normas ipse volumen 1 - infraestructura

CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS (ZNI) DEL PAÍS.

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TABLA DE CONTENIDO VOLUMEN I

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TABLA DE CONTENIDO.

INTRODUCCION. GENERALIDADES. 1. INVESTIGACION DEL SISTEMA. GENERALIDADES 1.1. INVENTARIO DE LA INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA. 1.1.1 Sistema de Generación. 1.1.2 Sistema de Transmisión. 1.1.2.1 Líneas. 1.1.2.2 Subestaciones. 1.1.3 Sistema de Distribución. 1.1.3.1 Nivel de Tensión IV. 1.1.3.1.1 Líneas. 1.1.3.1.2 Subestaciones. 1.1.3.2 Nivel de Tensión III. 1.1.3.2.1 Líneas. 1.1.3.2.2 Subestaciones 1.1.3.3 Nivel de Tensión II. 1.1.3.3.1 Redes. 1.1.3.3.2 Subestaciones 1.1.3.4 Nivel de Tensión I. 1.2. DESCRIPCIÓN DEL MERCADO. 1.2.1 Tipos de Usuarios. 1.2.2 Opciones Energéticas. 1.2.3 Estructuras Tarifarías. 1.2.4 Cobertura del Servicio. 1.3 INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA. 1.3.1 Normatividad. 1.3.2 Horizontes de Planeamiento. 1.3.3 Módulos de costos. 1.3.3 Identificación de Predios de la Empresa.


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1.4 BASE DE DATOS. 2. CARACTERIZACION DE LA CARGA. GENERALIDADES 2.1. CLASIFICACIÓN DE USUARIOS POR TIPOS DE CARGA. 2.2. DEFINIR METODOLOGÍAS DE MEDICIÓN. 2.3. EFECTUAR MEDICIONES EN REDES DE B.T. 2.4. INSTALACIÓN DE REGISTRADORES DE RED. 2.5. CONSTRUCCIÓN DE CURVAS TÍPICAS DE CARGA. 3. PRONÓSTICOS DE DEMANDA. GENERALIDADES 3.1. DEFINICIÓN Y SELECCIÓN DE ÁREAS DE ESTUDIO. 3.1.1 Definir Marco de Referencia y condiciones generales. 3.1.2 Ubicación geográfica por sectores. 3.1.3 Determinación de Tasas de Crecimiento de la Carga. 3.2. ORGANIZAR LA INFORMACIÓN DISPONIBLE PARA LOS PRONÓSTICOS. 3.2.1 Características Urbanísticas. 3.2.2 Número de usuarios por sector. 3.2.3 Identificar características de la Carga. 3.2.4 Clasificación de Usos del Suelo. 3.2.5 Información adicional. 3.3. SELECCIÓN DEL MODELO DE PRONÓSTICOS. 3.3.1 Alcance del Estudio. 3.3.2 Definición del Modelo. 3.3.3 Revisión y aplicabilidad de Variables.


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3.4. APLICACIÓN DEL MODELO SELECCIONADO. 3.5. CONVERSIÓN DE ENERGÍA A POTENCIA. 3.6. COMPARACIÓN CON PRONÓSTICOS DE DEMANDA GLOBAL. 3.7. ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD. 3.8. SEGUIMIENTO DE LA DEMANDA. 3.9. DISEÑO DEL MODELO DE SEGUIMIENTO. 4. DEFINICION DE CRITERIOS DE PLANEAMIENTO Y DISEÑO. GENERALIDADES 4.1. CONFIGURACIÓN DE LA RED. 4.2. NIVELES DE TENSIÓN. 4.2.1 Revisar y Estudiar los Niveles de Tensión Actuales. 4.2.2 Normalizar y Unificar Niveles de Tensión. 4.3. REGULACIÓN DE TENSIÓN. 4.3.1 Revisar la Normalización Aplicada. 4.3.2 Investigar Aplicaciones existentes en otras regiones. 4.3.3 Definir límites permisibles de Regulación. 4.4. CARGABILIDAD DE LOS EQUIPOS ELÉCTRICOS. 4.4.1 Cargabilidad de Transformadores. 4.4.2 Cargabilidad de Conductores. 4.4.3 Analizar recomendaciones de Normas Internacionales y Nacionales. 4.4.4 Determinar Límites de condiciones de Operación Normal y de Emergencia. 4.5. NIVELES DE CORTOCIRCUITO. 4.5.1 Investigación de Normas Aplicables. 4.5.2 Niveles de Cortocircuito de Diseño. 4.5.3 Determinar límites de Corriente de Cortocircuito para elementos del Sistema.


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4.5.4 Optimización Técnico-Económica. 4.6. NIVELES DE CONFIABILIDAD. 4.6.1 Definición de Criterios. 4.6.2 Obtener valores Históricos o Estadísticos de Fallas y Tiempos de Reparación. 4.6.3 Verificar aplicación de Normas de Construcción y Diseño. 4.6.4 Determinar posibilidades de Transferencia de Cargas. 4.6.5 Determinar Número de Seccionamientos. 4.7. NIVELES DE PÉRDIDAS. 4.7.1 Revisión de Normas y Políticas Regulatorias. 4.7.2 Evaluar Niveles de Pérdidas del Sistema. 4.7.3 Identificar puntos del Sistema para Actuación. 4.7.4 Estimar Niveles de Pérdidas o Metas por Subsistemas y/o Niveles de Tensión. 4.8. APLICACIÓN DE CRITERIOS EN LA DEFINICIÓN DE ALTERNATIVAS DE EXPANSIÓN. 5. CRITERIOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS. 6. ASPECTOS REGULATORIOS. 7. ASPECTOS AMBIENTALES.


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INTRODUCCIÓN

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INTRODUCCIÓN Los sistemas eléctricos de distribución de energía se desarrollan siguiendo parámetros de crecimiento, que están asociados con la evolución demográfica de la población urbana y rural de las diferentes regiones del país, como también del uso que se hace de la energía eléctrica en el funcionamiento de los diferentes equipos que forman un componente fundamental en las diferentes actividades industriales, comerciales, oficiales y residenciales del país. Por lo tanto es necesario, que las diferentes entidades del sector que desempeñan funciones inherentes con la prestación del servicio de la energía eléctrica, estructuren y orienten la gestión con el propósito de establecer una infraestructura del sector energético con base en criterios técnicos, económicos, ambientales y sociales acordes con las necesidades reales de los sectores que demandan la energía eléctrica. Resultado de estas necesidades de gestión integral y coordinada, para hacer más eficiente los desarrollos de la infraestructura eléctrica en el país, a partir de la Constitución de 1991, se comenzó a establecer por parte del Estado Colombiano, los primeros mandatos que llevaron a la creación de leyes que permitieron direccionar la expansión y la operación de la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, cumpliendo con parámetros de eficiencia económica y técnica que garantizaran, al máximo el suministro de energía a los usuarios de este servicio público. Es así como en 1994 se decretaron: la Ley de Servicios Públicos Domiciliarios (Ley 142/94) y la Ley Eléctrica ( Ley 143/94), a través de las cuales el Congreso de la República estableció el régimen de los servicios públicos domiciliarios y el régimen para la generación, interconexión, transmisión, distribución y comercialización de la electricidad en el territorio nacional, sucesivamente. Para asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, la Ley Eléctrica previó la creación de la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG, a quien le corresponde expedir cada una de las resoluciones que reglamentan los diferentes negocios en que se constituye este servicio público esencial. Como parte de las funciones que le fueron asignadas a la CREG, le correspondió establecer el reglamento de operación para realizar el planeamiento y la coordinación de la operación del Sistema Interconectado Nacional. Como parte de este proceso las empresas del sector energético, deben acogerse e informar sobre los planes de expansión que se deben desarrollar a corto y largo plazo.


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INTRODUCCIÓN

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Es por esto, que las diferentes empresas del sector eléctrico deben acondicionar la infraestructura del sistema eléctrico cumpliendo criterios técnicos de calidad, confiabilidad y seguridad que permitan atender las necesidades de la demanda de energía y potencia con eficiencia económica. Para cumplir con estos propósitos del sector eléctrico, se establecen criterios de planificación y diseño que permite a las entidades encargadas de la expansión de la infraestructura eléctrica, definir con efectividad las obras que se deben ejecutar para atender la demanda. El presente estudio describe metodológicamente, las fases que constituyen la planeación de un sistema eléctrico de distribución, mostrando los diferentes procesos que lo conforman. Con este trabajo el ingeniero de planificación dispondrá de una herramienta documental que lo guiará en el desarrollo de las diferentes actividades que conllevan a la identificación de las necesidades de expansión de un sistema eléctrico. El CONPES, mediante el documento 3108, del 03 de Abril de 2001, planteó como necesidad para emprender las acciones energéticas en las Zonas No Interconectadas (ZNI), la posibilidad de ejecutar los estudios correspondientes, que permitieran cuantificar los requerimientos y necesidades energéticas en estas zonas del país. Basados en estas necesidades, el IPSE, presenta a través de este documento, los parámetros básicos para los planes de expansión de los sistemas eléctricos de las ZNI, fijando principalmente sus objetivos, en la necesidad de proveer a estas zonas, de las correspondientes fuentes energéticas confiables, que ayuden a mejorar los niveles de calidad de vida, que promuevan el desarrollo socio-económico de sus habitantes y contribuir de esta forma con el fortalecimiento de la paz. Además, el Gobierno central, por medio del IPSE, tiene como propósito incentivar la participación de las entidades regionales del sector privado en la ejecución y operación de los proyectos energéticos, y apoyar técnica, administrativa y financieramente a las empresas, para promover los proyectos de inversión para estas regiones. Se aplican los conceptos definidos por la resoluciones de la CREG, que reglamentan la expansión de sistemas de distribución de energía eléctrica. Por lo tanto, se desarrollan análisis globales que definen parámetros cuantitativos en variables del sistema eléctrico para la utilización en el diseño eléctrico, con base en la zona donde se esté aplicando. Se aborda dentro del desarrollo del mismo, aspectos regulatorios, como la presentación de las resoluciones más importantes que han sido expedidas por la CREG que están relacionadas con el desarrollo y operación de los sistemas eléctricos de distribución, dando mayor énfasis a aquellas que hagan especial referencia con la Zonas No Interconectadas. En desarrollo del presente estudio, se establece un esquema de organización de tal forma que inicialmente se describen los diferentes procesos que conforman las fases de la planificación de los sistemas eléctricos de distribución como son: La investigación del sistema eléctrico, pronósticos de demanda, criterios de diseño y planificación, análisis y formulación del plan de expansión, evaluación de los proyectos y finalmente la definición del programa de inversiones. Estas descripciones se


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INTRODUCCIÓN

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muestran siguiendo una secuencial de diagramas de bloques que facilitan la comprensión y seguimiento de los diferentes temas. En cada uno de los capítulos, la descripción de los diagramas de bloques se presentan de una forma secuencial, es decir, para la interpretación del proyectista, se debe observar que cada sección de la planeación se describe mediante un proceso general, del cual se generan las diferentes actividades básicas, y de estas actividades se desprenden una serie de tareas a ejecutar, donde se ejemplifican los pasos a seguir para el inventario, interpretación, análisis y ejecución del planeamiento de un sistema eléctrico. Con base en la identificación de cada uno de los procesos de la planificación, se presentan para los parámetros de cálculo que afectan la operación de los componentes eléctricos (eje: niveles de tensión, regulación de tensión, índices de confiabilidad o continuidad del servicio, pérdidas de energía, etc), consideraciones prácticas que sirven de referencia analítica en los estudios de planificación del sistema eléctrico de distribución. Los valores de referencia que se presentan son resultado de simulaciones de diversas configuraciones de la infraestructura y variedad de condiciones de operación, teniendo en cuenta que estas son un elemento de aplicación en desarrollo de los trabajos que realizan los profesionales encargados de definir la expansión del sistema eléctrico en las Zonas no Interconectadas. Como se describe en las bases del estudio, el alcance se fundamenta en el sistema de distribución, principalmente en los niveles de tensión I y II, sin embargo se da significativa importancia a la metodología que se debe aplicar en el proceso de la planificación de todo el sistema de distribución. Es fundamental que en la planificación de los sistemas eléctricos de distribución se tenga total claridad de la información disponible, para no abordar en la aplicación de los análisis, incertidumbres que lleven a resultados poco lógicos y que pueden desvirtuar la validez de la expansión eléctrica que se formule, para atender los requerimientos de la demanda de energía y potencia. Finalmente, para facilitar el manejo de datos se presentan formatos básicos, que permiten recopilar las características más importantes de los diferentes componentes del sistema eléctrico, y de la información complementaria requerida para los análisis de planeamiento. Como criterio general se tiene que el planeamiento de sistemas eléctricos de distribución de energía eléctrica, es una actividad en la cual la función objetivo consiste en definir bajo el principio de eficiencia económica, los requerimientos de expansión y el sistema de soporte (vehículos, equipos, personal, etc) con los crecimientos futuros de la demanda, garantizando un suministro de energía eléctrica con unos niveles de confiabilidad y calidad determinados.

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GENERALIDADES

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GENERALIDADES Los sistemas eléctricos de distribución representan un comportamiento dinámico como resultado de la evolución de la demanda de energía, lo cual exige una revisión y ajuste permanente para garantizar un servicio eficiente y con calidad. A partir de la crisis energética vivida por el Sector Eléctrico Colombiano en el año 1991, debido al déficit de la generación, quedó plasmada una vez más la importancia que tiene la adecuada y oportuna planificación de los sistemas energéticos, para prever con suficiente tiempo las ampliaciones, modificaciones y ajustes que se deben adelantar para evitar condiciones de racionamiento o mala calidad y confiabilidad del servicio. El nuevo entorno del sector eléctrico Colombiano establece que la planeación del sistema nacional se realice en el corto plazo y mediano plazo, de tal forma ésta, que sea flexible y cumpla con los requerimientos de confiabilidad, calidad y seguridad establecidos por el Ministerio de Minas y Energía a través de la UPME y la Comisión de Regulación de Energía y Gas – CREG. La definición de un plan de expansión debe considerar las nuevas perspectivas de desarrollo del país, la evolución de los supuestos básicos, el estado de avance de los proyectos en ejecución, la legislación vigente, el marco institucional, regulatorio y comercial, la cantidad y costo de los recursos energéticos disponibles y las acciones requeridas para garantizar un adecuado desarrollo. El sector Eléctrico Colombiano aunque ha evolucionado hacia un esquema interconectado nacional, aun presenta una gran región donde los recursos energéticos y la infraestructura eléctrica está por desarrollarse , como lo representan las regiones de la Amazonía y la Orinoquía, entre otras, como lo considera el documento Conpes 3108, donde a partir de la información recopilada en más de 90 poblaciones de las ZNI, se determinaron los patrones de consumo y demanda de energía, de acuerdo con la ubicación y tamaño de las regiones. Lo anterior, con la finalidad de suministrar un servicio acorde con las necesidades de cada centro poblado en estas ZNI. Por lo tanto, en la zona no interconectada se encuentra que el suministro del servicio de energía se da a través de pequeñas plantas de generación Diesel, que muchas veces no cuentan con el mantenimiento preventivo necesario y mucho menos existe el nivel de confiabilidad, para atender los requerimientos de la demanda. En consecuencia, a nivel de la ZNI es importante conocer plenamente las características y condiciones de las fuentes de generación existente, por cuanto es el primer componente que se debe valorar en la cadena de conversión energética hacia el usuario.


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GENERALIDADES

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Adicionalmente, se requiere valorar los diferentes potenciales energéticos que permitan suplir la deficiencia actual de interconexión eléctrica con el Sistema de Interconexión Nacional (SIN). A partir del conocimiento de las diferentes fuentes energéticas y de las opciones de desarrollo para la generación de energía eléctrica, se inicia el proceso de la planificación del sistema eléctrico de distribución; el cual se fundamenta en la localización y dimensionamiento de la demanda, y la identificación de estrategias de expansión de la infraestructura, que puedan ser flexibles y que permitan satisfacer las necesidades de energía. Como soporte a los procesos de planificación de los sistemas eléctricos de distribución, las empresas deben establecer esquemas de funcionamiento orientados a la aplicación desarrollos tecnológicos (hardware y software) que facilite los diferentes análisis y permita mayor eficiencia en la gestión de los recursos energéticos. DESARROLLO METODOLOGICO El planeamiento de un sistema eléctrico de distribución de energía, implica la determinación de la disponibilidad de capacidad en el tiempo en que se debe ampliar la capacidad de transformación en las subestaciones existentes o la construcción de nuevas subestaciones, como también los refuerzos del sistema en las líneas del nivel de tensión IV (voltajes desde 62 kV hasta 115 kV ), y el sistema eléctrico en los niveles de tensión III (desde 30 kV hasta 62 kV), nivel de tensión II ( desde 1 kV hasta 30 kV) y el nivel de tensión I (desde 0 kV hasta 1 kV), además del resto de componentes asociados para configurar un plan de expansión con criterio de eficiencia económica. Para mayor facilidad y coordinación en los procesos de planeamiento, toda la ZNI, se ha dividido en doce sectores, como lo muestra la Fig. No. 1, donde se pueden observar las grandes extensiones del país en las cuales la prestación del servicio de energía eléctrica está sujeto a horarios de restricción y a la autogeneración por medios de pequeñas centrales hidráulicas, o sistemas de generación eólicos, por biomasa, celdas fotovoltaicas, plantas Diesel y otros, como se observa en la Tabla No. 1. Haciendo referencia a los estudios realizados por Hagler Bailly Services y AENE Consultoría, se pudieron determinar para cada una de las zonas características básicas y variables de las condiciones climáticas, geográficas e hidográficas, que deben ser evaluadas y aplicadas de formas diferentes para los estudios de planeamiento y expansión del sistema eléctrico, dependiendo del sector de la ZNI en estudio, ver Fig. No. 1. En la Tabla No. 2, se describen algunas condiciones predominantes y generales de varias zonas del estudio, anteriormente señalado Los procesos de planeamiento requieren involucrar planes de corto, mediano y largo plazo para la expansión del sistema eléctrico, basados en un diagnóstico de la infraestructura existente, pronósticos espaciales de la demanda y la aplicación de criterios técnico – económicos de planeamiento adoptados previamente.


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GENERALIDADES

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Una vez formulado el plan de expansión se determina el programa de inversiones. Es factible que las alternativas de expansión deban revaluarse en las últimas etapas, obligando a la revisión del plan o incluso a revisar los criterios utilizados. El planeamiento del sistema eléctrico de distribución debe estar coordinado y compatibilizado con la planeación de otros subsistemas funcionales como son: Generación, transmisión, los cuales tienen siempre en el tiempo una previsión mucho mayor. La planificación del sistema eléctrico es una gestión permanente que implica las revisión y ajuste a las condiciones reales de los sistemas de distribución, en la medida que se vayan cumpliendo o no, los hechos previsibles. La Figura No 2 muestra el esquema de bloques con las etapas básicas que se tienen en cuenta al realizar el planeamiento de un sistema eléctrico de distribución.


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GENERALIDADES

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Figura No. 1 Sectores de las Zonas No Interconectadas.

