de Calzadas 1

Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MA


PERFIL B1.8/P2.8/B1.8

TIPO DE VIA LR CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 4 LR-4-01100000010ARCHIVO LR4P2MAPoste CAC 8 m.



CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 4 LR-4-01100000010ARCHIVO

Iluminancia Media Emín / Emed = 0.31

6.82




ILUMINANCIAS

Lámpara VSAP-T 70W

LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS70M2S5 (ZE-OF2-021N)Clasificación M-II-SR



Altura de Montaje (m) 7.70

INSTALACION


Qo 0.07



PERFIL B1.8/P2.8/B1.8Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2.8

Poste CAC 8 m. Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MB

TIPO DE VIA LR

LR4P2MB


D-56

EDELNOR 21/7/09


Lmáx=0.67 Lmed=0.43 Lmín=0.21GIndice de Control de Deslumbramiento 6.85

Iluminancia Media Emín / Emed = 0.29Luminancia ( Cd/m2)

ILUMINANCIAS


Lámpara VSAP-T 70WFlujo ( Lúmenes) 6500Factor de Mantenimiento 0.70


LUMINARIA





INSTALACION


PERFIL B4.1/P5.5/B2.1/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.5

TIPO DE ILUMINACIÓN 4 LR-4-01100000011ARCHIVO LR4P3MA






ILUMINANCIAS

Indice de Control de Deslumbramiento


6.80



Lámpara VSAP-T 70W

LUMINARIA





INSTALACION

TIPO DE VIA LR CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 4 LR-4-01100000011ARCHIVO LR4P3MBPoste CAC 8 m. Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MB


PERFIL B4.1/P5.5/B2.1/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.5Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07


D-57

EDELNOR 21/7/09









LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION



PERFIL /P2.4/Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2.4



TIPO DE VIA LR CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 4 LR-4-10000000000ARCHIVO LR4P4MA









LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION



PERFIL /P2.4/Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2.4



TIPO DE ILUMINACIÓN 4 LR-4-10000000000ARCHIVO LR4P4MB



D-58

EDELNOR 21/7/09



TIPO DE VIA LR CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 4 LR-4-10100000001ARCHIVO LR4P5MAPoste CAC 8 m. Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MA


PERFIL V1.5P5.7/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.7Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución UnilateralInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 7.70Espaciamiento (m) 35Cantidad de unidades por kilometro 28.571Overhang (m) Avance. 0.75

LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS70M2SS (SF-OF2-01N)Clasificación M-II-SRLámpara VSAP-T 70WFlujo ( Lúmenes) 6500Factor de Mantenimiento 0.70


ILUMINANCIASIluminancia Media Emín / Emed = 0.21Luminancia ( Cd/m2)Indice de Control de Deslumbramiento 6.85





PERFIL V1.5P5.7/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.7Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS70M2S5 (ZE-OF2-021N)Clasificación M-II-SRLámpara VSAP-T 70WFlujo ( Lúmenes) 6500Factor de Mantenimiento 0.70




D-59

EDELNOR 21/7/09






INSTALACION


LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA





D-60

EDELNOR 21/7/09





PERFIL V1.7/B5.3/V1.7Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.3Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA








PERFIL V1.7/B5.3/V1.7Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.3Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA









ILUMINANCIAS


D-61

EDELNOR 21/7/09





PERFIL V1.6/B1.2/P5.9/Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.9Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA








PERFIL V1.6/B1.2/P5.9/Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.9Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA





D-62

EDELNOR 21/7/09





PERFIL V1.5/B1.2/P5.8/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.8Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA





D-63

EDELNOR 21/7/09





PERFIL V1.5/B2.3/P5.5/B3.6Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.5Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION

Distribución UnilateralInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 8.20Espaciamiento (m) 35Cantidad de unidades por kilometro 28.571Overhang (m) Avance. -0.60

LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA





D-64

EDELNOR 21/7/09





PERFIL V1.5/B1.9/P6.0/B1.9/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA








PERFIL V1.5/B1.9/P6.0/B1.9/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA





D-65

EDELNOR 21/7/09






INSTALACION

Distribución OposiciónInclinación ( grados) 15Altura de Montaje (m) 8.20Espaciamiento (m) 32Cantidad de unidades por kilometro 62.500Overhang (m) Avance. -1.50

LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA






D-66

EDELNOR 21/7/09





PERFIL /P2.0/

5

Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA




6.41



CODIGO DE VIA

LR-5-00100000000


TIPO DE VIA

ARCHIVO LR5P1MA

LR










38.462Espaciamiento (m) 26


LUMINARIA

CODIGO DE VIATIPO DE VIA LRTIPO DE ILUMINACIÓN 5 LR-5-00100000000ARCHIVO LR5P1MBPoste CAC 7 m. Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MB


PERFIL /P2.0/Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION



Cantidad de unidades por kilometro


D-67

EDELNOR 21/7/09






ILUMINANCIAS


LUMINARIA



Altura de Montaje (m) 7.70Espaciamiento (m) 35

INSTALACION



Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2Número de Calzadas 1

Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MA


PERFIL B2.4/P2.0/

TIPO DE VIA LR CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 5 LR-5-01100000000ARCHIVO LR5P2MAPoste CAC 8 m.



CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 5 LR-5-01100000000ARCHIVO

Emín / Emed = 0.34

6.79Luminancia ( Cd/m2)Indice de Control de Deslumbramiento

6500Factor de Mantenimiento 0.70

Iluminancia MediaILUMINANCIAS

Lámpara VSAP-T 70W

LUMINARIA



Flujo ( Lúmenes)




INSTALACION


Qo 0.07



PERFIL B2.4/P2.0/Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2


TIPO DE VIA LR

LR5P2MB


D-68

EDELNOR 21/7/09


Lmáx=0.67 Lmed=0.44 Lmín=0.20GIndice de Control de Deslumbramiento 6.86


ILUMINANCIAS


Lámpara VSAP-T 70WFlujo ( Lúmenes) 6500Factor de Mantenimiento 0.70


LUMINARIA





INSTALACION


PERFIL B1.8/P2.7/B1.8Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2.7

TIPO DE ILUMINACIÓN 5 LR-5-01100000010ARCHIVO LR5P3MA






ILUMINANCIAS

Indice de Control de Deslumbramiento


6.82



Lámpara VSAP-T 70W

LUMINARIA





INSTALACION



PERFIL B1.8/P2.7/B1.8Ancho de calzada de Cálculo( m ). 2.7Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07


D-69

EDELNOR 21/7/09









LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION






TIPO DE VIA LR CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 5 LR-5-01100000011ARCHIVO LR5P4MA









LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION






TIPO DE ILUMINACIÓN 5 LR-5-01100000011ARCHIVO LR5P4MB



D-70

EDELNOR 21/7/09






INSTALACION


LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA





D-71

EDELNOR 21/7/09






INSTALACION


LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA





D-72

EDELNOR 21/7/09






INSTALACION


LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA









ILUMINANCIAS


D-73

EDELNOR 21/7/09






INSTALACION


LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA





D-74

EDELNOR 21/7/09






INSTALACION


LUMINARIA









INSTALACION


LUMINARIA





D-75

EDELNOR 21/7/09





PERFIL V1.4/B1.6/P5.5/B1.6/V1.4Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.5Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA








PERFIL V1.4/B1.6/P5.5/B1.6/V1.4Ancho de calzada de Cálculo( m ). 5.5Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA





D-76

EDELNOR 21/7/09





PERFIL V1.6/B2.5/P6.0/B8.9/P5.9/B2.6/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6Número de Calzadas 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA








PERFIL V1.6/B2.5/P6.0/B8.9/P5.9/B2.6/V1.5Ancho de calzada de Cálculo( m ). 6Número de Calzadas 2Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA






D-77

EDELNOR 21/7/09

Emáx=30.43 Emed=14.17 Emín=4.89


TIPO DE VIA PP CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 5 PP-5 ARCHIVO PPMAPoste CAC 7 m. Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MA


PERFIL V1.4/P4.0/V1.4 (Representativo)Ancho de calzada de Cálculo( m ). 4Número de Calzadas 1Tipo de Superficie de calzada CIE RIIIQo 0.07