Grupo 1,Choco/Atrato

Grupo 2, LitoralPacifico /Choco

Grupo 3, Litoral Pacifico,Nariñ/Cauca.

Grupo 4, Río Meta/Casanare,Meta/Casanare/Arauca/Vichada

3

Grupo 6, ríos Caquetáy Caguan

7

Grupo 7, río Putumayo,Putumayo/Amazonas.

Grupo 8, Amazonas

9

Grupo 9, Vaupés

Grupo 10, Guainía

11

Grupo 11, Vichada

Grupo 12.Localidades y

municipios aislados

Grupo 5, Río Guaviare,Meta/Guaviare/Vichada

/Guainía

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GENERALIDADES

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Figura No. 2 Etapas básicas en el planeamiento de sistemas eléctricos de distribución.

Como se observa en el diagrama de bloques de la figura No. 2, la planificación parte de la disponibilidad de información que se tiene del sistema eléctrico en cuanto a la cantidad y magnitud de los diferentes componentes, como las características de operación para atender un mercado eléctrico que demanda el suministro de energía para los diferentes tipos de consumo. Otro elemento que sirve de fuente de análisis en la planificación de los sistemas eléctricos, lo constituye la identificación y aplicabilidad que se le dé a los criterios de planificación y diseño, quienes representan los límites del servicio para garantizar las condiciones de eficiencia, calidad y seguridad en el suministro de la energía. El elemento que determina las características y dimensionamiento de la infraestructura, está representado en la localización y tamaño de la demanda a atender, la cual deberá ser definida con la mayor precisión para evitar que los resultados de la planificación no den configuraciones deficitarias o subutilización de la infraestructura por la introducción de señales equivocadas.

CRITERIOS DE PLANEAMIENTO

INVESTIGACION DEL SISTEMA

PROYECCION DE DEMANDA - GRANDES CIUDADES - CIUDADES INTERMEDIAS - PEQUEÑAS CIUDADES Y ZONA RURAL

PLAN DE EXPANSION

- SUBESTACIONES ENERACIONUBEST- DISTRIBUCION NIVEL 1V

- - DISTRIBUCIÓN NIVELES III – II - I - OTROS COMPONENTES

PLAN DE EXPANSION

- GENERACION

-TRANSMISION

DISTRIBUCION

PROGRAMA DE INVERSIONES

EVALUACION SOCIOECONOMICA FINANCIERA


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GENERALIDADES

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Para valorar las condiciones actuales y futuras de la infraestructura con respecto a la proyección de la demanda de potencia y energía se hace necesario compatibilizar, y ubicar en el tiempo los planes de expansión en ejecución, los cuales deben formar parte del análisis del sistema eléctrico tanto en condiciones normales como en situaciones de contingencia. Resultado de las diferentes simulaciones del sistema eléctrico se determinan los requerimientos de expansión para atender la demanda, los cuales requieren del análisis económico, financiero y ambiental para definir la viabilidad de ejecución del proyecto y así entrar a formar parte del programa de inversiones de la empresa. Es a partir de ese momento que la empresa de distribución comienza un proceso integral de desarrollo eléctrico cumpliendo con las necesidades de los usuarios y satisfaciendo los criterios técnicos, económicos y ambientales de la gestión del sistema eléctrico.

REGRESAR TABLA No. 1 TABLA No. 2


CAPITULO I

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INVESTIGACIÓN DEL SISTEMA

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1. INVESTIGACIÓN DEL SISTEMA

1.1 GENERALIDADES

La investigación del sistema comprende la identificación, clasificación, recopilación y organización de la información que describe un sistema eléctrico en sus diferentes componentes y demás elementos asociados, los cuales conforman el conjunto integral necesario para gestionar efectivamente la planificación de la infraestructura eléctrica y así atender la demanda de energía y potencia. El objetivo de la investigación del sistema dentro del proceso de la planificación de sistemas eléctricos de distribución , es conocer las características técnicas y generales del sistema eléctrico atendido por la empresa distribuidora y comercializadora de energía, y aspectos relacionados con los activos, mercado energético, costos y consideraciones ambientales asociadas a cada región geográfica, de tal forma que permita analizar e identificar adecuadamente las necesidades de expansión. Básicamente en este capítulo se consideran tres áreas que resumen la investigación del sistema, las cuales en sus orden son: el inventario del sistema, el mercado que atiende la empresa y la información complementaria que se requiere para el planeamiento de un sistema de distribución. La elaboración del inventario del sistema implica un proceso de investigación y recolección de información del sistema, relacionada con los componentes de generación (ZNI), transmisión ( aplicable a las zonas interconectadas) y distribución, el cual incluye líneas y subestaciones en los diferentes niveles de tensión, así como también los demás componentes asociados a red eléctrica y los predios de la empresa con usos esperados para la expansión de la infraestructura eléctrica: se deja a criterio del proyectista la elaboración de la investigación en este inventario, de todas aquellas variables de comportamiento mecánico de los diferentes componentes del sistema eléctrico, las cuales serán de uso fundamental para la formulación e implementación de programas de mantenimiento correctivo y predictivo a corto plazo. En el proceso de la investigación del mercado que atiende la empresa, se busca conocer de una forma generalizada las características de los usuarios, las estructuras tarifarías vigentes de la empresa, los diferentes usos y consumos de energía, además de establecer los estratos, cobertura y datos estadísticos de la evolución histórica del comportamiento de los consumos y cargas de los usuarios, como también se consultan y se interpretan las respectivas curvas de carga de consumo, para determinar las diferentes variables que determinan finalmente como se deben implementar las respectivas adecuaciones del sistema eléctrico para poder atender a los diferentes usuarios. Adicionalmente en este proceso se evalúan las opciones energéticas de recuperación de las plantas existentes, identificación de las fuentes de suministro no convencionales de energía como es el caso


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de pequeñas centrales hidráulicas, sistemas de generación por energía solar, eólica, biomasa y otros, los cuales predominan y se implementan en las ZNI, producto de las restricciones actuales del servicio ofrecido actualmente por las empresas en estos sectores del país. En esta etapa se deben investigar las posibilidades de cogeneración e interconexión con otros sistemas eléctricos ya establecidos, que persigan ofrecer un estudio confiable y con costos mínimos. Toda la información obtenida en esta etapa es básica par la caracterización de la carga y evaluación de las proyecciones de la demanda. Como se enunciaba anteriormente, es necesario que el proyectista conozca los sistemas de suministro no convencionales del sector en estudio , por lo tanto, citamos los datos inventariados por Hagler Bailly Services y AENE Consultoría, en sus estudio del Establecimiento de un Plan Estructural, Institucional y Financiero del Abastecimiento Energético de las ZNI, los cuales se muestran en la Tabla No. 1, del capítulo 0. Finalmente, la tercera etapa la constituye la investigación de la información complementaria, que se generaliza en la constitución de los diferentes módulos de costos calculados o derivados de las licitaciones y ofertas realizadas a la empresa, la cual es necesaria para la evaluación de los presupuestos del planeamiento, como también es necesario investigar todo lo referente a la reglamentación del marco legal y normas de construcción y diseño aplicables actualmente por la empresa distribuidora, para plantear las posibles modificaciones que permitan ofrecerle mayor flexibilidad al plan de expansión, el cual se encuentra definido por el respectivo horizonte de planeamiento escogido dependiendo de los objetivos y recursos, los cuales pueden ser de largo plazo cuando se buscan establecer estrategias, porque si se persiguen objetivos específicos para las redes de distribución en sus diferentes niveles, los horizontes de planeamiento aplicar, deben ser de mediano o corto plazo. La investigación del sistema es una actividad de actualización permanente, que permite en cualquier momento verificar el estado del sistema y realizar los análisis técnicos para una optimización de los recursos disponibles. La información resultante de la investigación del sistema debe ser inicialmente depurada, para posteriormente procesarla y almacenarla en sistema de información (Base de Datos) único; para lo cual, se debe disponer del hardware y software suficiente que garantice la utilización oportuna y adecuada de la información del sistema de distribución. Para establecer un sistema de información confiable los responsables de la administración de la base de datos deben permanentemente consultar las diversas fuentes de información, las cuales describen el comportamiento de las diferentes variables técnicas, económicas, comerciales, de desarrollo urbano y de políticas institucionales que inciden en la planificación de los sistemas eléctricos. En este capítulo, como se enunciaba en las generalidades, el lector encontrará una secuencia de diagramas de bloques que indican paso a paso, el proceso continuo del estado actual del sistema eléctrico, desglosando este proceso en una serie de actividades, con sus correspondientes tareas, a las cuales se les indica detalladamente la información mínima requerida por el proyectista, para la elaboración de este proceso, y por consiguiente la planeación del sistema eléctrico en estudio. En


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cada uno de los diagramas de bloques, se describen los nombres de los respectivos procesos, actividades y tareas, con el cual se encuentra relacionado. Además en este capítulo, se encuentran los formatos guías, para el levantamiento de la información, en el desarrollo del inventario del sistema eléctrico. La figura 1 describe un diagrama de bloques de las diferentes fuentes de información para la alimentación de la base de datos. En él se observa que normalmente estas acciones provienen de dos fuentes: informaciones del sistema eléctrico originadas desde el interior de la organización y datos de fuentes externas que provienen de los entes gubernamentales e instituciones energéticas que regulan la expansión del sector eléctrico Colombiano.

Figura No. 1 Fuentes de Información para Base de Datos

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FUENTES DE INFORMACION

Internas externas

Dane , Camocol , ISA

Ministerio de Minas

Planeación Distrital

Transmisión,Financiera

Distribución, Comercial

Control de Calidad

Internas Externas

Visitas a proyectos construidos

Aplicación de procesos estadísticos

Selección y depuración de información

Es adecuada

de datos

Base

Si No

FUENTES DE INFORMACION

Internas externas

Upme , Conpes , ISA

Ministerio de Minas

Planeación Nacional

Transmisión,Financiera

Distribución, Comercial

Control de Calidad

Internas Externas

Visitas a proyectos construidos

Aplicación de procesos estadísticos

Selección y depuración de información

Es adecuada

de datos

Base

Si No

PROCESO ACTIVIDAD TAREA RESULTADOS

CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN DE DISTRIBUCIÓN DE LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS (ZNI) DEL PAÍS

HACER INVENTARIO DEL SISTEMA

1. LEVANTAMIENTO FISICO DEL SISTEMA:a. Generación.b. Transmisión.c. Distribución.

2. PREDIOS DE LA EMPRESA.

1. TIPOS DE USUARIOS.

2. UTILIZACION DE OPCIONES ENERGETICAS.

3 . ESTRUCTURA TARIFARIA.

4. COBERTURA DE SERVICIO.

MERCADO DE LA EMPRESA

INFORMACION COMPLEMENTARIA

1. MODULOS DE COSTOS.2. REGLAMENTO DE SERVICIOS DE LA EMPRESA.3. CONTRATO DE CONDICIONES UNIFORMES(RES. CREG 108/97) DEL COMERCIALIZADOR.4. REGLAMENTO DE CONEXION DEL OPERADOR DE RED.5. NORMAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCION.6. HORIZONTES DE PLANEAMIENTO.

CONOCER EL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA

BASE

DE

DATOS

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PROCESO: CONOCER EL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA.ACTIVIDAD: Hacer inventario del sistema.


LEVANTAMIENTO FISICO DEL SISTEMA

- Generación.- Transmisión.- Distribución: Nivel Tensión IV. Nivel Tensión III. Nivel Tensión II. Nivel Tensión I. - Alumbrado Público: Incandescente. Mercurio. Sodio.

REGRESAR

PROCESO: CONOCER EL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA.

ACTIVIDAD: Hacer inventario del sistema.

TAREA: Efectuar levantamiento físico del sistema de generación.

Area

IDENTIFICAR Ubicación y nomenlatura de dirección

LOCALIZACION Tiempo de duración de construcción

Año de entrada en operación.

Hidráulica

Térmica

Otras

DESCRIBIR Año

Clase de remodelación

Tensión nominalPotencia nominal

DESCRIBIR Potencia efectiva

CARACTERISTICAS Energía firme-confiabilidad

Costo estimado del Kw-hora generado


REMODELACIONES

TIPO DEGENERACION

IDENTIFICAR

REGRESARSIGUIENTE



TAREA: Elaborar levantamiento físico del sistema de transmisión (Nivel Tensión >= 220 kV).

LINEAS DE TRANSMISION (Mayores o iguales a 220 kV).

DESCRIBIR Nivel de Tensión existente en la Zona No

NIVEL DE TENSION Interconectada, mayores a 220 KV

Año de construcción Carga mínima Dia

IDENTIFICAR Histórico de cargabilidad Hora

CARACTERISTICAS Longitud

DE LA LINEA Nombre de la línea

Subestaciones que conecta Carga pico Día

Número de circuitos Hora

CONDUCTOR Características

Capacidad de conducción

IDENTIFICAR Tipo

CARACTERISTICAS DE Cantidad

PROTECCIONES Ubicación


SIGUIENTE REGRESAR




IDENTIFICAR LA Tipo de subestación

CONFIGURACION Y # Evolución

DE UNIDADES DE Módulos de líneas y transferencias

TRANSFORMACION Configuración de los barrajes

Coordenadas de Ubicación

LOCALIZACIÓN Departamento, municipio, vereda, o zona.

NIVELES DE Niveles de tensión

TRANSFORMACION

Total e instalada por unidad

CAPACIDAD (MVA) Capacidad disponible por unidad

Expansión de carga por unidad

IDENTIFICAR EL Nombre

NUMERO DE LINEAS Código

ASOCIADAS

ELABORAR DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA


SUBESTACIONES (Mayores o iguales a 220 kV).

REGRESARSIGUIENTE

SF6



TAREA: Elaborar levantamiento físico del sistema de distribución Nivel IV.

LINEAS DE DISTRIBUCIÓN NIVELES IV ( Menores a 220 kV y mayores o iguales a 62 kV).

IDENTIFICAR Nivel de Tensión existente en la Zona No

NIVEL DE TENSION Interconectada, en este rango de Kv

Año de construcción Carga mínima Dia

IDENTIFICAR Histórico de cargabilidad Hora

CARACTERISTICAS Longitud (km)

DE LA LINEA Nombre y código Carga pico Día

S/E que interconecta Hora

TIPO DE CONDUCTORMaterial y calibre

Tipo de conductor Capacidad de conducción

IDENTIFICAR Tipo de circuito Configuración por tramos

CARACTERISTICAS Tipo de estructura Número de circuitos

DEL CIRCUITO Cable de Guarda

Zona atendida TIPO DE ESTRUCTURATorres, torrecillasConcreto, madera, otras

IDENTIFICAR Tipo

CARACTERISTICAS DE Cantidad instalada

PROTECCIONES Configuración y ubicación

OBSERVACIONES Estado de operación

GENERALES Estado de mantenimiento


SIGUIENTE REGRESAR




IDENTIFICAR LACONFIGURACION Y # Tipo de subestación

DE UNIDADES DE Evolución

TRANSFORMACION

Coordenadas de Ubicación

LOCALIZACIÓN Departamento, municipio, vereda, o zona.

NIVELES DE Niveles de tensión

TRANSFORMACION

Total e instalada por subestación

CAPACIDAD (MVA) Capacidad disponible por subestación

Expansión de carga por subestación

IDENTIFICAR EL Nombre

NUMERO DE LINEAS Código

ASOCIADAS

CARACTERISTICAS Observaciones generales:

ELECTRICAS DE LOS Estado de operación

TRANSFORMADORES Estado de mantenimiento

ELABORAR DIAGRAMA UNIFILAR DEL SISTEMA


SUBESTACIONES ( Menores a 220 kV y mayores o iguales a 62 kV).

SIGUIENTE REGRESAR

SF6



TAREA: Elaborar levantamiento físico del sistema de distribución Nivel III.

LINEAS DE DISTRIBUCIÓN NIVEL III ( Menores a 62 kV y mayores o iguales a 30 kV).

IDENTIFICARNIVEL DE TENSION

Año de construcción Carga mínima DiaHistórico de cargabilidad Hora

IDENTIFICAR Longitud (km)

CARACTERISTICAS Nombre y código Carga pico Día

DE LA LINEA S/E que interconecta Hora

Remodelaciones Clase

Fecha

TIPO DE CONDUCTORTipo de conductor Material

IDENTIFICAR Tipo de circuito Calibre

CARACTERISTICAS Tipo de estructura Capacidad de conducción

DEL CIRCUITO Cable de Guarda Configuración por tramos

Zona atendida TIPO DE CIRCUITODobleSencilloZONA ATENDIDA

IDENTIFICAR Tipo Rural

CARACTERISTICAS DE Cantidad instalada Urbana

PROTECCIONES Configuración y ubicación


REGRESARSIGUIENTE




SUBESTACIONES NIVELES III ( Menores a 62 kV y mayores o iguales a 30 kV).

Identificación: nombre, código

IDENTIFICAR Coordenadas geográficas

LOCALIZACIÓN Departamento, municipio, vereda o zona

Año de puesta en operación

Año de iniciación de obrasTiempo de duración de obra

InterruptoresTipo de subestación SeccionadoresEvolución en la configuración Pararrayos

CONFIGURACION Y # Módulos (Número y Clasificación) Transf. Medida

DE UNIDADES DE Características de transformadores de potencia Trampas de Onda

TRANSFORMACION Esquema de suplencias entre transformadores Barrajes

Reconectadores y compensación reactiva Aisladores

Características de los equipos de patio y casa de control Aptos Control y medidaEspacio libre para ampliación Servicios auxiliares

Celdas de distribuciónTotal e instalada por subestación Equipos comunicación

CAPACIDAD (MVA) Capacidad disponible por subestación

Expansión de carga por subestación

CAPACIDAD DE Niveles de tensión

TRANSFORMACION

DIAGRAMA UNIFILAR


SIGUIENTE REGRESAR




DETERMINAR EL AREA DE INFLUENCIA DE LAS SUBESTACIONES

URBANA: Cuadrículas - Sector cartográfico

Número de usuarios por cuadrícula Residencial

Industrial

ComercialAlumbrado público

Sector oficial

Otros COBERTURA

Usuarios:

Regulados

RURAL: Número de usuarios por cuadrícula Residencial Asistidos.

Industrial No Asistidos

Comercial

Alumbrado público

Sector oficial

Otros


AREA DE INFLUENCIA

SIGUIENTE REGRESAR



TAREA: Elaborar levantamiento físico del sistema de distribución Nivel II.

RED DE DISTRIBUCION PRIMARIA

IDENTIFICAR NIVEL DE TENSION Determinar Nivel de 13.2, 11.4 u otras en Kv

Nombre y código

IDENTIFICAR Subestaciones que interconecta

CARACTERISTICAS Longitud (km) Aérea

FISICAS DE LA LINEA Tipo de red Subterránea

Fecha de construcción de la línea

Fecha de remodelación y/o ampliación Residencial

Capacidad instalada en transformación Comercial

Tipo de carga Industrial

Conductor: Material y calibre por tramoNùmero de fasesCapacidad de conducción

Subestación Módulo, fila

Cargabilidad Carga mínima, carga pico

Protecciones

IDENTIFICAR Ubicación y configuración

Estado del interruptor

PROTECCIONES Características eléctricas

Tipo de estructuras y localizaciónTOPOLOGIAS Características de canalización

distancia de los tramos


REGRESARSIGUIENTE

Reconectadores y seccionadoresSeccionalizadores y pararrayosIndicadores de falla



TAREA: Elaborar levantamiento físico del sistema de distribución Niveles II.

TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION

Fecha de fabricación e instalación Estado actual:

REGISTRAR Fabricante Disponibilidad

IDENTIFICACION Fecha de reparación o cambio Para cambio

Coordenadas o dirección Saturado

IDENTIFICAR Nivel de tensión

CIRCUITO PRIMARIO Identficación

QUE LO ALIMENTA Residencial

Industrial

Tipo Comercial

USUARIOS QUE ALIMENTA Número Alumbrado público

Carga conectada (kVA)

Tipo de conexión Monofásico

Trifásico

Relación de transformación Tensión primaria, secundaria y taps

IDENTIFICAR Potencia nominal

CARACTERISTICAS Impedancia Pedestal

ELECTRICAS Tipo de instalación En poste

Pérdidas con o sin carga De local

Fases

Tipo de aislamiento SecoEn aceite

PROTECCIONESUso dedicado

TIPO DE SERVICIO Red de uso generalAlumbrado público


SIGUIENTE REGRESAR



TAREA: Elaborar levantamiento físico del sistema de distribución Nivel I.

RED DE DISTRIBUCION SECUNDARIA

TRANSFORMADOR Monofásicos

QUE ALIMENTA Amarre de usuarios Bifásicos

EL RAMAL Trifásicos

IDENTIFICAR EL Determinar el nivel de tensión de los

NIVEL DE TENSION usuarios: 208/120 V, 220/127 V, 240/120 V

Aérea

IDENTIFICAR EL Aérea trenzada

TIPO DE RED Subterránea

Longitud (km) Material y calibre del conductor

IDENTIFICAR LAS Tipo de conductor por tramo Capacidad de conducción

CARACTERISTICAS Tipos de cargas conectadas

DE LA RED Características de conexión al usuario Trifásico, monofásico

Cantidad y características del A.P.

Clase de carga del usuario Residencial, comercial, e.t.c.

Tipo de estructuras y localización

TOPOLOGIAS Características de canalización

distancia de los tramos

PLANOS A ESCALA


REGRESARSIGUIENTE


ACTIVIDAD: Describir el mercado que atiende la Empresa

POR LOCALIDAD O REGIÓN:


TIPOS DE USUARIOS.

- Residencial por estratos.- Clasificación por Tipo de Industria.- Comercial por actividad económica.- Oficial (Nacional, Departamental, Municipal).- Alumbrado público.- Otros. (Ventas en bloque).

(2) CONSUMOS DE ENERGIA Y POTENCIA

SUBESTACIONES

ALIMENTADORES

Demanda máxima por barraje y por transformador (kVA).Factor de carga.Tensión en cada barraje.Factor de potencia.Cantidad y causas de falla en circuitos y equipos.Curvas de carga.Factor de demanda.Factor de pérdidas.Proyecciones de demanda (T.C)

Corriente máxima.Factor de carga.Tensión.Factor de potencia.Cantidad y causas de falla en circuitos y equipos.Curvas de carga.Factor de demanda.Porcentaje del tipo de carga.Zonas de cubrimiento

Número

Zonas

Consumos:- Moneda ($)- kWh

NOTA: Si se desea la parte estrictamente comercial se descarta el numeral 2.

SIGUIENTE REGRESAR



TAREA: Identificar los tipos de usuarios


Z. URBANA: Por subestaciones o transformadores Residencial

Por zonas clasificadas de la emp. distribuidora Industrial

NUMERO DE Por cuadrículas o sector cartográfico Comercial

USUARIOS Oficial

Z. RURAL: Por subestaciones Por circuitos Comercial

Por veredas Alumbrado Público

Otros

VENTAS EN BLOQUE

CONSUMOS kWh

kVARh


- Residencial por estratos.- Industrial por grupos.- Comercial por actividad económica.- Oficial (Nacional, Departamental, Municipal).- Alumbrado público.- Otros. (Ventas en bloque).

REGRESAR



TAREA: Definir las opciones energéticas manejadas por la Empresa


EFECTUAR ANALISIS Manejo Dispositivos locales

DESDE EL PUNTO DE directo

VISTA DE DEMANDA Manejo remoto

Manejo Políticas tarifarias

indirecto

Políticas de sustitución

Tipos de sustitutos por estrato

Porcentaje de uso por estrato

Equivalencia en potencia y energía

Participación de la empresa distribuidora en el mercado

Implementadas o aplicadas

Identificar políticas de

ahorro y conservaciónProyectadas


REGRESAR



TAREA: Conocer la estructura tarifaria manejada por la Empresa.


NOMBRE DE LA EMPRESA

CLASIFICAR Con medidor

POR TIPO DEMEDICION Sin medidor

CLASIFICAR POR Tarifa sencilla

CARACTERISTICASDE CONSUMO Tarifa doble

CLASIFICAR Activa

POR TIPO DE CARGA Reactiva

CLASIFICAR POR Nivel tensión I

NIVEL DE TENSION Nivel tensión II

Nivel tensión III

CLASIFICAR PORDISPONIBILIDAD Carga contratada

DE POTENCIA


REGRESARSIGUIENTE



TAREA: Estudiar la estructura tarifaria por sector o grupo socioeconómico



Servicio residencial.Cargo por consumo

Otros.

Conexión.Revisión de instalaciones.Calibración de medidores.Revisión y mantenimiento de transformadores.Reconexión.

Servicio comercial. Cargo por consumo

Servicio Industrial.

Cargo por consumo

Nivel de tensión. Diurna

Nivel INivel IINivel III

Sencilla.

Nocturna

Sin contador.

Servicio Oficial.Alumbrado público.Servicio en bloque.

Cargo por consumo

Activa.Reactiva.

Tipo de carga.

Tarifas de conexión.Revisión de instalaciones.Calibración de medidores.Revisión de transformadores.Retiro o reinstalación de equipo de medida.Acondicionamiento de transformadores de uso dedicado.Casetas estacionarias.

Otros.

REGRESAR



TAREA: Conocer cobertura del servicio


PARA ELSECTOR URBANO Por zonas Sector residencial

Por cuadrículas o Sector indusrial

Sector cartográfico Sector comercial

Sector oficial

Alumbrado público

Otros

PARA EL SECTOR RURAL Clasificación de zonas de

acuerdo con lo estipulado por

por la empresa distribuidora

Casco urbano Sector residencial

Sector indusrial

Zona rural Sector comercial

Sector oficial

Alumbrado público

Otros


REGRESAR




Porcentaje de usuarios


OPCIONES ENERGETICAS.

OFERTA(Actual, proyectada)

DEMANDA(Gestión de carga).(Actual, proyectada)

Construcción de plantas convencionales. Recuperación de vida útil de unidades. Cogeneración. Interconexión.

Interruptores de tiempo.Limitaciones de carga.Controladores de demanda lógicos programables.Medidores con prepago.Manejo remoto.Utilización de sustitutos.Poliíticas de precios, conservación y ahorro.

ESTRUCTURA TARIFARIA.

Sector socioeconómico y utilización final de la energíaEstratificación.Medición (sin medidor, con medidor.)Características de consumo (Tarifa sencilla, doble, etc.)Tipo de carga (Activa, reactiva)Disponibilidad de potencia (Carga contratada).Nivel de tensión. (Industrial).

COBERTURA DE SERVICIO

SECTOR URBANO.

SECTOR RURAL.

Número.Destino.kVA nominal.Cubrimiento.

REGRESARSIGUIENTE





ESTRUCTURA

TARIFARIA

Servicio residencial. Cargo por consumo

Otros.

Conexión.Revisión de instalaciones.Calibración de medidores.Revisión de transformadores.Reconexión.

Servicio comercial. Cargo por consumo

Servicio Industrial.

Cargo por consumo

Nivel de tensión.Cliente Regulado

Cliente No ReguladoClasificación por Tarifa

Tarifahoraria.

Sin medidor.

Servicio Oficial.Alumbrado público.Servicio en bloque.

Cargo por consumo

Activa.Reactiva.Tipo de carga.

Otros (no residencial).

Tarifas de conexión.Revisión de instalaciones.Calibración de medidores.Revisión de transformadores.Retiro o reinstalación de equipo de medida.Utilización exclusiva de transformadores.Casetas estacionarias.

REGRESAR


ACTIVIDAD: Identificar información complementaria


ELABORAR Y/O REVISAR MODULOS DE COSTOS

CONOCER Y REVISAR CONTRATO DE CONDICIONES UNIFORMES Y REGLAMENTO DE

CONEXIONES DE LA EMPRESA

DEFIINIR HORIZONTES DE PLANEAMIENTO

CONSTRUCCION Y REMODELACIONKilómetros típicos.Transformadores.Subestaciones.

Marco legal Ministerio de Minas.Ley eléctrica.Ley de Servicios Públicos DomiciliariosReglamento de la empresa de servicios Resoluciones de la CREG

Corto plazo.Mediano plazo.Largo plazo.

NORMAS DE LA EMPRESA

Nombre de la Empresa.Normas del ICEL.Otras normas técnicas equivalentesEspecificaciones técnicas de equipos y materialesNormas de construcción, operación y mantenimiento

REGRESAR


ACTIVIDAD: Identificar información complementaria

TAREA: Elaborar o actualizar módulos de costos


Determinar elementos

Determinar costos

Urbano

Aéreo: Por nivel de tensión

De construcción Rural

De remodelación Urbano Subterráneo: Por nivel de tensión

Rural

Determinar costos: Por potencia nomialInversiónPérdidas Por nivel de transformación

Determinar costos Por nivel de tensiónRelación de transformación

Determinar elementos Potencia nominal

Módulo de líneaConstrucción Módulo de barras

Módulo de transformaciónMódulo básico

Módulo de líneaRemodelación Módulo de barras

Módulo de transformación


TIPICO

DEFINIR KILOMETRO

DEFINIR

RURALES

TRANSFORMADORESTIPICOS

DEFINIR SUBESTACIONES:URBANAS

REGRESAR


ACTIVIDAD: Hacer inventario del sistema

TAREA: Identificar los predios de la Empresa


IDENTIFICAR PREDIOS DE LA EMPRESA

- Ubicación. (1)- Planos.- Zona construída. (2) - Area libre. (3) - Servicios públicos. (4) - Restricciones. (5)- Escrituras.- Servidumbres legalizadas.

(1) - Límites.(2) - Magnitud y usos.(3) - Magnitud y usos permitidos. (4) - Disponibilidad. (5) - Vías de acceso y usos permitidos. Documentos legales (escrituras públicas)

REGRESARSIGUIENTE


ACTIVIDAD: Hacer inventario del sistema

TAREA: Conocer la localización y características de los predios de la Empresa


NOMBRE EMPRESA

Coordenadas

DEFINIR UBICACION Planos

HALLAR DISPONIBILIDAD Existentes

DE SERVICIOS PUBLICOS Proyectados

Ubicación de subestaciones

Usos permitidos Almacenes

VER RESTRICCIONES Vías de acceso Otros usos

Area construída (há)

MAGNITUD DEL PREDIO Area libre (há)

DEFINIR ADQUISICION Estado de negociación actual

DE TERRENOS


REGRESAR


ACTIVIDAD: Incorporar información en base de datos


DISEÑAR BASE DE DATOS

MANEJAR INFORMACION

DISEÑO LOGICO

Construir de acuerdo con lenguaje de programaciónDISEÑO FISICO

Crear modelo entidad relación.Crear tablas.

INTRODUCIR INFORMACION BASICASeleccionar información adecuada de las actividades anteriores

Utilizar formasUtilizar lenguaje de programación

Realizar operaciones

Crear estructuras

OBTENER INFORMACION

REGRESAR

PROCESO: CONOCER EL ESTADO ACTUAL DEL SISTEMA.ACTIVIDAD: Hacer inventario del sistema.TAREA: Efectuar levantamiento físico del sistema de generación.

FECHA DE LEVANTAMIENTOUNIDAD GENERADORA No.AREA DE LA PLANTATIPO DE GENERACIONTIPO DE COMBUSTIBLEMARCA DEL MOTORMODELO MOTORNUMERO SERIE MOTORVELOCIDAD RPMPOTENCIA DEL GENERADOR KWPOTENCIA APARENTE GENERADOR KVAENERGIA FIRME KWhFACTOR DE POTENCIAFRECUENCIA HZTENSION DE GENERACION VOLTIOSCORRIENTE DEL GENERADOR AMPERIOSHORAS DE SERVICIO HORASFECHA DE FABRICACIONFECHA DE INSTALACIONESTADO DE LA UNIDADULTIMO MANTENIMIENTO O REPARACIONINSTR DE MEDICION Y CONTROL MARCA TIPO RANGOAMPERIMETROVOLTIMETROFRECUENCIMETROHOROMETROCOSTO ESTIMADO DE MANTENIMIENTOCOSTO ESTIMADO DE kW-HORA GENERADO

Nota: Para cada unidad generadora se debe realizar un formato individual.

INVENTARIO DE LAS UNIDADES DE GENERACION


REGRESAR




FECHA DE LEVANTAMIENTO

NOMBRECODIGO

SUBESTACION INICIALSUBESTACION FINAL

LONGITUD (Km)FECHA CONSTRUCCIONTIPO DE REMODELACION

AÑO REMODELACIONCALIBRE

CAPACIDAD (Amperios)MATERIAL

NOMBRE CONDUCTORSENCILLODOBLE

TIPO DE ESTRUCTURA Torres, torrecillas, concreto, maderaURBANARURAL

TIPO DE PROTECCIONCANTIDAD INSTALADA

UBICACIONCONFIGURACION

VALOR CARGA (AMP)DIA REGISTROHORA REGISTROVALOR CARGA (AMP)DIA REGISTROHORA REGISTRO

INVENTARIO DE LAS LINEAS DE TRANSMISION (Mayores o iguales a 220 kV).

NIVEL DE TENSION

CARACTERISTICAS FISICAS DE LA LINEA


CARACTERISTICAS DE PROTECCIONES

HISTORICO CARGABILIDAD

CARGA MINIMA

CARGA PICO

CARACTERISTICAS DEL CONDUCTOR

CARACTERISTICAS DEL CIRCUITO

TIPO DE CIRCUITO

ZONA ATENDIDA

REGRESAR




FECHA DE LEVANTAMIENTODEPARTAMENTOMUNICIPIOVEREDANOMENCLATURACERCANIASNOMBRECODIGO

AÑO INICIO CONSTRUCCIONFECHA DE INICIO DE OPERACION

NO ATENDIDATERMINALDE PASO

CONFIGURACIONNUMERO UNIDADES TRANSFORMACIONCAPACIDAD TOTAL SUBESTACION (MVA)

UNIDAD 1UNIDAD 2UNIDAD 3UNIDAD 4UNIDAD 5

NOMBRECODIGONOMBRECODIGO


LINEAS ASOCIADAS SUBESTACION

LINEA 1

LINEA 2

CAPACIDAD POR UNIDAD (MVA)

NIVEL TRANSFORMACION SUBESTACION

TIPO DE SUBESTACION

INVENTARIO DE SUBESTACIONES (Mayores o iguales a 220 kV).

LOCALIZACION SUBESTACION

UBICACION GEOGRAFICA

IDENTIFICACION DE SUBESTACION

REGRESAR





NOMBRECODIGO



CALIBRECAPACIDAD (Amperios)

MATERIALNOMBRE CONDUCTOR

CABLE DE GUARDASENCILLODOBLENODO 1NODO 2NODO 3NODO 4NODO 5URBANARURAL






TIPO DE CIRCUITO

TIPO DE ESTRUCTURA PORNODOS

ZONA ATENDIDA



CARGA MINIMA

CARGA PICO

INVENTARIO LINEAS DE DISTRIBUCIÓN NIVELES IV ( Menores a 220 kV y mayores o iguales a 62 kV).

NIVEL DE TENSION

CARACTERISTICAS FISICAS DE LALINEA


REGRESAR





AÑO INICIO CONSTRUCCIONFECHA DE INICIO DE OPERACION

NO ATENDIDATERMINALDE PASO

CONFIGURACIONNUMERO UNIDADES TRANSFORMACIONCAPACIDAD TOTAL SUBESTACION (MVA)


NUMERO DE TRANSFORMADOR T-1 T-2 T-3 T-4 T-5RELACION TRANSFORMACIONCAPACIDADIMPEDANCIANUMERO DE FASESTIPO DE AISLAMIENTO



TIPO DE SUBESTACIONCONFIGURACION SUBESTACION


CARACTERISTICAS ELECTRICAS DETRANSFORMADORES


LINEAS ASOCIADASSUBESTACION

LINEA 1

LINEA 2

INVENTARIO SUBESTACIONES ( Menores a 220 kV y mayores o iguales a 62 kV).


REGRESAR





NOMBRECODIGO



AÑO REMODELACIONCALIBRECAPACIDAD (Amperios)MATERIALNOMBRE CONDUCTORCABLE DE GUARDACALIBRECAPACIDAD (Amperios)MATERIALNOMBRE CONDUCTORCABLE DE GUARDACALIBRECAPACIDAD (Amperios)MATERIALNOMBRE CONDUCTORCABLE DE GUARDASENCILLODOBLENODO 1NODO 2NODO 3NODO 4NODO 5URBANARURAL







CARGA MINIMA

CARGA PICO


TIPO DE CIRCUITO PORRAMAL

TIPO DE ESTRUCTURAPOR NODOS

ZONA ATENDIDA

CARACTERISTICAS DEL CONDUCTORPOR TRAMO

TRAMO 1

TRAMO 2

TRAMO 3

INVENTARIO LINEAS DE DISTRIBUCIÓN NIVELES III ( Menores a 62 kV y mayores o iguales a 30 kV).

NIVEL DE TENSION


REGRESAR





AÑO DE FABRICACIÓN.FECHA DE INICIO DE OPERACION

CAPSULADATIPO PATIO NO ATENDIDATERMINALDE PASO

CONFIGURACIONSUPLENCIA

CAPACIDAD TOTAL SUBESTACION (MVA)TRANSFORMADOR 1TRANSFORMADOR 2


RELACION TRANSFORMACIONPOTENCIA NOMINALIMPEDANCIANUMERO DE FASESTIPO DE AISLAMIENTOVOLTAJE DEL DEVANADO PRIMARIO CORRIENTE DEL DEVANADO PRIMARIO VOLTAJE DEL DEVANADO SECUNDARIO CORRIENTE DEL DEVANADO SECUNDARIO TENSIÓN DE CORTOCIRCUITO CORRIENTE DE CORTOCIRCUITO DURACIÓN DE CORTOCIRCUITO.NÚMERO DE PLACA DEL TRANSFORMADOR.NÚMERO DE LICENCIA DEL TRANSFORMADOR.PESO TOTAL DEL TRANSFORMADOR INTERRUPTORESSECCIONADORESPARARRAYOSTRANSFORMADORES DE MEDIDATRAMPAS DE ONDACONFIGURACION DE BARRAJESAISLADORESCELDAS DE DISTRIBUCION

CARACTERISTICAS DE SALIDAS Y TIEMPOOPERACION CAUSAS


CONFIGURACION SUBESTACION

TIPO DE SUBESTACION

SUPLENCIA CON OTROS TRANSFORMADORES

INVENTARIO SUBESTACIONES NIVEL III ( Menores a 62 kV y mayores o iguales a 30 kV).