INSTALACION


LUMINARIA





Emáx=28.67 Emed=14.41 Emín=4.77








LUMINARIA




Qo 0.07

INSTALACION



PERFIL V1.4/P4.0/V1.4 (Representativo)Ancho de calzada de Cálculo( m ). 4



TIPO DE VIA PP CODIGO DE VIATIPO DE ILUMINACIÓN 5 PP-5 ARCHIVO PPMB


D-78

EDELNOR 21/7/09

Emáx=26.51 Emed=12.87 Emín=4.22








LUMINARIA

Archivo Fotométrico AS50VSNI 50W VSAP-T



Qo 0.07

INSTALACION




Poste CAC 7 m. Pastoral PS/0.55/1.0/1.5" Modelo Luminaria: MC


TIPO DE ILUMINACIÓN 5 PP-5 ARCHIVO PPMC

TIPO DE VIA PP CODIGO DE VIA







Clasificación TIPO V SEMIRECORTADALámpara VSAP-T 70W


LUMINARIA

Archivo Fotométrico FAROLA 70W VSAP



Qo 0.07

INSTALACION




Poste CAC 7 m. Sin Pastoral Modelo Luminaria: MD-Farola





D-79

EDELNOR 21/7/09







Clasificación TIPO V SEMIRECORTADALámpara VSAP-T 50W


LUMINARIA

Archivo Fotométrico FAROLA 50W VSAP



Qo 0.07

INSTALACION




Poste CAC 7 m. Sin Pastoral Modelo Luminaria: ME-Farola




D.9 CONSOLIDACIÓN DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN LOS ESTUDIOS DE ALUMBRADO PÚBLICO EN PARQUES

A partir de los resultados de los estudios luminotécnicos efectuados para los tres tipos característicos de parques, modelados considerando distribuciones rectangulares, se han determinado las siguientes cantidades de instalaciones óptimas para cada tipo de parque las que están expresadas por unidad de superficie (km2).

Tipo Instalaciones por km2 de parque

de Poste L 70 W ‐ PS Red APParque 9 m 1,5/1,9/1,5 [km]

I 682 2.046 20II 780 1.820 30III 843 1.685 29

D.10 CONSOLIDACIÓN DE LOS RESULTADOS OBTENIDOS EN LOS ESTUDIOS DE ALUMBRADO PÚBLICO EN VÍAS

Para interpretar los resultados obtenidos de los estudios desarrollados para determinar las instalaciones de Alumbrado Público optimizadas para los distintos perfiles de vías, se presentan a continuación los distintos esquemas de disposición de luminarias y su nominación en las tablas de resultados:

Unilateral:


D-80

EDELNOR 21/7/09

Vano

Oposición:

Vano

Tresbolillo:

Vano

Unilateral+Oposición:

Vano

Combinada:

Vano


D-81

EDELNOR 21/7/09

D.10.1 Síntesis de los resultados obtenidos para los diferentes tipos de vías

Luminarias por km de vía

Postes por km de vía

Tipo Alum‐brado

Código de perfil de víaParticipación

en Tipo de Alumbrado

Disposición PastoralRed SP aérea

Red SP subt.

Red SP aérea

Red SP subt. Luminaria Poste Normalizado

1PANAMERICANA NORTE – Cruce Av. Habich 17,1% Combinada PS/1.5/1.9/1.5" 133,3 133,3 133,3 133,3 VSAP‐T 400 Poste de Metal ‐ 15 m

1PANAMERICANA NORTE – Cruce Av. 2 DE OCTUBRE km 21.5 16,9% Combinada PS/1/3/1.5" 133,3 133,3 133,3 133,3 VSAP‐T 400 Poste de Metal ‐ 15 m

1PANAMERICANA NORTE – Cruce Carretera a Ventanilla 30,8% Opos ición PS/1/3/1.5" 66,7 66,7 66,7 66,7 VSAP‐T 400 Poste de Metal ‐ 15 m

1PANAMERICANA NORTE – Kilómetro 40 26,1% Opos ición PS/1/3/1.5" 66,7 66,7 66,7 66,7 VSAP‐T 400 Poste de Metal ‐ 15 m

1 AUTOPISTA RAMIRO PRIALE 9,1% Opos ición PS/3.2/3.4/1.5" 64,5 64,5 64,5 64,5 VSAP‐T 400 Poste de Metal ‐ 15 m

Luminarias por

km de víaPostes por km de

vía

Tipo Alum‐brado



Disposición Pastoral Red SP aérea

Red SP subt.

Red SP aérea

Red SP subt.

Luminaria Poste Normalizado

2 11111000011 35,6% Opos ición PS/1.5/1.9/1.5" 57,1 57,1 57,1 57,1 VSAP‐T 250 Poste de Metal ‐ 13 m

2 11111111111 14,1% Combinada PS/1.5/1.9/1.5" 114,3 114,3 114,3 114,3 VSAP‐T 250 Poste de Metal ‐ 11 m

2 11100000011 23,1% Combinada PS/1.5/1.9/1.5" 50,0 50,0 50,0 50,0 VSAP‐T 250 Poste de Metal ‐ 11 m

2 10111000001 15,8% Opos ición PS/3.2/3.4/1.5" 52,6 52,6 52,6 52,6 VSAP‐T 400 Poste de Metal ‐ 13 m

2 10111111101 11,4%Uni latera l + Opos ición

PS/3.2/3.4/1.5" 93,8 93,8 93,8 93,8 VSAP‐T 250 Poste de Metal ‐ 11 m

3 CO‐3‐10100000001 7,7% Uni latera l PS/1.5/1.9/1.5" 33,3 28,6 0,0 28,6 VSAP‐T 150W Poste de Concreto ‐ 9 m

3 CO‐3‐11100000011 31,9% Uni latera l PS/1.5/1.9/1.5" 33,3 27,8 0,0 27,8 VSAP‐T 150W Poste de Concreto ‐ 9 m

3 CO‐3‐11111000011 29,2% Opos ición PS/1.5/1.9/1.5" 55,6 55,6 0,0 55,6 VSAP‐T 150W Poste de Concreto ‐ 9 m

3 LR‐3‐10100000001 12,3% Uni latera l PS/1.5/1.9/1.5" 33,3 28,6 0,0 28,6 VSAP‐T 150W Poste de Concreto ‐ 9 m



D-82

EDELNOR 21/7/09

Luminarias por km de vía

Postes por km de vía

Tipo Alum‐brado



Disposición Pastoral Red SP aérea

Red SP subt.

Red SP aérea

Red SP subt.

Luminaria Poste Normalizado























5 LR‐5‐11111000011 2,7% Opos ición PS/1.5/1.9/1.5" 57,1 57,1 0,0 57,1 VSAP‐T 70W Poste de Concreto ‐ 8 m

5 PP‐5‐00100000000 1,5% Uni latera l PS/0.55/1.0/1.5" 50,0 50,0 16,7 50,0 VSAP‐T 70W Poste de Concreto ‐ 7 m









D.10.2 Resultados consolidados por Tipo de Alumbrado

Considerando la participación de cada perfil característico estudiado en la longitud total del cada tipo de alumbrado, se obtuvieron los siguientes resultados promedio por tipo de alumbrado los que se consideraron en el modelo de optimización de redes para el cálculo de la red AP y de las instalaciones resultantes de Alumbrado Público en la Empresa Modelo:

Tipo Postes AP / km víade Red aérea Red subterránea Postes metálicos

alumb. 9 m 8 m 7 m 9 m 8 m 7 m 11 m 13 m 15 m

I 0,0 0,0 89,1II 38,4 28,7 0,0III 0,0 0,0 0,0 30,8 5,4 0,0IV 0,0 0,0 0,2 0,0 27,4 1,6V 0,0 0,0 5,4 0,0 19,6 16,7


D-83

EDELNOR 21/7/09

Tipo de Luminarias y Pastorales / km vía - Red AP exclusiva - Red SP subterráneaalumb. L 150 - PS

0.55/1.0/1.5"L 150 - PS

1.5/1.9/1.5"L 70 - PS

0.55/1.0/1.5"L 70 - PS

1.5/1.9/1.5"L 400 - PS

1.5/1.9/1.5"L 400 - PS 3.3/3.4/1.5"

L 400 - PS 1/3/1.5"

L 250 - PS 1.5/1.9/1.5"

L 2500 - PS 3.3/3.4/1.5"

I 22,8 5,9 60,4 0,0 0,0II 0,0 8,3 0,0 48,0 10,7III 0,0 36,2 0,0 0,0IV 0,0 0,0 7,3 21,8V 0,0 0,0 21,9 14,4

Tipo de Luminarias y Pastorales / km vía - Red AP sobre postes SP - Red SP Aéreaalumb. L 150 - PS

0.55/1.0/1.5"L 150 - PS

1.5/1.9/1.5"L 70 - PS

0.55/1.0/1.5"L 70 - PS

1.5/1.9/1.5"L 400 - PS

1.5/1.9/1.5"L 400 - PS 3.3/3.4/1.5"

L 400 - PS 1/3/1.5"

L 250 - PS 1.5/1.9/1.5"

L 2500 - PS 3.3/3.4/1.5"

III 0,0 39,8 0,0 0,0IV 0,0 0,0 8,3 25,3V 0,0 0,0 22,8 16,5

D.10.3 Parámetros de diseño para las redes de Alumbrado Público a considerar en el Modelo de Optimización