CARACTERISTICAS EQUIPOS DE PATIO YCONTROL

LINEAS ASOCIADASSUBESTACION

LINEA 1

LINEA 2


SIGUIENTE REGRESAR




FECHA DE LEVANTAMIENTONOMBRECODIGO

CAPACIDAD TOTAL SUBESTACION (kVA o MVA)RESIDENCIALINDUSTRIALCOMERCIALALUMBRADO PUBLICOSECTOR OFICIALOTROS USUARIOSRESIDENCIALINDUSTRIALCOMERCIALALUMBRADO PUBLICOSECTOR OFICIALOTROS USUARIOSRESIDENCIALINDUSTRIALCOMERCIALALUMBRADO PUBLICOSECTOR OFICIALOTROS USUARIOS


USUARIOS AREARURAL

USUARIOS CASCOURBANO

USUARIOS RURAL

INVENTARIO DEL AREA DE INFLUENCIA DE LAS SUBESTACIONES


USUARIOS AREA URBANA

REGRESAR




FECHA DE LEVANTAMIENTOLOCALIDADNIVEL DE TENSION

SUBESTACIONMODULO

NOMBRECODIGO


LONGITUD (Km)AEREASUBTERRANEA

FECHA CONSTRUCCIONTIPO DE REMODELACION



NOMBRE CONDUCTORNUMERO TRAMO TRAMO 1 TRAMO 2 TRAMO 3 TRAMO 4 TRAMO 5

DISTANCIA TRAMOSENCILLODOBLENODO 1 NODO 6NODO 2 NODO 7NODO 3 NODO 8NODO 4 NODO 9NODO 5 NODO 10URBANARURAL

TIPO DE PROTECCION RECONECTADORCANTIDAD INSTALADA



RESIDENCIALINDUSTRIALCOMERCIALALUMBRADO PUBLICOSECTOR OFICIALOTROS USUARIOS


INVENTARIO RED DE DISTRIBUCION PRIMARIA

SUBESTACION A LAQUE PERTENECE


TIPO DE RED



TIPO DE CIRCUITO PORRAMAL


ZONA ATENDIDA

TIPO DE CARGAATENDIDA

TRIFASICO MONOFASICO



CARGA MINIMA

CARGA PICO

SECCIONALIZADOR INDICADOR DE FALLA

REGRESAR




FECHA DE LEVANTAMIENTOESTADO DEL TRANSFORMADOR

NIVEL TENSIONNOMBRECODIGO

UBICACIONCAPACIDADFECHA FABRICACIONFECHA INSTALACIONFECHA CAMBIORELACION TRANSFORMACIONPOTENCIA NOMINALIMPEDANCIANUMERO DE FASES

ACEITESECOPEDESTALEN POSTE

TENSION DEL DEVANADO PRIMARIO CORRIENTE DEL DEVANADO PRIMARIO TENSION DEL DEVANADO SECUNDARIO CORRIENTE DEL DEVANADO SECUNDARIO PERDIDAS EN VACIOTIPO PARARRAYOSTIPO DE SECCIONADORES NÚMERO DE PLACA DEL TRANSFORMADOR.NÚMERO DE LICENCIA DEL TRANSFORMADOR.PESO TOTAL DEL TRANSFORMADOR

USUARIOS CARGA USUARIOS CARGARESIDENCIALINDUSTRIALCOMERCIALALUMBRADO PUBLICOSECTOR OFICIALOTROS USUARIOS


CARGAS CONECTADAS

TIPO DE CARGA TRIFASICO MONOFASICO

INFORMACION TRANSFORMADOR


TIPO DE AISLAMIENTO

TIPO INSTALACION

INVENTARIO TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION

CIRCUITO ALIMENTADOR CIRCUITO

REGRESAR



TAREA: Elaborar levantamiento físico del sistema de distribución Nivel I.

FECHA DE LEVANTAMIENTOLOCALIDADCIRCUITONIVEL DE TENSION

SUBESTACIONUBICACIONCAPACIDAD

NOMBRECODIGO

LONGITUD (Km)AEREASUBTERRANEA

FECHA CONSTRUCCIONTIPO DE REMODELACION



NOMBRE CONDUCTORNUMERO TRAMO TRAMO 1 TRAMO 2 TRAMO 3 TRAMO 4 TRAMO 5

DISTANCIA TRAMONODO 1 NODO 6NODO 2 NODO 7NODO 3 NODO 8NODO 4 NODO 9NODO 5 NODO 10URBANARURAL

RESIDENCIALINDUSTRIALCOMERCIALALUMBRADO PUBLICOSECTOR OFICIALOTROS USUARIOS


TIPO DE CARGAATENDIDA

TRIFASICO MONOFASICO




ZONA ATENDIDA

INVENTARIO RED DE DISTRIBUCION SECUNDARIA

SUBESTACION A LAQUE PERTENECE

CARACTERISTICAS FISICAS DE LA LINEA TIPO DE RED

REGRESAR



TAREA: Conocer la localización y características de los predios de la Empresa

FECHA DE LEVANTAMIENTONOMBRE DE LA EMPRESALOCALIDAD O REGION

DEPARTAMENTOMUNICIPIOVERDA/BARRIODIRECCIONLIMITES GEOGRAFICOSCONSTRUIDALIBREALMACENESBODEGAS

VIAS DE ACCESOPROPIOS ( No. Escrituras Púb)EN NEGOCIACIONEN ARRIENDOEN COMODATOUBICACIONAREAUSO O DESTINOESTADO NEGOCIACION


ESTADO LEGAL PREDIOS

ADQUISICION DE TERRENOS

INVENTARIO PREDIOS DE LA EMPRESA

UBICACION PREDIOS

AREAS

REGRESARSIGUIENTE

TIPO DE OPCION APLICABLES ZONAS DE EXISTENCIA OBSERVACIONESFUEL OIL No. 6 SI CAUCA, GUANIA, GUAVIARE, VICHADA, AMAZONAS Aproximadamente 11600 KW en estas zonasMOTORES DIESEL SI EN TODAS LAS ZONAS Requiere un análisis detalladoSOLAR SI COSTA ATLANTICA, GUAJIRA Aproximadamente 2550 KW en la GuajiraEOLICA SI COSTA ATLANTICA, PACIFICA, ORINOQUIA Uso de aerobombasPEQUENAS CENTRALES HIDRAULICAS SI AMAZONAS, CHOCO, MITU, BAHIA SOLANO 2000 y 2220 KW en Mitú y Bahía SolanoBIOMASA SI SECTOR RURAL Poca aplicación actualmenteCELDAS DE COMBUSTIBLE NO En uso en E.E.U.U. y JapónTURBINAS DE CABEZA CERO En uso en zonas con ríos de alto caudalGENERADOR EN BALSA En uso en zonas con ríos de alto caudal

En uso en zonas costeras, con oleaje fuerte, aprovechando las altas y bajas mareas

Tabla No. 1 Opciones Energéticas en las Zonas No Interconectadas (ZNI) del país

OPCIONES ENERGETICAS EN LAS ZONAS NO INTERCONECTADAS DEL PAIS


MAREMOTRIZ

REGRESAR

AMAZONIA ORINOQUIA ANDEN PACIFICO LLANURA CARIBE

Tabla No. 2 Características predominantes de las Zonas No Interconectadas (ZNI) del país

Ríos de larga extensión, nacidos

en las cordilleras

1,59 habitantes por kilómetro. 10 habitantes por kilómetro. 27,3 habitantes por kilómetro. 51,6 habitantes por kilómetro. DEMOGRAFIA

HIDROGRAFIA

Territorio del tipo sabana, con altas

montanas, terrazas y colinas poco

inundables

En el norte predominan los grandes

accidentes geográficos, y en el sur se

encuentran las costas bajas cubierta

de manglares y estuarios

Gran número de ríos, con caños y

quebaradas

Sistema fluvial extenso y todos los

ríos van en dirección oeste-este

Ríos de cauce corto, pero

extremadamente caudalosos

Territorio principalmente plano, en

algunos sectores ondulado con

cerros y serranías


CLIMA

FISIOGRAFIA

Practicamente todo el territorio es

llano, exceptuando la parte de la

Sierra Nevada de Santa Marta

Cálido Húmedo, alta húmedad

relativa, temperaturas mayores a

25 °C, precipitacion 3000mm/año

Cálido semihúmedo y seco en

algunas áreas,temperaturas de 24 °C

promedio, precipitaciones entre 4000

y 1500 mm/año

Del cálido húmedo al perhúmedo, con

temperaturas mayores a 27 °C, y alto

promedio de precipitaciones que

alcanzan los 12000 mm/año

Cálido húmedo, con temperaturas

que varian entre los 37°C y 27 °C

CARACTERISTICAS PREDOMINANTES POR ZONAS

REGRESAR


CAPITULO II

REVISIÓN 00

FECHA 12-02-02

CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA

Pág. i de i

TABLA DE CONTENIDO

2 CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA 1

2.1 GENERALIDADES 1

2.2 CLASIFICACION DE LAS CARGAS 3

2.2.1 Residencial 3 2.2.2 Comercial 3 2.2.3 Industrial 3 2.3 FACTORES CARACTERÍSTICOS DE LA CARGA 4


CAPITULO II

REVISIÓN 00

FECHA 12-02-02


Pág. 1 de 6

2 CARACTERIZACIÓN DE LA CARGA

2.1 GENERALIDADES La caracterización de la carga eléctrica, constituye una de las bases fundamentales para el planificador en el análisis del sistema eléctrico y de esta forma inferir en el comportamiento futuro de la demanda de energía y potencia. Igualmente se constituye como herramienta principal en la implementación de programas de uso racional de energía. El primer requisito de un sistema es que ofrezca la cualidad de soportar cualquier cambio dado por el agente regulador o por normas establecidas. Ante el incremento de este tipo de cualidad, los sistemas se hacen más confiables y aseguran satisfactoriamente la demanda. El propósito del análisis de un sistema eléctrico, es el de conocer la distribución del volumen de potencia o fuentes de las variadas cargas de servicio individual. Los sistemas de planeamiento o ingeniería de diseño tiene ciertas libertades en la selección de los muchos factores que hacen parte del diseño de un sistema, sin embargo, el factor más importante y el único sobre el cual el diseño no tiene control, es la caracterización de la cantidad de carga conectada. El personal responsable del planeamiento, diseño u operación de un sistema de distribución eléctrico, debe tener conocimiento de las características de las cargas para realizar una planificación coherente, un diseño acertado u operar el sistema de una forma confiable Entonces, para lograr un buen planeamiento, diseño, operación y mantenimiento de un sistema eléctrico de distribución, se requiere conocer en detalle el comportamiento de las cargas, para lo cual se hace necesario conocer los diferentes factores que determinan sus características como son:

• Cantidad de energía consumida por usuario durante un periodo de tiempo representativo. • Factor de potencia. • Magnitud de la carga promedio por usuario durante un periodo de tiempo representativo. • Factor de carga. • Factor de diversidad • Factor de coincidencia.

La valoración de los anteriores parámetros de comportamiento de la carga eléctrica, deben ser obtenidos sobre el mismo período de tiempo, con una duración que permita obtener resultados confiables.


CAPITULO II

REVISIÓN 00

FECHA 12-02-02


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Los grupos de usuarios que se toman como muestra para el proceso de medición son de tal forma que la información obtenida sea estadísticamente estable y se desarrolle bajo condiciones controlables. Conocer la caracterización de la carga es requisito para la operación eficaz del sistema, y por consiguiente, la identificación de la mayor cantidad de carga conlleva al objetivo de un sistema económico de operación. El análisis del comportamiento de la carga incluye: la determinación de las condiciones existentes, condiciones proyectadas y la solución a condiciones indeseables que requieren de medidas correctivas. La falta de una información completa hace necesario el uso de las aproximaciones, las cuales deben ser consideradas solamente como guías. Las cargas pueden ser clasificadas de acuerdo con su propósito especifico, sin embargo las categorías usadas en las industrias, no son generalmente aplicables a todas las condiciones en que la clasificación de las cargas lo requieren. Las cargas pueden ser clasificadas de acuerdo con el ambiente o localización geográfica, según el tipo de negocios de los usuarios, de acuerdo al tipo de servicio dado al usuario, por rango de horario de servicio o por otras condiciones especiales. En el proceso de análisis de la caracterización de la carga es importante definir una muestra significativa de tal forma que la información obtenida refleje el comportamiento real de la carga en la clasificación de los usuarios en estudio. La selección de la muestra se puede obtener por dos métodos, los cuales se denominan: “Masa Promedio” y “ Selección Individual”. El primero involucra la selección de una muestra suficientemente grande en la cual su suma puede producir un promedio verdadero de todos los usuarios de la clasificación de carga dada. El segundo método involucra la selección de un mínimo de muestras individuales, cada una de las cuales, aunque relativamente pequeña, está representando verdaderamente el total del cual se escogieron y es suficientemente grande para producir por sí mismas resultados estables estadísticamente. La selección de la muestra pequeña que cumpla estas características se consigue con usuarios homogéneos; es decir en los cuales las características más importantes se asemejan.


CAPITULO II

REVISIÓN 00

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2.2 CLASIFICACION DE LAS CARGAS Las cargas de un sistema eléctrico en general se pueden clasificar en: 2.2.1 Residencial Las cuales se descomponen con base en la clasificación de los estratos socio económicos así: Estrato 1 - Bajo – Bajo. Estrato 2 - Bajo – Medio. Estrato 3 - Medio – Bajo. Estrato 4 - Medio – Medio. Estrato 5 - Medio – Alto. Estrato 6 - Alto. Igualmente en la clasificación residencial se incluye la región, clima y ubicación la cual se divide en urbano y rural. 2.2.2 Comercial Esta clasificación de cargas eléctricas esta conformada por las características de servicio que se ofrecen en los diferentes establecimientos catalogados del orden comercial, los cuales incluyen las siguientes actividades económicas: Tiendas y centros comerciales. Edificios de oficinas. Centros de servicio. Hospitales. Escuelas, Iglesias, Clubes, etc. Alumbrado público. 2.2.3 Industrial En particular la clasificación de los clientes o cargas de tipo industrial, obedece a la clasificación del CIIU (Clasificación Internacional de Usuarios Industriales), en el cual se establece una definición de las diferente industrias con base en las actividades económicas. Sin embargo, a nivel de análisis en zonas geográficas donde el desarrollo industrial es muy limitado se puede establecer la clasificación de las industrias así: Grandes fábricas. Pequeñas fábricas. Hoteles. Bases militares (cargas especiales). Microempresas.


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2.3 FACTORES CARACTERÍSTICOS DE LA CARGA A) Demanda: La demanda de una instalación o sistema es la carga promedio que se está recibiendo

sobre un intervalo de tiempo especifico. La carga puede estar representada por varias definiciones de potencia, tal como, potencia activa (kW), potencia reactiva (kVAR), potencia aparente (kVA), vector de potencia o corriente (I). El periodo sobre el cual la carga es promediada se denomina intervalo de demanda. Los intervalos de demanda considerados en las diferentes aplicaciones consideran periodos de 15 minutos, 30 minutos, una hora o periodos más largos. La variación de la demanda con el intervalo de demanda se muestra en la Fig. No 1. Se observa en la figura, que la demanda impuesta por un ciclo de carga depende de la coincidencia de los limites del intervalo de demanda y la variación de la carga. La demanda es la carga promedio, la cual un equipo impone sobre un sistema durante un intervalo de tiempo.


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12 2 4 6 8 10 12 2 4 6 8 10 12 Horas

Figura. No 1. Variación de la demanda con el intervalo de demanda

B) Demanda Máxima: La máxima demanda de una instalación o sistema eléctrico es la mayor de todas las demandas que ocurren durante un periodo de tiempo especificado. La demanda máxima esta expresada en las unidades propias del tipo de carga que esta siendo considerada, tal como kW, kVA, kVARS, Amperios u otra unidad apropiada. La demanda máxima es usualmente la de mayor interés, ya que es ésta la más severa imposición que se hace a un sistema en condiciones normales.

Al igual que en el caso de la Demanda, la determinación de la demanda máxima debe estar

definida como aquella que se ha mantenido para un intervalo de tiempo. Generalmente se aplica periodos de 15, 30 o 60 minutos.

Con base en la anterior información, se pueden obtener datos de demanda máxima por intervalo, o se pude construir la curva de demanda máxima probabilística, que es básicamente un histograma de frecuencias de demandas máximas. El estudio realizado por Consultoría Colombiana S.A., para la implementación de Criterios y Normas para el Diseño de Redes de Distribución E.E.B. (2), es describe el procedimiento para la construcción de los anteriores histogramas.

Demanda Máxima

Carga p.u

Demanda Promedio


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Como el objetivo principal de la caracterización de la carga, es obtener las respectivas curvas de carga por tipos de usuarios y estratos socioeconómicos, y a partir de ellas, proceder a aplicar los respectivos análisis e interpretación, para identificar todas las diferentes propiedades de la demanda, es necesario, definir algunos de estos factores, como lo son: Factor de Demanda: Es la relación de la demanda máxima del sistema a la carga total conectada del sistema. Este factor indica el grado con que toda la carga conectada se opera simultáneamente (2). Factor de Utilización: Es la relación de la demanda máxima del sistema a la capacidad nominal del sistema. Indica el grado al que un sistema se está utilizando con respecto a su capacidad(2). Factor de Carga: Es la relación de la carga promedio en cierto período de tiempo a la carga pico durante este mismo período de tiempo. Indica el grado con que la carga pico se sostiene en el intervalo (2). Factor de Pérdidas: Es la relación entre las pérdidas de potencia promedio y las pérdidas de potencia pico, durante un período de tiempo. Indica el grado con le cual las pérdidas durante la carga pico se mantienen a través del período de tiempo considerado (2). Factor de Potencia: Es la relación de potencia (KW) activa al producto de voltaje y la corriente (KVA). Indica la relación del desfasaje entre la corriente y el voltaje(2). Factor de Coincidencia: Es la relación entre la máxima demanda total coincidente de un grupo de cargas y la suma de las demandas máximas de las cargas individuales consideradas, tomadas en el mismo punto de suministro (2). Factor de Diversidad: Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de un grupo de cargas a la demanda máxima coincidente (2). En este capítulo, como se enunciaba en las generalidades, el lector encontrará una secuencia de diagramas de bloques que indican paso a paso, el proceso continuo de la caracterización de la carga del sistema eléctrico, desglosando este proceso en una serie de actividades, con sus correspondientes tareas, a las cuales se les indica detalladamente la información mínima requerida por el proyectista, para la elaboración de este proceso, y por consiguiente la planeación del sistema eléctrico en estudio. En cada uno de los diagramas de bloques, se describen los nombres de los respectivos procesos, actividades y tareas, con el cual se encuentra relacionado.

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PROCESO ACTIVIDAD TAREA


CARACTERIZACION DE LA CARGA

DEFINIR METODOS DE MEDICION

EFECTUARMEDICIONES

INSTALAR REGISTRADORES DE RED

CLASIFICACION DE USUARIOS

CONSTRUCCION DE CURVAS DE CARGA

Realizar medidas puntualesConsultar datos de red.Definir puntos criticos de medidas.Establecer puntos de instalación de registradores

Conexión directa.Conexión indirectaAnálisis de registros.

Tipo de clasificación.

Obtener curvas de carga.Análisis de curvas de carga.Caracterizar la carga por tipos.Determinar factores de carga, demanda, diversidad

Tipo de cargaLocalización geográfica.Por nivel de tensión.Otros.

Sector de consumo.Clase de carga.

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PROCESO: CARACTERIZACION DE LA CARGA

ACTIVIDAD: Clasificación de usuarios.

TAREA: Identificar el número de usuarios por tipo de clasificación

Por localidad

Por circuito

Por área o por sector

RESIDENCIAL Por estratos (1,2,3,4,5,6)

COMERCIAL

INDUSTRIAL

OFICIAL

OTROS Alumbrado público

URBANO

RURAL Veredal

NIVEL I

NIVEL II


POR TIPO DE CARGA

POR LOCALIZACION

POR NIVELES DE TENSION

IDENTIFICAR USUARIOS

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ACTIVIDAD: Definir métodos de medición.


Escoger muestras usuarios Unidad Muestreo aleatorio por estratoTamaño

Tomar muestras representativas y En períodos Por zonashomogeneas por tipos de usuarios significativos Por transfomadores

Diseñar encuestas Tomar inventario de carga Elaborar encuestas por usuario

Identificar existencia de registradores Alimentadores

Puntos estratégicos de redRecopilar curvas medidas

Consultar archivos de facturación Registro consumo energía

Curvas de cargaDatos estadísticos de la empresa Consumos medios

Nota: los nuevos relés númericos tipo SEL, que tienen los interruptores y reconectadores actuales, permiten obtener a través de un puerto serial de un computador portátil, el registro de todos los parámetros eléctricos de los circuitos de Nivel II que protegen.


DEFINIR METODOLOGIADE MEDICION ADECUADA

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ACTIVIDAD: Construcción de curvas de carga.

TAREA: Obtener curvas de carga por sector de consumo o clase de carga

Procesar información de medidas realizadasAnálisis y validación de la información.

Construir curvas características de Diaria Día laboral

carga por estrato socioeconómico Mensual Día festivoAnual

Comparar curvas medidas con curvas encuestadas

Obtener curvas típicas de carga por tipo de usuarios

Obtener de las curvas:Factor de cargaFactor de diversidadFactor de coincidenciaFactor de demanda


SELECCIONARPARAMETROS DE MEDICION

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PRONÓSTICOS DE DEMANDA

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TABLA DE CONTENIDO 3 PRONÓSTICOS DE DEMANDA 1

3.1 GENERALIDADES. 1

3.2 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO CON EL PERÍODO DE PROYECCIÓN. 2

3.2.1 Corto plazo. 2 3.2.2 Mediano plazo. 2 3.2.3 Largo plazo. 2 3.3 AJUSTE A LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA 2

3.4 MÉTODOS DE PROYECCIÓN. 3

3.4.1 Proyección global 3 3.4.1.1 Modelos de tendencia. 3 3.4.1.2 Modelos econométricos. 4 3.4.2 Proyección por pequeñas áreas. 5


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3 PRONÓSTICOS DE DEMANDA 3.1 GENERALIDADES. El objetivo principal del Planeamiento de un sistema eléctrico, consiste en determinar de una forma ordenada, la expansión de los diferentes sistemas de generación, transmisión y distribución, que hacen parte de todo el conjunto del sistema eléctrico, todo lo anterior con el propósito de establecer los requisitos de la demanda proyectada o futura, y acordar las necesidades económicas con un planeamiento financiero, de tal forma que el suministro de energía al usuario, sea económico, confiable y seguro. Antes de iniciar el estudio de la proyección de la demanda, se deben realizar preguntas comunes, como por ejemplo, hasta cuándo será confiable el sistema actual, en determinada región?, o qué cargas se irán a utilizar, a medida que el sistema se vaya ampliando?, o cómo se puede asegurar que no se proyectarán sistemas sobredimensionados, que incurran en altos costos y en usos inapropiado de los recursos?, o cómo determinar que el diseño, en un período no considerado, esté sobreutilizado, generando aumento en las pérdidas eléctricas y obligando a generar una nueva inversión no considerada?, o cómo encontrar el punto óptimo?, o tal vez, cuándo debe ser la fecha de inicio de los nuevos planes de expansión del sistema eléctrico?. Las anteriores interrogantes, obtiene respuesta, mediante la implementación de un estudio adecuado del comportamiento de la demanda de energía, en función del tiempo, para una determinada zona o región. Este comportamiento de la demanda, permite optimizar los niveles de carga y pérdidas en los conductores, y demás componentes del sistema eléctrico, garantizando con ello, la vida útil de los equipos y la confiabilidad en la operación del sistema. Lo anterior genera, diseños en los sistemas eléctricos de un país, libres de sobredimensionamientos e inversiones excesivas, o diseños que cubran las necesidades futuras sin sobreinstalaciones, que conlleven a racionamientos forzosos. El conocimiento de las necesidades futuras y proyectadas de una región, permiten buscar con suficiente tiempo y calma, los recursos económicos necesarios, para suplir los ajustes necesarios que requiera el sistema eléctrico, para cubrir las necesidades de demanda de energía, y programar un apropiado plan de inversiones, que no trastorne el comportamiento financiero normal de una región, y que mucho menos impliquen adoptar planes de emergencia, que por su prontitud de aplicación, hagan escoger opciones erradas. Un estudio compacto de la proyección de la demanda, es aquel que permite conocer además de la cantidad y crecimiento de la demanda en el tiempo, las regiones o sectores, donde deben realizarse los respectivos ajustes al sistema eléctrico.


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3.2 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO CON EL PERÍODO DE PROYECCIÓN.

La proyección de la demanda se pude clasificar en tres categorías de acuerdo con el horizonte de planeamiento determinado por el proyectista y con las necesidades de aplicación exigidas por la región en estudio:

3.2.1 Corto plazo.

Cuando se hace a nivel diario, semanal o mensual, para propósitos de operación o cuando se cubren períodos hasta de 5 años, para un planeamiento operativo de los sistemas de distribución en los niveles I y II, y la programación de las unidades de generación. Las proyecciones para períodos entre 1 y 3 años , se utilizan para el manejo de las reservas de aguas y combustibles, para la generación de energía; y en los sistemas de distribución, permite implementar operaciones para aliviar problemas asociados con las sobrecargas, bajos factores de potencia y mejoramiento en la calidad del servicio.

3.2.2 Mediano plazo.

En ciertas proyecciones, y cuando lo región en estudio lo exige, se debe aplicar un horizonte de planeamiento mixto, entre el corto y mediano plazo. Generalmente las proyecciones de demandas, para períodos inferiores a 10 años, se efectúan con la finalidad de establecer una expansión del sistema, en cuanto a determinar el número, capacidad y ubicación de futuras subestaciones, así como el número, enrutamiento y capacidad de los alimentadores.

3.2.3 Largo plazo.

Cuando se cubren períodos mayores a 10 años, para establecer planeamientos, inversiones e instalaciones de plantas de generación y expansiones de los sistemas de transmisión y distribución en los diferentes niveles. Este tipo de planeamiento, además de establecer la expansión de los diferentes sistemas, involucra proyectos de una gran magnitud y de un alto costo, que conllevan labores largas de diseño y planeamiento, como también, a la ejecución de un programa minucioso de obtención, financiamiento e inversión de recursos.

3.3 AJUSTE A LA PROYECCIÓN DE LA DEMANDA

La mayor parte de los modelos matemáticos para proyectar las demandas actuales, utilizan funciones matemáticas que simulan el comportamiento histórico de las cargas, de los usuarios y demás parámetros interrelacionados, sobre los cuales se asume, que en el futuro, tendrán un


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comportamiento similar a los años estudiados. Estos modelos requieren de ajustes periódicos, para reflejar cambios ocasionados por fuerzas socioeconómicas o por saturación del sistema. Cuando no se ejecutan estos ajustes, se puede llegar a las siguientes situaciones: Que el comportamiento del sistema sea lo suficientemente estable en el tiempo, como para que el modelo adoptado, pueda ser empleado a lo largo de la proyección. Que el sistema presente un comportamiento inferior al proyectado, como por ejemplo que las tasas de crecimiento sean menores, lo cual significa un extra-costo social por mala utilización de los recursos, escasos por lo general, y necesarios para otras obras. Que el sistema presente un comportamiento superior al esperado, lo cual se traduce en sobre-utilización de los equipos, que afectan la confiabilidad y calidad del servicio, incrementado el nivel de las pérdidas de energía. Por lo anterior, los ajustes más grandes se deben realizar para los años lejanos, porque los resultados más confiables del estudio, corresponden a los primeros años de proyección, por encontrasen lo más cercanos en el tiempo a los datos históricos de proyección. De acuerdo con la experiencia, para el sistema colombiano, se ha llegado a la conclusión que el período de largo plazo se debe abarcar para períodos entre 15 y 30 años, logrando implementar proyectos de gran envergadura desde su estudio de factibilidad, hasta el instante de su puesta en operación comercial.

3.4 MÉTODOS DE PROYECCIÓN.

Los distintos métodos de proyección de demanda se clasifican en dos categorías básicas:

3.4.1 Proyección global

Se aplican cuando el pronóstico de demanda se hace a nivel de grandes áreas de servicio. Por ejemplo en el caso colombiano, a nivel de los sistemas regionales de distribución de energía eléctrica. Los métodos para proyectar globalmente las demandas, por lo general utilizan dos tipos de modelos, los econométricos y los de tendencia. Los modelos de tendencia son los más sencillos y utilizados, pero por la necesidad de proyectar las demandas de energía, en función al crecimiento de las variables económicas y sociales, surgieron los modelos econométricos.

3.4.1.1 Modelos de tendencia. Por su sencillez, son los más usados. Se basan en la suposición, que la proyección de la demanda futura tiene un ritmo similar al crecimiento histórico presentado por la misma. Trabajan extrapolando las tendencias históricas de crecimiento y suponiendo que se presentaran cambios muy pequeños en los demás parámetros que influyen en el crecimiento de la carga, como lo pueden ser, los cambios en


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los ingresos de los usuarios, cambios en los hábitos del uso de la energía adoptada por los usuarios, o por las altas variaciones en las tarifas de consumo. Cuando ocurren acontecimientos que no fueron contempladas durante la proyección de la carga, y que puede ocasionar la aparición de una carga, que altere el crecimiento normal proyectado de la misma, simplemente se incluye para el año previsto de entrada de operación de la misma, y se extrapola con una tasa de crecimiento apropiada para los años siguientes del período de proyección. Básicamente, la metodología consiste en ajustar los datos históricos de crecimiento, a unos valores determinados gráficamente por curvas de proyección. La curva más utilizada es una exponencial de la forma: Y= A. eBt

Donde “A y B” son constantes que se calculan a partir de la información histórica, y ”t” se da en años. Existen otros tipos de curvas, para obtener una posible saturación del consumo, como es el caso de las curvas logísticas, donde el crecimiento tiende a estabilizarse después de unos años, o el caso de las curvas exponenciales hiperbólicas, las cuales no tienen un nivel de saturación, pero donde las tasas de crecimiento tienden a disminuir a medida que se avanza en el horizonte de la proyección. Como conclusión, se puede observar que la principal fuente de información, la constituye la historia de la facturación de la zona o región en estudio.

3.4.1.2 Modelos econométricos. Los modelos econométricos relacionan el crecimiento de la demanda de energía, con factores socioeconómicos y demográficos. Por esta razón, la proyección ya no solo depende del crecimiento histórico, que aunque puede ser muy acertado para los años cercanos, no refleja el comportamiento general de la carga futura. Por eso se deben incluir en la proyección variables macroeconómicas, que permiten obtener una proyección más justificada del crecimiento de la demanda. Este modelo, presenta la desventaja de requerir una mayor cantidad de información, la implementación de una base de datos mayor, y una proyección de las variables de tipo social, económico y demográfico. Básicamente la estructura general de este modelo, consta de tres partes principales: • Cálculo de Variables Demográficas. Incluye proyecciones de tasas de fecundidad, mortalidad, expectativas de vida, coeficientes de

migración. • Cálculo de Variables Económicas.


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Se efectúa partiendo de los datos históricos de variables económicas, demográficas y políticas generales de desarrollo. Se calculan proyecciones de producción y requerimientos de capital, características regionales de producción y de la fuerza de mano de obra; producción bruta regional, ingresos por estrato, valor agregado neto regional, consumo real, inversiones realizadas, ahorro total y planes de inversión y de consumo.

• Cálculo de Variables Económicas.

Se realiza a partir de las variables calculadas en las dos partes anteriores. Se calculan por categorías de consumo (residencial, comercial, industrial, etc.), para la región o sector en estudio.

3.4.2 Proyección por pequeñas áreas.

Se aplican cuando los pronósticos de la demanda se hacen por niveles de pequeñas áreas, o por ABC, o áreas básicas de carga (25 Há). En este capítulo, como se enunciaba en las generalidades, el lector encontrará una secuencia de diagramas de bloques que indican paso a paso, el proceso continuo de los pronósticos de demanda del sistema eléctrico, desglosando este proceso en una serie de actividades, con sus correspondientes tareas, a las cuales se les indica detalladamente la información mínima requerida por el proyectista, para la elaboración de este proceso, y por consiguiente la planeación del sistema eléctrico en estudio. En cada uno de los diagramas de bloques, se describen los nombres de los respectivos procesos, actividades y tareas, con el cual se encuentra relacionado.

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ELABORAR PRONÓSTICOS DE DEMANDA

DEFINIR Y

SELECCIONAR AREAS DE ESTUDIO

ESTABLECER MODELO

MATEMATICO

1. Definir marco de referencia y condiciones generales.

2. Ubicar geográficacamente el sector.

3. Revisar y actualizar las tasas de crecimiento del número de usuarios.

Definir modelo.

Definir nivel de detalle.

Determinar alcance del estudio.

ORGANIZAR INFORMACION DISPONIBLE

1. Características Urbanas.

2. Clasificación de caracter;isticas de Carga.

3. Clasificación de usos del suelo.

REGRESARSIGUIENTEAPLICAR EL MODELO

PROCESO: ELABORAR PRONOSTICOS DE DEMANDA

ACTIVIDAD: Definir y seleccionar el área de estudio.

TAREA: Definir marco de referencia y condiciones generales.

Definir área de cobertura Zona Urbana Utilizar cuadrículas (*)del servicio de la Empresa Zona Rural o sectores cartográficos

Grandes ciudadesCiudades intermedias

Pequeñas ciudades y sector rural

Planes de ordenamiento territorial de la ciudad o municipio.Decretos expedidos por el gobierno local.Proyectos aprobados por el Departamento de Planeación.

(*):Definir y unificar criterios respectoa al sistema de información geográfica a utilizar.


SELECCIONAR Y CLASIFICAR FUENTES

DE INFORMACION

DEFINIR COBERTURADE SERVICIO

SELECCIONAR METODO A APLICAR

REGRESAR



TAREA: Ubicar geográficamente por sectores el área.

Obtener el tamaño del sector (há)Magnitud y localización del sector Definir límites

Cuadrículas

Sectores cartográficos Clase de carga usuarios

ABC Aereas Bàsicas Estratos de los usuariosde Carga (Aprox. 25 Há)

DIVISION DEL SECTOR


ESTUDIAR MAGNITUDY LOCALIZACION

GEOGRAFICA

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TAREA: Revisar y determinar las tasas de crecimiento del número de usuarios.

Históricas

Proyectadas

Consultar estudios DANE, Departamento de Planeación Local.

Consultar estudios de urbanizadoresElaborar muestreos en zona con comportamientos similares (Encuestas)Calcular proyecciones (Análisis estdistícos).

Comparar crecimientos globales con proyecciones de demanda del sector de estudio


SECTORES QUE

COMPARACION

Efectuar análisis estadístico

TASAS DECRECIMIENTOGLOBALES

ESTUDIO DE NUEVOS

AFECTAN LA DEMANDA

REGRESAR


ACTIVIDAD: Organizar Información Disponible.

TAREA: Características urbanísticas.


DEFINIR CARACTERISTICAS URBANISTICAS

Tipos de Construcción

Edificios.Centros comerciales.Zonas de desarrollo industrial.Instituciones públicas.Zonas de recreación.Magnitud de viviendas, lotes.

REGRESAR

Plazos de desarrollo urbanistico

Densidades de carga

Areas de restricción de desarrollo urbanistico

Períodos fijados para el desarrollo de las construcciones.

KVA por metro cuadrado.

Lagos, lagunas, ríos, e.t.c.Zonas de conservación ambiental



TAREA: Número de usuarios por sector


CONSOLIDAR NUMERO DE USUARIOS POR AÑO

Area Básica de Carga (o sector cartográfico).Clase de carga: Residencial. (Estrato). Industrial.. (Nivel de tensión). Comercial. Oficial. Otros.

REGRESAR



TAREA: Identificar características de la carga.


CARACTERISTICAS DE LA CARGA.

Curvas de carga por clase de carga y estrato socioeconómico de consumo.Demanda promedio por usuario y por clase de carga.Capacidad instalada (para consumos no residenciales).Cargas especiales (comportamientos puntuales).Historias de demanda de potencia y consumo de energía de los usuarios. (1).Proyección de pérdidas. (2).

(1): Factores de conversión de energía a potencia.(2): Técnicas. No técnicas.

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TAREA: Clasificación de usos del suelo



CARACTERISTICAS DEL USO DEL SUELO

Porcentaje de utilización de áreas.Zonas residenciales con restricciones de construcciónZonas destinadas a comercio.Zonas destinadas a industria.Zonas peatonales.Zonas recreativas.Zonasl oficiales.Zonas plan vial.Zonas que impiden el crecimiento de la carga.

REGRESAR



TAREA: Información adicional.

(*)La aplicación de los modelos econométricos requieren información adicional, que en ocasiones no se encuentra disponible o que su levantamiento en ciertas ocasiones se vuelve complicada


INFORMACION ADICIONAL PARA APLICACIÓN DE MODELOS ECONOMÉTRICOS (*)

CÁLCULO VARIABLES DEMOGRÁFICAS

CÁLCULO VARIABLES ECONÓMICAS

Tasa de fecundidad y mortalidad.Expectativas de vida y coeficientes de migración.Número y tamaño promedio de hogares.Otros que considere el proyectista.

Producción y requisitos de capital.Producción bruta regional.Valor agregado neto e ingresos por estrato.Consumo real e inversión realizada.Ahorro total y planes de inversión y consumo.Precios de sustitutos y tarifas.Otros que considere el proyectista.