Parámetro Valor UnidadDistancia entre luminarias sobre red BT SP ( vano de red SP ) 33,3 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo I 30,1 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo II 31,7 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo III 35,6 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo IV 34,5 mDistancia promedio entre luminarias Vías Tipo V 30,1 mPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo I 440,0 WPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo II 301,1 WPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo III 165,0 WPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo IV 77,0 WPotencia promedio de luminarias (incluye equipo de encendido) Vías Tipo V 77,0 WCantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo I 2,7Cantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo II 2,2Cantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo III 1,3Cantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo IV 1,0Cantidada promedio de luminarias por vano en Vías Tipo V 1,0

D.11 ESTUDIO DE LAS INSTALACIONES ADICIONALES DE ALUMBRADO PÚBLICO

Como instalaciones adicionales de AP se han considerado aquellas especiales no comprendidas en las típicas de las vías y los parques, como son las torres de alumbrado para cruces viales importantes y la iluminación de puentes dentro del área de concesión de Edelnor.

El relevamiento efectuado sobre estos puntos especiales que requieren instalaciones especiales de AP se presenta en las siguientes tablas.


D-84

EDELNOR 21/7/09

N° Distrito Cruce de vías1 Bellavista Av.Buenos Aires esquina Av.Pacifico

2 Bellavista Av. O. R. Benavides intersección con Jr. Los Topacios - Urb. San Antonio - Bellavista

3 Bellavista Av. Venezuela intersección con Av. Haya De La Torre - Bellavista

4 Bellavista Av.Jose Galvez berma central esquina con Ovalo Saloom con Av.Colina

5 Bellavista Av. Venezuela intersección con Av. Insurgentes - Bellavista

6 Bellavista Av. Santa Rosa Frente a CE Gral. Prado - Bellavista

7 Bellavista Urb. Taboadita (Parque), frenta a Mz F lote 23 - Bellavista

8 Callao Av. Alameda intersección con la Av. Ramon Castilla (AA.HH. Mariscal Ramón Castilla) - Callao

9 Callao Av. Haya De La Torre intersección con la Av. A. Belaunde - (AA.HH. Sarita Colonia) - Callao

10 Callao Ovalo Garibaldi intersección con Av. G.Chalaca-(este) - Callao

11 Callao Ovalo Garibaldi intersección con Av. Dos de Mayo - Callao

12 Callao Av Saenz Peña intersección con Av. Dos de Mayo - Callao

13 Callao AA.HH. Daniel A. Carrion: Av. Daniel A. Carrion y Calle 2 - Callao

14 Callao Parque Billingurst Urb.Tarapaca

15 Callao Av.Argentina cuadra 16 esquina con Ovalo Centenario (berma central)

16 Callao Urb.El Condor, centro del parque de la urbanizacion

17 Callao Av. Santa Rosa berma central esquina con la Av.Perez Salmon

18 Callao Berma central de la Av.Prolongacion Peru cuadra 49 interseccion con la Av.El Olivar

19 Callao Av.Nestor Gambetta berma central frente a P.J.Ex Fundo Marquez

20 Callao Ovalo Central de la Av.El Olivar interseccion con la Av.Pacasmayo

21 Callao Dentro del parque frente a la comiseria de la Urb.Ciudadela la Chalaca, frente a SAP.02716A

22 Callao Costado del parque del A.H.Francisco Bolognesi, iluminacion de loza deportiva

23 Callao Jr.Supe, costado del parque del Conjunto Habitacional Santa Marina Sur, radio SED.00432S

24 Callao Av.Contralmirante Mora N°230, berma central

25 Callao Plaza Teresa Gonzales de Fanning



28 Callao AA.HH. Juan Pablo II - Parque frente a Av. El Emisor - Callao

29 Callao Ovalo Centenario intersección con Av. Argentina Este - Callao