REGRESAR


ACTIVIDAD: Establecer el módelo matemático

TAREA: Determinar alcance del estudio

Largo plazo

Mediano plazo

Corto plazo


ALCANCE DEL ESTUDIO

REGRESAR

Corto plazo: objetivos de ajustes y correcciones al sistema.Mediano plazo: objetivos para definir proyectos de expansión a ejecutar.Largo plazo: objetivos de carácter estratégico para desarrollar en el futuro.



TAREA: Definir modelo a utilizar

APLICACIONTendencia Global

Por Microáreas

APLICACIONMultivariado Global

Por Microáreas

EconométricosOtros Espaciales

Técnico-económicos

QUE SE AJUSTE


ESCOGERMODELO MATEMATICO

REGRESAR



TAREA: Revisión y aplicabilidad de variables

Variables incidentes en la dinámica de la demanda Identificar grado de

Variables que tengan peso sobre el modelo actualización de las

Variables que garantizan calidad,confiabilidad,seguridad variables


EVALUACION DE VARIABLES

REGRESAR


ACTIVIDAD: Aplicar modelo matemático


APLICACION DEL MODELO

Información histórica Información nuevos usuarios

Efectuar regresiones

Considerar restricciones

Cálcular proyecciones con la función de mayor ajuste

REGRESASIGUIENTE


ACTIVIDAD: Aplicar modelo matemático

TAREA: Accesar información histórica

Actualizar información

BASES DE DATOS

Extraer información

TAREA: Introducir información de los nuevos usuarios

Número actual

Nuevos usuarios por año

NUEVOS USUARIOS

Características de la carga

Tipo de carga

TAREA: Considerar restricciones

Accidentes geográficos

RESTRICCIONES Aspectos sociales-económicos-políticos

Otros


REGRESAR


ACTIVIDAD: Efectuar conversión de energía a potencia

TAREA: Seleccionar y aplicar el método adecuado

Seleccionar el tipo de regresión adecuada

MEDIR FACTORES

Factor de carga Factor de potencia

Factor de coincidencia

EFECTUAR CORRECCIONESPOR PERDIDAS


DE CARGAMETODO DEL FACTOR

METODO ESTADISTICO

REGRESAR


ACTIVIDAD: Efectuar análisis de sensibilidad

TAREA: Comparar resultados con pronósticos de demanda global

Realizar ajustes a las proyecciones si se requieren

PRONOSTICOS DE DEMANDA LOCAL

(Obtenidos)


PRONOSTICOS DE DEMANDA GLOBAL

(Consultados)

REGRESAR


ACTIVIDAD: Efectuar análisis de sensibilidad

TAREA: Efectuar sensibilidad


Analizar sensibilidad

Realizar ajustes.

(De acuerdo con la curva

típica de demanda)

REGRESAR

Variar las tasas de crecimiento

del número de nuevos usuarios

por año

Variar el tipo de función de

regresión

Verificar similitud con la curva típica de demanda.Comparar con las tasas de crecimiento global.Seleccionar la curva de mejor ajuste.

Analizar factores de

correlación


ACTIVIDAD: Efectuar seguimiento de la demanda


MANEJO CARTOGRÁFICO

CREAR ARCHIVO DE AREAS BASICAS DE CARGA Y/O SECTORES CARTOGRAFICOS.

CREAR ARCHIVOS DE CURVAS DE CARGA DIARIA POR CLASE DE CARGA

EFECTUAR CONTROL SOBRE EL MANEJO DE CICLOS

DISEÑAR EL MODELO DE SEGUIMIENTO DE LA DEMANDA.

RESULTADOS

Consumos mensuales de energía en kWh por clase de carga.Demanda máxima de potencia en kVA por clase de carga y hora de ocurrencia.Número de usuarios por clase de carga y totales para el área determinada.Curva de carga resultante para cada ABC (o sector cartaográfico) grupo o subestación.

REGRESARSIGUIENTE

ESTUDIAR SOLICITUD DE SERVICIOS POR CUADRICULAS O POR UNIDADES DE

CARGA BÁSICA

RECOPILAR INFORMACION DE LOS ARCHIVOS DE FACTURACION

OBTENER DATOS PROPIOS DEL SISTEMA:Factor de potencia.Factor de pérdidas.



TAREA: Crear archivo de áreas básicas de carga

Información por microáreas Por ABCInformación por sectores cartográficos Por grupos de ABC

Usuarios por ABC que entran a formar parte del sistema Por subestación

TAREA: Recopilar información de los archivos de facturación

Número de usuarios por clase de cargaConsumos de energía

TAREA: Efectuar manejo de curvas de carga

Calcular el factor de cargaCalcular demanda máxima coincidente para cada ABC

Ingresar curvas de carga provenientes de estudios anteriores

Calcular curvas promedio por unidad de demanda máxima

POR CLASE DE CARGA


ARCHIVO MAESTRODE FACTURACION

CREAR ARCHIVO DE AREASBASICAS DE CARGA

REGRESARSIGUIENTE



TAREA: Efectuar control sobre el manejo de ciclos

OBTENER DE DATOS Factor de pérdidasPROPIOS DEL SISTEMA Factor de potencia

Factor de coincidencia

MANEJO DE CICLOS Revisar y efectuar correcciones de los periodos de lectura


REGRESAR


ACTIVIDAD: Diseñar modelo de seguimiento de la demanda

OBTENER RESULTADOS


DISEÑAR MODELO

ALIMENTAR CONINFORMACION ANTERIOR

REGRESAR



ELABORAR PRONÓSTICOS DE DEMANDA

ESTABLECER MODELO

MATEMATICO

APLICAR EL MODELO

EFECTUAR CONVERSION DE ENERGIA A POTENCIA

EFECTUAR ANALISIS DE SENSIBILIDAD.

Accesar información histórica.

Introducir información nuevos usuarios por año.

Considerar restricciones.

Efectuar regresiones.

Calcular proyecciones.

Aplicar método estadístico.

Aplicar método del factor de carga.

Consultar pronósticos de demanda global.

Comparar pronósticos de demanda local.

Variar tipos de función de regresión.

Variar número de nuevos usuarios por año.

DISEÑAR MODELO DE SEGUIMIENTO DE LA

DEMANDA REGRESAR


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CRITERIOS DE PLANIFICACIÓN Y DISEÑO

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TABLA DE CONTENIDO

4 CRITERIOS DE PLANIFICACION Y DISEÑO 1 4.1 INTRODUCCION 1 4.2 CONFIGURACIÓN DE LA RED 1

4.2.1 Líneas en niveles III y IV 2 4.2.2 Configuración de subestaciones 2 4.2.3 Redes de media tensión 3 4.2.3.1 Red radial 3 4.2.3.2 Red anular 5 4.2.4 Redes de baja tensión 6 4.3 NIVEL DE TENSIÓN 8 4.3.1 Terminología utilizada 8 4.4 REGULACIÓN DE TENSIÓN 9 4.4.1 Caso de aplicación 10 4.5 CARGABILIDAD DE EQUIPOS ELÉCTRICOS 11 4.5.1 Cargabilidad de conductores 11 4.5.2 Conductor económico 12 4.5.2.1 Red de distribución primaria 12 4.5.2.2 Costo total (ct) 12 4.5.2.3 Costo de inversión (ci) 12 4.5.2.4 Costo de pérdidas (cp) 12 4.5.2.5 Red de distribución secundaria 14 4.5.3 Cargabilidad de transformadores 15 4.5.3.1 Transformador económico 15 4.5.3.2 Costo de las pérdidas 15 4.6 NIVEL DE CORTOCIRCUITO 18 4.7 NIVELES DE CONFIABILIDAD 18 4.7.1 Indices definidos en el código de distribución 19 4.8 PÉRDIDAS 24

4.8.1 Acciones que constituyen la estructura de recuperación de pérdidas de energía 26


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4.8.2 Causas generadoras de perdidas de energía 26 4.8.3 Perdidas técnicas 26 4.8.4 Perdidas no técnicas 26 4.9 CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGIA 27 4.9.1 La calidad de energía y la legislación en Colombia. 28 4.9.2 Localidad del servicio prestado 28 4.9.3 Calidad de la potencia suministrada 29


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4 CRITERIOS DE PLANIFICACION Y DISEÑO 4.1 INTRODUCCION En la definición de criterios para el planeamiento y diseño de sistemas de distribución, se consideran aspectos técnicos y económicos. Se presentan límites relacionados con aspectos de tipo técnico en los componentes del sistema y con requerimientos de calidad asociados al servicio. Estos límites representan restricciones que garantizan la operación del sistema en forma segura, confiable y con calidad. En relación con lo económico se establece el criterio de mínimo costo eficiente que considera los niveles de pérdidas como una de las variables de la función objetivo. En general, los límites técnicos de los componentes del sistema se relacionan con niveles de tensión y las fluctuaciones permisibles, las cargabilidades máximas de las redes y transformadores, y los niveles de cortocircuito aceptados. La aplicación de los criterios no puede ser igual para las redes urbanas de alta densidad, a las redes suburbanas y rurales, así como a las redes con usuarios industriales o comerciales importantes en el sistema. Los valores presentados en este documento se deben considerar como deseables y no como máximos permitidos. Con base en los valores deseables deben establecerse los máximos permitidos de acuerdo con el tipo de usuarios. Los criterios que se deben considerar en el planeamiento y diseño de sistemas de distribución se pueden resumir así: 4.2 CONFIGURACIÓN DE LA RED Corresponde a la estructura topológica que se le da al sistema eléctrico de distribución una vez conocida la demanda de potencia y energía actual y proyectada, la distribución espacial, y los compromisos de confiabilidad que se debe establecer para atender óptimamente los clientes conectados a cada subsistema en particular. En esta fase del planeamiento de los sistemas eléctricos de distribución se determina la configuración que se va a dar a los componentes a partir del punto de conexión. En esa fase se debe definir la configuración de líneas en el nivel III y/o IV, subestaciones y redes de distribución en los niveles de tensión I y II.


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4.2.1 Líneas en niveles III y IV Las configuraciones básicas que se utilizan en la construcción de líneas eléctricas de distribución en los niveles de tensión III y IV normalmente manejan dos aspectos: distribución física de las líneas y esquema de conexión con nodos de paso y puntos de carga. Con respecto a la configuración geométrica de disposición de los cables en las estructuras se utilizan normalmente configuraciones de circuito sencillo o circuito doble. Con respecto a la topología misma de la red, las configuraciones típicas que se manejan son líneas que conforman anillos (mallas) y sistemas radiales. En el caso de la zona no interconectada se encuentra frecuentemente que el sistema enmallado es aun incipiente, aunque la adopción de este esquema representa mayor confiabilidad a los sistemas eléctricos. Lo anterior obedece en gran parte a las condiciones geográficas y magnitud de demanda de potencia las regiones que constituyen esta zona. 4.2.2 Configuración de subestaciones La configuración básica para las subestaciones lo determina el esquema de los barajes principalmente. Dependiendo del tipo de subestaciones, del grado de seguridad y la confiabilidad deseada, el número y capacidad de los transformadores a utilizar, se selecciona la configuración de barrajes más apropiada. Algunas de las posibles configuraciones que se pueden adoptar en una subestación son:

• Barraje sencillo: Un solo barraje que está continuamente energizado. Es una configuración de poca confiabilidad, ya que ante cualquier falla en el barraje o en el interruptor de entrada ocasiona la salida de operación de todos los circuitos asociados.

• Barraje seccionado : Corresponde a una modificación del barraje sencillo al implementarse

seccionadores e interruptor al barraje dándole mayor flexibilidad a la subestación. Con esta configuración la confiabilidad es un poco mayor al caso de barraje sencillo.

• Barraje principal y de transferencia: Lo constituye dos barajes independientes, de los

cuales el barraje principal se encuentra permanentemente energizado. En esta configuración cuando se requiere desenergizar un circuito se utiliza el interruptor de desvío o el de interconexión de barajes.

• Barraje en anillo: Conforman una extensión de la configuración de barraje seccionado, la

cual forma un anillo al cerrar los interruptores que unen las secciones del barraje.

• Barraje doble – interruptor doble: lo conforma dos barrajes normalmente energizados utilizando dos interruptores por cada circuito, el cual se localiza entre éstos.


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• Barraje doble – interruptor sencillo: Al igual que la anterior configuración tiene dos barrajes

permanentemente energizados pero unidos a través de un solo interruptor de interconexión. Los circuitos se conectan al sistema de barras a través de seccionadores.

• Barraje de interruptor y medio: Esta configuración incluye dos barrajes normalmente

energizados, interconectados a través de tres interruptores y entre cada dos interruptores se conecta un circuito.

En las Tablas No. 1, 2 y 3, se ilustran las configuraciones de subestaciones y las características especiales de las mismas, las cuales se utilizan durante el procesos de la planificación de los sistemas de distribución. 4.2.3 Redes de Nivel de Tensión II Una vez se ha determinado la demanda total, actual y proyectada de una región, su distribución espacial, las nuevas subestaciones o remodelaciones que deben hacerse a las ya existentes y los refuerzos que deben ser ejecutados a nivel de transmisión y distribución en el nivel IV, para proveer los niveles determinados de carga, el paso siguiente, y el que requiere mayores esfuerzos de diseño y de trabajo, es determinar la configuración requerida de la red para conectar la generación adicional con los usuarios finales. El aspecto más importante del diseño de esta red corresponde al sistema primario. Este corresponde a la parte que conecta las subestaciones de transmisión o distribución en el nivel IV y los transformadores de distribución y esta compuesto por circuitos conocidos como alimentadores primarios o de distribución primaria. El alimentador incluye un circuito principal que por lo general es un circuito de 3 fases- 4 hilos, y ramas ó circuitos colaterales que pueden ser circuitos monofásicos, ó trifásicos derivados del principal. Las configuraciones típicas empleadas en redes son las siguientes: 4.2.3.1 Red radial Es la más simple, la que presenta costos más bajos y , por lo tanto, la más ampliamente usada, tal como se muestra en la figura No 4.1 ,que muestra una configuración radial típica. Generalmente, el alimentador principal es trifásico a 3 o 4 hilos y sus derivaciones pueden ser trifásicas ó monofásicas. Anteriormente, las únicas consideraciones de diseño y escogencia de los conductores eran la capacidad ampérica y la regulación permisible de tensión. Actualmente, su selección obedece a un estudio técnico-económico en el que se contemplan los costos de inversión y de pérdidas de transmisión. La confiabilidad del servicio con esta clase de redes es baja debido a que una falla que ocurra en cualquier punto de la red primaria ocasionará normalmente que el servicio sea interrumpido para


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todos los usuarios de la red, a menos que la falla pueda ser aislada por medio de dispositivos de desconexión (fusibles, seccionadores, o reconectadores). La figura No 4.2 muestra una red radial con seccionadores de cierre y respaldo que permiten una rápida restauración del servicio, conectando secciones del alimentador ajenos a la falla con un alimentador adyacente.

13.2 kV

115 kV

34.5 kV

Interruptor Seccionamiento

Figura No. 4.1 Configuración circuito radial

34.5 kV

115 kV

13.2 kV

Figura No. 4.2 Topología de Nivel de Tensión II


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4.2.3.2 Red anular La característica básica de esta configuración es la de que el alimentador primario sale del barraje de baja tensión de la subestación, recorre toda el área que sirve y retorna a la subestación. Es común usar el mismo tamaño de conductor para el alimentador en todo el anillo y se selecciona de tal forma que pueda alimentar su carga mas la carga de la otra mitad del anillo. Con el dispositivo de cierre del anillo (seccionador o disyuntor) normalmente abierto, se crean dos vías paralelas entre la subestación y la carga lo que permite tener mayor confiabilidad en el servicio, especialmente si cada sección (mitad de anillo) se dispone con su propio disyuntor de alimentación. En una configuración en anillo puede estar involucrada mas de un alimentador y más de una subestación, formando lo que se denomina una red primaria que no es otra cosa que un sistema de alimentadores interconectados alimentados desde varias subestaciones. Los alimentadores primarios radiales pueden ser derivados de los alimentadores interconectados, o alimentados directamente desde las subestaciones. Cada alimentador interconectado tiene dos disyuntores asociados ya que está uniendo dos subestaciones, evitando así que una falla en un alimentador de interconexión afecte toda la red primaria. Hay diferentes factores que determinan no solo el tipo de red sino la ruta de los alimentadores primarios y sus respectivas derivaciones o circuitos laterales. Entre los factores mas importantes se deben mencionar el crecimiento futuro de la carga, la densidad de la carga, las barreras físicas, las caídas de tensión, los patrones de desarrollo del área a servir, el costo total de la configuración y el alimentador primario en sí. Adicionalmente, el número de alimentadores para la configuración seleccionada está condicionado por el tamaño del conductor, la capacidad de la subestación, los niveles de tensión primario, la densidad de carga, la longitud el alimentador, las limitaciones de éste, el tamaño del conductor y las caídas permitidas de tensión. El esquema propuesto en la Figura No 4.3, dispone que los circuitos se manejen en dos bloques de carga entre los cuales se ubica un equipo seccionador que permita realizar las transferencias de carga hacia otro circuito, en lo posible de otro transformador de potencia, de tal forma que el sistema eléctrico preserve mejor confiabilidad. Los bloques de carga manejan el 50% de la capacidad de la carga del circuito en condiciones normales, de tal manera que reciban o entregan en un momento dado la mitad de su capacidad. Por lo tanto los circuitos en su configuración deben estar diseñados para soportar tres bloques de carga de igual capacidad de potencia.


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Int 1 Al1 50 % de carga 50% de carga T1 Int 2 Al 2 50% de carga 50% de carga T2

Se puede obtener una mejor configuración del sistema, realizando una distribución de transferencias en forma de cruz, lo cual garantiza un mejor comportamiento de la red en cuanto a regulación y pérdidas de energía. Para determinar la magnitud de los bloques de carga se debe previamente conocer la configuración de la subestación y la disponibilidad de potencia en la fuente para el sistema eléctrico. 4.2.4 Redes de Nivel de Tensión I Una red de nivel de tensión I, es la combinación del transformador de distribución, el circuito secundario principal y las acometidas. De acuerdo con el sitio donde se instale el transformador, se determina el número de ramales, en lo posible balanceados en carga y longitud, que tendrá la red secundaria. Entre mayor sea el número de ramales (4), mayor será la distribución de corrientes y por lo tanto se podrán utilizar conductores de menor calibre, reduciendo a la vez los niveles de pérdidas, revisando que al disminuir calibre del conductor se incrementa la resistencia equivalente de mismo. En el diseño de la red de nivel de tensión I, se deben tener en cuenta la demanda y número de usuarios que se van a alimentar. Igualmente la longitud del alimentador es importante considerarla dependiendo de los niveles de regulación que se definan como criterio. En la Figura No. 4.4, se observan las topologías más utilizadas para la red de nivel de tensión I, como son las de 1, 2, 3 y 4 ramales.