30 Callao Urb. 200 Millas: Parque ubicado entre las Mzs F, O, L - Callao

31 Callao Av. Peru interseccion con Av. Tomas Valle - Callao

32 Callao Parque Juan Espinoza Medrano Urb. San Juan Macias, entre Av. Canada y San Juan Macias - Callao

33 Callao Av. G.Chalaca intersección con Ovalo Garibaldi - (Oeste) - Callao

34 Callao Av. Faucett frente a Grupo Aereo Nº 8 - Callao

35 Callao Parque Frente a Mz B, L y K en la Urb. El Alamo - Callao


D-85

EDELNOR 21/7/09

N° Distrito Cruce de vías36 Carabayllo Av.Tupac Amaru con Av.Chimpu Ocllo

37 Carmen de la Legua Av. Faucett C-5 Junto a Losa Deportiva-Carmen de la Legua y Reynoso

38 La Perla Av. La Paz intersección con la Av. Victor R. Haya De La Torre - La Perla

39 La Perla Av.Santa Rosa cuadra 08 berma central esquina con Av La Paz

40 Lima Cercado Av.Universitaria con la Av.Morales Duarez

41 Lima Cercado Av.Universitaria con la Av.Jose Granda

42 Lima Cercado Av.Universitaria con la Av.Jose Granda

43 Lima Cercado Av.Abancay con Jr.Loreto y 9 de Octubre

44 Lima Cercado Av.Morales Duarez con Av.Nicolas Dueñas

45 Los Olivos Av.Panamericana Norte con la Av.22 de Enero (ovalo infantas)

46 Los Olivos Av.Universitaria con Av.Angelica Gamarra

47 Los Olivos Av.Tupac Amaru esquina Av.Los Pinos

48 Los Olivos Av.Tomas Valle con Av.Dominicos

49 Rimac Av.Tupac Amaru con Av.Caqueta

50 Rimac Av.Alcazar con la Av.Tacna _ Rimac

51 San Isidro Av.Salaverry con Av.Javier Prado

52 San Juan de Lurigancho Av.9 De Octubre con Av.Malecon Checa

53 San Martin de Porres Av.Peru con Av.27 de Noviembre

54 San Miguel Av.La Marina con la Av.Universitaria

55 San Miguel Av.La Marina con la Av.Universitaria

56 San Miguel Av.La Marina con la Av.Faucett

57 San Miguel Av.La Marina con la Av.Faucett

58 Ventanilla Autopista Ventanilla con entrada a la playa Costa Azul, parque central

59 Ventanilla Autopista Ventanilla con entrada a la playa Costa Azul, parque central

N° Distrito Puente

1 Puente Piedra Panamericana Norte2 Puente Piedra Av.Panamericana Norte3 El Agustino Puente Huancayo _ Asoc.Viv.Huancayo4 Lima Cercado Pje. S/N Urb.Cercado de Lima5 Lima Cercado Debajo de plaza Ramon Castilla6 Breña Av.Tingo Maria S/N Urb.Chacra Rios Norte7 San Martin de Porres Av.12 de Octubre8 La Perla Bajo Puente Ovalo Saloon Cruce con la Av.La Marina9 Bellavista Bajo Puente Ovalo Saloon Cruce con Av.Guardia Chalaca

D.11.1 Resultados obtenidos:

Las instalaciones óptimas de AP determinadas para estos puntos especiales se presentan a continuación.

Coronas para iluminación de cruces importantes de vías Columnas

Proyectores 400 W

Proyectores 250 W

Poste de AP de acero de 25 m

Poste de AP de acero de 22 m

Coronas con 20 proyectores de 400w - torre de acero de 25 m 3 60 3Coronas con 16 proyectores de 400w - torre de acero de 25 m 49 784 49Coronas con 12 proyectores de 400w - torre de acero de 25 m 5 60 5Coronas con 16 proyectores de 250w - torre de acero de 22 m 2 32 2


D-86

EDELNOR 21/7/09

Iluminación en Puentes

N° Distrito Puente Luminarias 50 W

Luminarias 70 W

Luminarias 150 W

Luminarias 250 W

1 Puente Piedra Panamericana Norte 0 0 7 02 Puente Piedra Av.Panamericana Norte 0 4 2 43 El Agustino Puente Huancayo _ Asoc.Viv.Huancayo 0 0 9 64 Lima Cercado Pje. S/N Urb.Cercado de Lima 0 0 0 15 Lima Cercado Debajo de plaza Ramon Castilla 0 0 54 06 Breña Av.Tingo Maria S/N Urb.Chacra Rios Norte 0 0 22 07 San Martin de Porres Av.12 de Octubre 0 0 1 18 La Perla Bajo Puente Ovalo Saloon Cruce con la Av.La Marina 4 0 0 09 Bellavista Bajo Puente Ovalo Saloon Cruce con Av.Guardia Chalaca 4 0 0 0

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