Figura. No 4.3 Configuración de alimentadores de Nivel de Tensión II


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1 RAMAL 2 RAMALES L L/2 L/2

3 RAMALES 4 RAMALES L/4

L/3 L/3 L/4 L/4

L/3 L/4

Figura No. 4.4 Número de ramales para Red de Nivel de Tensión I


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4.3 NIVEL DE TENSIÓN La función de la empresa es satisfacer la demanda del sistema con niveles de tensión que garanticen el correcto funcionamiento de los equipos eléctricos. Con este fin se debe establecer un rango de operación del voltaje controlando los niveles de sobretensión o subtensión admisibles en un punto dado, definidos tanto para condiciones de operación normal como de emergencia, debe ser un complemento entre los valores establecidos por la empresa y los valores de tensión de los equipos eléctricos. 4.3.1 Terminología utilizada Tensión Nominal: Valor eficaz de tensión para la cual es diseñado el sistema. Clase de tensión a la cual esta sujeto un circuito eléctrico. Regulación de Tensión: Esta relacionada con los límites de tensión (máximo y mínimo) que garantizan un funcionamiento adecuado de los equipos eléctricos ajustados a los niveles de calidad requeridos por el usuario en condiciones de operación normal. Regulación = Vo – V1 (voltios) Regulación (%) = (Vo – V1) / V1 * 100 Vo = Tensión máxima V1 = Tensión mínima Caída de Tensión: Se define para un mismo instante de tiempo, como la diferencia entre los valores de tensión de entrada y tensión de salida en un componente dado del sistema. Caída de tensión = Vi – Vf (voltios) Caída de tensión (%) = (Vi – Vf) / Vi * 100 Vi = Tensión a la entrada de la componente Vf = Tensión a la salida del componente Tensión de utilización: Valor de tensión eficaz efectivamente aplicada a los terminales de los equipos y aparatos de los consumidores. Tensión de servicio: Valor eficaz de la tensión en el punto de entrega, donde el consumidor se conecta al sistema de la empresa.


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4.4 REGULACIÓN DE TENSIÓN Los voltajes en estado estable o estacionario y sus variaciones permisibles deben ser los establecidos en la norma NTC 1340, según lo definido en el Código de Distribución. Los siguientes son los rangos de compatibilidad de tensión es estado estable para los sistemas de potencia y las cargas de los usuarios establecidos por La norma ANSI C.84.1-1989 “Voltaje rating for electric system and equipment (60 HZ)” establece los valores límites para el voltaje de servicio (voltaje en la acometida al usuario en baja tensión, y voltaje en el punto de conexión del transformador para red de media tensión) en condiciones normales y de emergencia:

MINIMO MÁXIMO

Límites de variación

Tensión Nominal

Tensión de utilización

Tensión de servicio

Tensión de Utilización y

servicio 120/240

RANGO A 110/220 114/228 126/252 RANGO B 106/212 110/220 127/254

Los niveles de regulación de tensión recomendados para los sistemas de distribución

Nivel de Tensión NORMAL CONTINGENCIA Nivel III 10% -10% Nivel II 5% -7.5% 5% -10% Nivel I 2.5% -2.5% 2.5% -2.5%

De todas formas el nivel de tensión de los usuarios debe estar en los rangos establecidos por la CREG o las NTC correspondientes. Los límites máximos de regulación de tensión (caída de tensión) para circuitos de Nivel II, normalmente aplicados son del 2 % y para circuitos de Nivel I, es del 5 %, manteniendo la tensión de servicio en el 95% y la tensión máxima en condiciones de mínima carga inferior a 105%. En el sector eléctrico colombiano se han venido utilizando los siguientes rangos de niveles de tensión y de regulación, dependiendo de la región y tipo de carga atendida:


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NIVEL DE TENSIÓN RANGO Red Nivel II (kV) - Monofásica 7.6 - 13.8 - Trifásica 11.4 - 13.8 Red Nivel I (kV) - Monofásica 120 / 240 - Trifásica 120 / 208 REGULACIÓN (%) ZONA Urbana -Red Nivel II (kV) 2 - 5 - Transformadores 3 - 5 -Red Nivel II (kV) 3 - 5 - Acometida 1 - 5 Zona Rural 5 - 8

4.4.1 Caso de aplicación Para el caso de alimentadores primarios normalmente la regulación es obtenida a partir del conocimiento de la topología de la red para lo cual es necesario determinar las distancias y cargas asociadas entre los diferentes nodos, al igual que las características de los conductores. Normalmente para la regulación en circuitos primarios urbanos se toma como criterio de regulación de voltaje el 2% en condiciones de operación normal (sin suplencias). El porcentaje de caída de tensión a lo largo de una línea se calcula con la siguiente expresión: N

V% = K * ∑ KVAi * Li i =1

En donde: V% : Caída porcentual de tensión K : Constante de regulación KVAi = Carga por usuario (KVA) Li = Separación entre cargas (Km)


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Los porcentajes de regulación en los diferentes puntos del alimentador se obtienen a partir de la aplicación de software que permite calcular la regulación del circuito nodo a nodo. Generalmente los programas de computador incluyen este cálculo dentro del desarrollo de flujos de carga. El cálculo de regulación en la red de Nivel de Tensión I, también se obtiene con la topología del circuito, el cual permite conocer el comportamiento nodo a nodo. Sin embargo existen metodologías de análisis aproximado que a nivel de planeamiento son validos en primera instancia. Estos modelos se aplican con base en la configuración del circuito de Nivel de Tensión I (número de ramales) y concentrando la carga en un punto equivalente. 4.5 CARGABILIDAD DE EQUIPOS ELÉCTRICOS Corresponde a las potencias máximas que pueden soportar los componentes del sistema eléctrico, dada como un porcentaje de la capacidad nominal de los mismos. Para la determinación de los límites que se adoptan se tienen en cuenta aspectos ambientales, de funcionamiento y económicos; buscando que en condiciones normales de operación se conserve la vida útil de los equipos y permitiendo moderados sacrificios de vida útil y pérdida mínima de calidad bajo condiciones de contingencia, bajo el supuesto de que dichas condiciones no permanecen durante períodos de tiempo prolongados. 4.5.1 Cargabilidad de conductores En general bajo condiciones normales de operación los conductores de los alimentadores deben operar por debajo de su capacidad térmica (normalmente menor del 80%) con el fin de no disminuir la vida útil. Sin embargo su cargabilidad depende de factores tales como regulación máxima permitida, costo de pérdidas, corriente de corto circuito admisible y transferencia de carga. En el caso de líneas, para definir la cargabilidad se debe tener en cuenta consideraciones de tipo económico (costos de inversión y costos de pérdidas) y las posibilidades de transferencia de carga, para cuando ocurra una contingencia asuman la carga tanto propia como una parte de la línea adyacente en falla. Los criterios sobre cargabilidad de conductores se basan en el concepto de conductor económico, transferencia de carga y capacidad de cortocircuito. Con el propósito de definir para el diseño de redes aspectos importantes para la definición óptima de conductores y la disminución de las pérdidas de energía a niveles económicamente justificables, se presenta a continuación una metodología, para la selección del conductor óptimo definido como aquel que minimiza el costo de la inversión más el costo de las pérdidas a lo largo del período de planeamiento, controlando a su vez la regulación de tensión a lo largo del alimentador o red de distribución.


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4.5.2 Conductor económico 4.5.2.1 Red de distribución de Nivel II Con este nombre se identifican aquellas redes con tensión de alimentación entre 1 y 30 kV aproximadamente a partir de las cuales se derivan los transformadores de distribución que alimenta finalmente el usuario. En esta sección se describe la metodología para la selección del conductor que debe utilizarse para elegir tanto técnica como económicamente el conductor de las líneas de alimentación de Nivel II. En la selección del conductor económico se utilizó el método de análisis de valor presente y bajo el criterio de mínimo costo, teniendo en cuenta los costos de inversión, de operación y los costos de pérdidas de potencia y energía durante el período estimado para la vida útil de los conductores (15 años). 4.5.2.2 Costo total (ct) El valor del Costo Total esta comprendido por la suma del valor presente del costo de Capital Invertido (VPCI) y el valor presente del costo de pérdidas (VPCP).

CT = VPCI + VPCP 4.5.2.3 Costo de inversión (ci) Tiene en cuenta el costo del conductor, el costo de la mano de obra y el costo de las estructuras. Considerando que las características mecánicas de los conductores evaluados permiten que se usen las mismas estructuras y accesorios, en el cálculo del costo de inversión se pueden considerar únicamente los costos del conductor instalado. 4.5.2.4 Costo de pérdidas (cp) La expresión utilizada para el cálculo del valor presente del costo de pérdidas de potencia y energía es la siguiente: K * I ² * R * L * FD VPCP = -------------------------- ( FPP * CKWH * 8760 + CDpico ) * VPCD 1000


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En donde: K = 1; sistema monofásico K = 2; sistema bifásico K = 3; sistema trifásico L : Longitud del alimentador R : Resistencia del conductor (ohmios/Km) I pico : Corriente pico final CKwh : Costo del KWh de pérdidas Cdpico : Costo equivalente anual por Kw de pérdidas a demanda pico FD : Factor de distribución de la carga

Este factor indica la forma como la carga está distribuida a lo largo del alimentador. 1 1 1 FD = ------ + ------- + --------- 3 2n 6n²

Para el caso de n cargas uniformemente distribuidas a lo largo del alimentador. Fpp : Factor de pérdidas Fpp = C * FC + (1-C) * Fc² donde FC es el factor de carga y C es una constante que varía entre 0.15 y 0.30 dependiendo de las características de la carga analizada. Un adecuado valor de C, cuando se carece de información para su cálculo, es de 0.20. VPCD: Valor presente del crecimiento estimado de la demanda dado por:

N ( 1 + f ) VPCD = ∑ ( ------------------- ) K * Fc (k) K=1 (1+ r ) (1+ i )


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en donde: N : Número de años de vida útil de la red R : Tasa de descuento considerada I : Tasa de inflación considerada F : Tasa de crecimiento de la tarifa Fc(k) : Porcentaje de la carga final correspondiente al año k. La carga y el aumento de la demanda del alimentador se puede considerar que tiene un comportamiento lineal, es decir, inicialmente el circuito estará cargado a un porcentaje FC (i) de la carga final y aumentará a una tasa tal que obtiene su carga total al completarse la vida útil del alimentador. El análisis de conductor económico se puede efectuar mediante un programa de computador con base en una tasa de descuento del 12% anual (o la que este rigiendo el comportamiento del mercado financiero) y una tasa de inflación igual al incremento del costo de energía. Se consideró un período de vida útil de 15 años para las redes Nivel II con una tasa de aumento de la carga del 7% para los primeros tres años y del 3 % para los años restantes. Se definió un factor de carga inicial de alimentadores del 50% con el cual se alcanza una carga del 100% a los 15 años con la tasa de aumento de la carga creciendo con el modelo lineal explicado anteriormente, y considerando la carga adicional, parcial y temporal, de otros circuitos (suplencias). Como ejemplo de la aplicación del conductor económico, se observa en el archivo Ejemplo Cond Económico.xls ( Tablas No. 4, 5, 6 ), la forma como se obtiene el conductor económico para un circuito de Nivel II en el nivel de 13,2 kV y una longitud de 5 km. En las Tabla No. 5, se muestran los costos totales de los distintos conductores como función de la carga final. En la Figura No. 5, se observa el conductor más económico en ACSR para distintos intervalos de carga y diferente número de cargas uniformemente distribuidas. En la Tabla No. 7, se muestran los rangos económicos de los distintos conductores para el nivel de 13,2 kV, para condiciones particulares de un sistema eléctrico. 4.5.2.5 Red de distribución de Nivel I La selección de conductor económico para Nivel de tensión I está basada en la metodología de valor presente análoga a la aplicada para la selección de conductor económico para Nivel II, en la cual se contempla la reducción de las pérdidas a niveles económicamente justificables. En el Nivel I se consideran los mismos tipo de conductor que para el Nivel II.


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4.5.3 Cargabilidad de transformadores En condiciones normales de operación, el límite de cargabilidad asignado a los transformadores de potencia está definido prácticamente por el margen de seguridad que se debe dejar para permitir posibles transferencias de carga entre ellos. En condiciones de emergencia, el límite es función de su capacidad máxima de transformación, la cual depende fundamentalmente de la temperatura de los devanados y del aceite, tipo de refrigeración, período de carga máxima y de las características de las conexiones. Los criterios de cargabilidad para los transformadores de las subestaciones están definidos por las norma ANSI C57.92 “Guide for loading oil inmersed distribution and power transformers”, y la NTC 2482 “Guía de cargabilidad de transformadores” que dan recomendaciones generales para cargar transformadores en aceite. En general los transformadores deben operarse sin sacrificio de su vida útil, en algunas contingencias se puede permitir un sacrificio moderado de su vida útil esperada entre 1 % y 3 %. Para los transformadores de distribución, la cargabilidad está definida por los aspectos térmicos y económicos. La cargabilidad desde el punto de vista térmico está ligado con las características dieléctricas de los aislantes, pérdida de vida útil tolerada. El aspecto económico esta relacionado con la inversión y pérdidas que inciden en la selección de los transformadores, dependiendo de la carga a manejar. En la siguiente sección se utiliza el criterio de carga económica, en el cual la capacidad del transformador para una carga determinada depende del costo de la inversión del transformador y del costo de las pérdidas en el cobre y en el núcleo. 4.5.3.1 Transformador económico Los costos de operación de los transformadores de distribución están determinados, entre otros factores, como función de los costos de instalación, de las perdidas de cobre y de hierro, de la corriente de excitación, del factor de carga, etc. En general, se puede afirmar que las pérdidas son las que más influyen en los costos debido a que las empresas de energía eléctrica cada día gastan mayores cantidades de dinero en inversión de centrales y de combustibles para suplir las pérdidas del sistema. Las pérdidas con carga se deben principalmente a pérdidas I2 R en los devanados. Contrariamente a las pérdidas sin carga, las pérdidas con carga dependen en gran parte de la carga que fluye del transformador. 4.5.3.2 Costo de las pérdidas La operación de los transformadores de distribución debe realizarse teniéndose en cuenta las pérdidas en el cobre y en el núcleo, las cuales dependen de la capacidad del transformador.


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La carga económica de los transformadores es aquella en la cual el costo de inversión más el valor presente del costo de pérdidas de potencia y energía es mínimo. Pérdidas sin Carga ($/KW) = SI + 8760 * E TGF Pérdidas con Carga ($/KW) = K 2 * [ SI * FRP + 8760 * FP * E ] TGF Donde: SI : Costo de Inversión del Sistema E : Costo de la Energía TGF : Tasa de Gastos Fijos K : Carga Pico Anual (p.u) FP : Factor de Pérdidas FRP : Factor de Responsabilidad en el Pico K2 : Carga Pico anual Equivalente N

K 2 = [ Σ ( Fvpi * Ki 2 ) ] * FRCN I = 1

Donde; N : Número de años del estudio Fvpi :Factor de valor presente 1 Fvpi = ------------------ ( 1 + I ) i I : Número de años del estudio Ki : Carga en p.u para el año i FRCn : Factor de recuperación de capital para n años I * (1 + I)n FRCn = ------------------ (1 + I)n – 1


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Método de Evaluación de los Costos Costo de Valor Presente Total N

Cvpt = Σ [ ST * TGF + CNL * PNL + CL * PL ] * Fvpi i =1

donde; ST : Precio de venta del transformador Cnl : Costo de pérdidas sin carga Pnl : Pérdidas sin carga Cl : Costo de pérdidas sin carga Pl : Pérdidas con carga Fvpi : Factor de valor presente para el año i

La selección de transformadores se hace con base en el criterio de mínimos costos. Comprende el valor del transformador y el costo de las pérdidas en vacío y con carga. Se asumen semejantes los costos de mantenimiento e instalación para los transformadores ubicados en poste (hasta 150 kVA), al igual que en conductor económico se tiene en cuenta el costo del transformador instalado. En el archivo Ejemplo Transf. Económico.xls ( Tablas No. 8, 9, 10 ), se muestra a manera de ejemplo los datos de entrada que se incluyen en el análisis de transformador económico para un sistema trifásico y aplicando una vida útil de 15 años y los resultados de cargabilidad óptima para las diferentes capacidades en kVA. Los rangos de cargabilidad óptima para las condiciones de carga final para los períodos de 15 y 8 años para un sistema en particular, se muestran en la Tabla No. 11. En la Figura No. 6, se muestra el transformador más económico, para diferentes capacidades de carga. En general los transformadores deben operarse sin sacrificio de su vida útil, pero en algunas contingencias se puede permitir un sacrificio moderado de su vida esperada, el cual varía entre el 1% y el 3%. Para definir la capacidad de sobrecarga en los transformadores de distribución el criterio empleado es el de carga económica, en el cual la capacidad del transformador para una carga determinada depende del costo de inversión del transformador y del costo de las pérdidas en el cobre y en el núcleo.


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4.6 NIVEL DE CORTOCIRCUITO Dependen de las características eléctricas del sistema; estableciéndose valores límites según el nivel de tensión, de tal manera que no presenten efectos destructivos en los diferentes elementos de la red. El nivel de cortocircuito corresponde al valor máximo de corriente de corto que se admite para el sistema. El criterio establece diferentes valores dependiendo del nivel de tensión de diseño en el que operan los elementos del sistema eléctrico. La selección de los niveles de cortocircuito admisibles depende de las mismas características eléctricas del sistema, buscando optimizarlo desde el punto de vista técnico – económico. En la determinación de los niveles de cortocircuito de diseño de elementos, aplicable a los sistemas eléctricos debe considerarse las condiciones ambientales y de altura donde se van a instalar los equipos. A nivel del sector eléctrico colombiano existe diversidad de criterios adoptados en el diseño de equipos para las exigencias del nivel de cortocircuito. A nivel de diseño de los sistemas eléctricos de distribución de energía existe programas de análisis de cortocircuito que permiten simular fallas en los elementos del sistema y obtener bajo estas condiciones los valores de corriente y voltaje en los nodos, líneas y transformadores cercanos a un punto de falla para una topología dada. Con base en los valores de corriente de falla en las barras del sistema se dimensionan los interruptores y equipos generales de protección, además con base en los niveles de cortocircuito se determinan algunas características de diseño de las subestaciones y líneas tales como barajes, aislamientos. El proceso de evaluación de los niveles de cortocircuito, tiene como partida el modelamiento de la red y sus componentes, el cual depende de las facilidades que ofrezca el software que se piense utilizar. 4.7 NIVELES DE CONFIABILIDAD Representa la continuidad con la que el servicio de energía llega a los clientes. Esta continuidad depende básicamente de las características físicas del sistema eléctrico y de las condiciones de operación. Generalmente la confiabilidad se expresa mediante índices numéricos calculados a partir de valores históricos o estadísticas sobre tasas de falla y tiempos de reparación de los diferentes elementos del sistema de distribución, considerando características y configuración de la red. Los índices de confiabilidad orientados al consumidor son los que reflejan lo que el cliente ve desde su residencia en cuanto a la forma como la empresa de energía suministra el servicio (duración y frecuencia de las interrupciones).


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4.7.1 Indices definidos en el código de distribución (Res. CREG 070/98) a) Indicador de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio (DES)

Es el período de tiempo, en promedio, en el que cada Usuario del Sistema analizado quedó privado del suministro de energía eléctrica, en un período considerado.

Ca(i)*t(i)

DES = ------------------------------ Cs

Los Operadores de Red deben calcular este indicador mensualmente para cada circuito.

b) Indicador de Frecuencia Equivalente de las Interrupciones del Servicio (FES)

Se define como el número promedio de interrupciones que afectan a cada usuario el sistema en análisis durante un período determinado.

Ca(i) FES = -------------------

Cs Mide la confiabilidad de un Sistema de Transmisión Regulado (STR) y/o Sistema de Distribución Local (SDL), e informa sobre el número de interrupciones que presenta un circuito durante los últimos doce (12) meses. Los Operadores de Red deben calcular este indicador mensualmente para cada circuito. • Indice de Duración promedio de las Interrrupciones por Usuario

Es el período de tiempo, en promedio en el que cada Usuario afectado por las interrupciones, quedó privado del suministro de Energía.

Ca(i)*t(i) DEU = -------------------

Ca(i)


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• Indice de confiabilidad - IC Es el valor, en por unidad, de las horas que en un período determinado el servicio está disponible. Debe presentarse hasta la cuarta cifra decimal.

DES IC = 1 - ---------

T Donde: Ca(i): Duración equivalente de la interrupción del sistema ( en horas). t(i): Tiempo de duración de la interrupción y en horas. C(s): Número total de usuarios del Sistema de Distribución en análisis. T: Período considerado. Para el cálculo de los indicadores se tendrán en cuenta las interrupciones transitorias, temporales, programadas y no programadas. No se tendrán en cuenta las interrupciones indicadas en la Resolución 070 de 1998. La función básica de un sistema de potencia eléctrica es la de satisfacer los requerimientos de las cargas conectadas a él, tan económicamente como sea posible y con una razonable garantía de continuidad y calidad. De manera consecuente, con la habilidad del sistema de potencia de proveer un adecuado suministro de energía eléctrica, se designa usualmente la palabra confiabilidad. De acuerdo con la IEEE, la confiabilidad se define como “la habilidad de cualquier componente o conjunto de componentes para realizar una función requerida bajo condiciones establecidas, por un período de tiempo determinado”. Esta definición puede aplicarse a todo el sistema o parte de él, y por lo tanto dará un índice del correcto funcionamiento de los equipos asociados. Actualmente existe toda una legislación sobre el tema de confiabilidad, en particular se puede citar el artículo 136 de la ley 142 de 1994 que establece la obligatoriedad de la prestación contínua, de buena calidad y confiable del servicio de energía eléctrica, y el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica adoptado por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) en 1998. En las zonas no interconectadas (ZNI), dado el lento proceso de desarrollo del sistema de distribución local (SDL) y su conexión a sistemas de transmisión regional (STR), la normatividad citada se encuentra en un proceso de reglamentación e implementación, en particular lo correspondiente a indicadores de calidad del servicio, que se citan más adelante.


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El Reglamento de distribución establece que, para garantizar la confiabilidad, seguridad, selectividad y rapidez de desconexión necesarias para mantener la estabilidad del sistema, se deben implementar esquemas de protecciones compatibles con las características de la carga. Se deberán instalar en consecuencia, equipos de estado sólido, de tecnología análoga o digital que cumplan con la Norma IEC-255. Igualmente, establece criterios de calidad de la potencia y del servicio suministrado, define indicadores mínimos de calidad del servicio, y establece criterios de responsabilidad y compensación por la calidad de servicio prestado. Como indicadores de calidad de potencia suministrada se establecen: la frecuencia y tensión, el contenido de armónicos de las ondas de tensión y corriente, el flicker (distorsión de la onda), el factor de potencia, y los transitorios electromagnéticos rápidos y fluctuaciones de la tensión. Se establecen los indicadores para la medición de la confiabilidad del servicio a partir de criterios como: duración de las interrupciones (instantáneas, transitorias y temporales), y orígen de las mismas (no programadas, programadas). Como indicadores de calidad del servicio prestado se tienen:

Indicadores para el período de transición (Dic/2002):

♦ Indicador de duración equivalente de las interrupciones del servicio (DES) ♦ Indicador de frecuencia equivalente de las interrupciones del Servicio (FES) ♦ Indicadores de Seguimiento de la calidad del Servicio Prestado

Indicadores Definitivos:

♦ Indicador de Duración Equivalente de las Interrupciones del Servicio ♦ Indicador de Frecuencia Equivalente de las interrupciones del Servicio Un sistema de distribución es sólo una parte del sistema de potencia general, que liga las fuentes con las cargas (o usuarios), la evaluación de la confiabilidad del sistema de distribución consiste en valorar qué tan adecuadamente están capacitadas las diferentes partes del sistema para realizar su función. En vista de que los sistemas de distribución generalmente tienen una disposición radial presentan una fuerte predisposición a salidas por eventos simples. La mayoría de las interrupciones en el servicio al consumidor, que se presentan, ocurren al interior de un sistema de distribución. Para los cálculos de confiabilidad se requieren dos tipos de datos básicos para las componentes: las tasas de salida tanto para falla como para mantenimiento, y las distribuciones de tiempo correspondientes. Estos datos básicos se obtienen apartir de registros históricos para cada componente o conjunto de componentes durante un período de tiempo determinado.


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En general los datos más necesarios en el estudio de confiabilidad son los siguientes: ♦ Tasas de salidas forzadas y permanentes para tiempo normal y para mal tiempo, calculada como

número de fallas de la componente, asociadas con el tiempo malo o normal, en el período de tiempo observado.

♦ Tasas de salidas forzadas transitorias. ♦ Tasas de salidas forzadas persistentes: tiempo desde la iniciación de la falla hasta que la

componente afectada sea reemplazada o reparada, quedando disponible para realizar la función asignada.

♦ Duración de salidas forzadas transitorias: tiempo desde la iniciación de la falla hasta que la componente fallada es restaurada al servicio, por operación de recierre o cambio de fusible.

♦ Duración de salidas programadas: tiempo que toma el mantenimiento preventivo de las componentes.

Existen dos modelos, y varias metodologías asociadas a cada uno, para el cálculo y análisis de la confiabilidad. El primero, corresponde al “Modelo de los Dos Estados” que considera las componentes como estadísticamente independientes, con una historia de operación conformada por ciclos de operación alternantes (funcionamiento, falla); con éste se evalúa la confiabilidad a partir de la disponibilidad o indisponibilidad de las componentes. El segundo, o “Modelo de varios estados”, incluye metodologías que analizan la confiabilidad, considerando variadas condiciones de operación del sistema, como condiciones de sobrecarga, modos de funcionamiento y falla de las componentes, sus tiempos y tasas de falla, y obtiene índices de confiabilidad desde el punto de vista del consumidor y de la Empresa que suministra el servicio. Dentro de estos últimos, se encuentra el “Método Analítico de Duración y Frecuencia”, que emplea la teoría de las probabilidades en el cálculo de la confiabilidad, y que es especialmente recomendado para sistemas de distribución. El Período Definitivo: Antes de que termine el Período de Transición la CREG establecerá los Valores Máximos Admisibles para los Indicadores DES Y FES, que regirán para los cinco (5) años siguientes al Período de Transición. El comportamiento histórico y el análisis probabilístico de las tasas de fallas que presentan los diferentes elementos del sistema eléctrico y los tiempos medios de reparación, representan un recurso que permite determinar la confiabilidad de los sistemas eléctricos. Para sistemas radiales el análisis predictivo se hace con técnicas de confiabilidad aplicados a sistemas serie, donde se representa la estimación de los índices de duración y frecuencia de interrupciones de la siguiente forma:: m

Ó ëj nj rj Caj DEC = _j=1___________ Cs


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m

Ó ëj nj Caj FEC = _j=1_________ Cs Donde: ë : Tasa de falla del componente j nJ : Número de componentes j existentes en el sistema. r J : Tiempo medio de reparación del componente j. CaJ : Número de consumidores dejados de atender por una interrupción causada por una falla en el componente j. m : número de diferentes tipos de componentes que son considerados en el análisis. De manera análoga pueden calcularse índices para partes del sistema v.g. alimentadores. Dentro de los índices orientados a la carga, se pueden mencionar la Energía No Suplida (ENS) y la energía promedio racionada por consumidor (ENS/Cs). m

ENS = Ó Pprom J=1 Uj Pprom.= Ppico x Factor de Carga Uj = 1 rj Uj : es la tasa de reparación del componente. La confiabilidad del sistema se ve altamente favorecida cuando existe posibilidad de hacer transferencias de carga entre alimentadores y cuando el alimentador se diseña en configuración mallada abierta, la cual consiste en que los alimentadores radiales tienen varios tramos conectados entre si mediante seccionadores. En el primer caso los consumidores sometidos a la interrupción pueden ser servidos de alimentadores adyacentes que dispongan de capacidad extra para atender el incremento de la carga. La configuración mallada abierta tiene un segundo aspecto busca evitar que la totalidad de los usuarios atendidos por un mismo alimentador queden sin servicio al desconectar solamente el tramo fallado, en este caso los usuarios asociados estarían sometidos a una desconexión durante todo el


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tiempo de restablecimiento, mientras que los usuarios restantes lo estarían únicamente durante el tiempo de localización de la falla. Los criterios de confiabilidad respecto a configuración de la red condicionan la necesidad de transferencias de carga entre alimentadores y un número mínimo de seccionamientos por alimentador o por unidad de longitud de éstos. 4.8 PÉRDIDAS Parámetro de significativa importancia en los análisis de sistemas de distribución, que hace que las empresas cada día las estén evaluando para reducir costos por generación y transmisión de energía para suplirlas. Cada empresa define sus niveles de pérdidas de acuerdo con los análisis beneficio/costo propios para su sistema. En la aplicación de estrategias de reducción de perdidas es fundamental considerar las exigencias y limitaciones previstas por la regulación del sector eléctrico colombiano. Es así como se tienen que definir las políticas o procedimientos a seguir por la empresa con base en la evaluación de los niveles de pérdidas existentes en el sistema eléctrico correspondiente, desagregadas por subsistemas ( transmisión, distribución en los diferentes niveles) y por zonas de atención (zona urbana y zona rural). Con base en los balances energéticos del sistema, se deben establecer los subsistemas más críticos e identificar los componentes del sistema que participan con mayor incidencia en el nivel de las pérdidas de energía y potencia. Para la valoración y desagregación de las pérdidas de energía y potencia existen múltiples metodologías y estudios elaborados por investigadores e instituciones, por lo tanto se debe siempre revisar las diversas metodologías existentes o implementar una que refleje las características del sistema eléctrico en estudio. En general los estudios de pérdidas dan recomendaciones con respecto a los rangos de cargabilidad y parámetros de diseño para las condiciones y características de las cargas encontradas en los sistemas, tomados como típicos para los estudios. Tomando como referencia los objetivos de algunos estudios de perdidas, éstos se pueden enunciar así: • Identificar las áreas donde la inversión en reducción de pérdidas es más eficiente. • Determinar métodos para desagregar las pérdidas. • Desarrollar una metodología de evaluación económica. • Desarrollar criterios de diseño teniendo en cuenta el efecto de las pérdidas. Los modelos que evalúan las pérdidas de los diferentes componentes del sistema optimizan el compromiso entre el aumento de los costos de distribución y la disminución resultante en el costo de las pérdidas. Así el criterio de aplicación que se da en la planificación de los sistemas de distribución de energía consiste en que las medidas correctivas de pérdidas deben llegar hasta el punto en


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donde el costo incremental de distribución sea balanceado por la reducción del costo de las pérdidas. Ver Figura. No 4.5. La estimación de las pérdidas en un sistema típico de distribución, se basa en el flujo de carga de cada alimentador primario con la estimación de la carga de cada transformador de distribución y la aplicación de factores de pérdidas obtenidos con base en los factores de carga por tipos de carga del sistema. Igualmente se estima las pérdidas de los transformadores de distribución lo cual se obtiene a partir de software especifico para estas valoraciones. En muchos modelos de aplicación se incluye la evaluación de pérdidas en las redes de Nivel I, conjuntamente con la evaluación de los transformadores. COSTO TOTAL COSTO DE PÉRDIDAS COSTO COSTO INCREMENTAL COSTO DEL

SISTEMA DE DISTRIBUCION L PERDIDAS TÉCNICAS

Figura. No 4.5. Nivel económico óptimo de pérdidas

Una aplicación de la estimación de las pérdidas de energía y potencia en un circuito Nivel I para un sistema de distribución particular se muestra en el archivo Las acciones con respecto a implementar estrategias de reducción de pérdidas no está enfocada solamente a las pérdidas técnicas. Se deben identificar las causas que generan las pérdidas no técnicas del sistema, las cuales en muchas ocasiones son de mayor participación en el balance de energía.


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4.8.1 Acciones que constituyen la estructura de recuperación de pérdidas de energía Antes de definir las diferentes acciones que aportan en los programas de recuperación de pérdidas de energía es importante señalar las causas que permanentemente saturan la infraestructura eléctrica generando los problemas de incremento en los niveles de pérdidas de energía y potencia, que se transforman en significativos costos para las empresas distribuidoras de energía, debilitando su capacidad financiera y colocándolas en condiciones de no-viabilidad empresarial en muchas ocasiones. 4.8.2 Causas generadoras de pérdidas de energía Las causas fundamentales que intervienen en el comportamiento de las pérdidas de energía se pueden resumir así: 4.8.3 Perdidas técnicas Cargabilidad de conductores: Representa las pérdidas que se generan en la utilización de los conductores que transportan la electricidad. Generalmente los niveles de cargabilidad de los diferentes cables se aplican con base en las características eléctricas y capacidad de conducción térmica de los conductores, sin contemplar el criterio de gestión económico que se debe dar en la definición de las pérdidas en estos. Desde la década de los ochenta cuando se desarrollaron estudios de pérdidas en diferentes empresas se ha venido incorporando este concepto pero en el ámbito de la gestión operativa no se ha aplicado integralmente este criterio. Cargabilidad de transformadores: Representa las pérdidas ocasionadas por el núcleo y los devanados de los transformadores, representadas por las condiciones de operación en vacío y bajo carga de estos elementos. Al igual que en los conductores, la selección y cargabilidad de los transformadores debe obedecer a un criterio económico donde se incorpora el costo de la inversión y el costo de las pérdidas en vacío y con carga. 4.8.4 Pérdidas no técnicas Servicios directos (sin medidor): corresponde a la energía que es suministrada a los clientes vinculados dentro del sistema comercial de la empresa, pero que la facturación corresponde a una estimación de consumos de energía que no esta correlacionada por el consumo real. Servicio informal: Corresponde a la energía utilizada por usuarios ubicados en zonas geográficas calificadas como de estratos socioeconómicos 1 y 2, donde no existen redes eléctricas normalizadas. Son clientes que no se encuentran incorporados dentro del sistema de gestión comercial de la empresa y por consiguiente no son facturados generalmente. En muchos de estos sectores, por ser zonas de invasión o de alto riesgo geográfico y no estar legalizados, la empresa distribuidora de energía, aunque quiera, no puede normalizar la construcción de las redes.


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Servicio fraudulento: Corresponde a la energía utilizada de manera ilegal por usuarios quienes estando incorporados al sistema comercial de la empresa, manipulan las instalaciones eléctricas (acometida domiciliaria y/o medidor de energía) para evitar que se les cobren los consumos reales. Igualmente se aplica a usuarios que se conectan de manera ilegal a las redes eléctricas del operador/comercializador de red, obviando de esta manera la incorporación al sistema comercial de la empresa y por ende no pagando los consumos de energía. Servicio legal no facturado: Corresponde a la energía utilizada por usuarios que han cumplido todas las normas de conexión y legalización comercial pero que no se encuentran registradas dentro del sistema de información comercial y por lo tanto no se les factura los consumos de energía. Servicio facturado incorrectamente: Corresponde a la energía utilizada por clientes incorporados dentro del sistema comercial de la empresa, pero que los consumos reflejados en la facturación no es equivalente con los consumos reales, consecuencia de la utilización de medidores con errores importantes en el registro del consumo (descalibrados). Otras circunstancias que inciden en que se presente esta causa lo constituyen las gestiones ineficientes de lectura de medidores y en el proceso de facturación. 4.9 CALIDAD DEL SERVICIO DE ENERGIA Para evaluar los requerimientos de calidad asociados al servicio se cuantifican los parámetros relacionados con la regulación de tensión (calidad de la tensión) y la confiabilidad (continuidad) del servicio. En esta sección se mencionan los fundamentos y parámetros principales que tienen relación con la prestación del servicio de energía eléctrica, así como el marco regulatorio que sirve de base para exigir que la prestación del servicio de energía eléctrica sea de calidad. La calidad de la energía eléctrica esta determinada por la calidad de la potencia suministrada por el Operador de la Red, y por la calidad del servicio prestado. El término Calidad de la Potencia Suministrada se refiere a las perturbaciones y variaciones de estado estacionario de la tensión y corriente suministrada por el Operador de Red. El término Calidad del Servicio Prestado se refiere a los criterios de confiabilidad del servicio. Entre los principales problemas de la Calidad de Potencia se consideran sobretensiones, subtensiones y fluctuaciones de tensión. La Calidad del Servicio se refiere a la confiabilidad con que se presta el servicio. Se evalúan mediante indicadores, la duración (instantáneas, transitorias, temporales) y el origen (programadas y no programadas) de las interrupciones presentadas en el suministro de energía. La duración de las interrupciones instantáneas es inferior a un (1) minuto, las transitorias de 1 a 5 minutos, y las temporales mayor a 5 minutos.


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4.9.1 La calidad de energía y la legislación en Colombia. En cumplimiento a lo indicado el artículo 365 de la Ley Eléctrica de la Constitución Política de 1991, el gobierno promulgó las leyes 142 de Servicios Públicos (capitulo III, artículo 136) y 143 (capitulo I, artículo 4) de 1994 cuyos aspectos están directamente relacionados con la calidad del servicio, con la calidad de la potencia suministrada, y con el control sobre eficiencia y calidad del servicio público de electricidad. Adicionalmente, la Resolución 070 de 1998 de la CREG, desde el punto de vista de la Calidad del Servicio, establece criterios de calidad de la potencia y del servicio suministrado con el propósito de dar garantías mínimas en estos aspectos a los Usuarios, indicadores mínimos de calidad del servicio que prestan los operadores de Redes y establece criterios de responsabilidad y compensación por la calidad del servicio. La responsabilidad por la calidad de la potencia y por el servicio suministrado corresponde al Operador de Red, o a la empresa comercializadora si fuera el caso, para aquellos usuarios conectados a su sistema. La Resolución 070 de la CREG ha establecido dos períodos; el de Transición y el Definitivo. El Período de Transición es el lapso de tiempo necesario para el proceso de implementación de los mecanismos adecuados para cumplir por parte de los Operadores de Redes con la responsabilidad de la calidad de la potencia y del servicio suministrado. El Período de Transición es de tres años y corresponden a: El año 1, desde el 1 de enero y el 31 de diciembre del año 2000. El año 2, desde el 1 de enero y el 31 de diciembre del año 2001. Y el año 3, desde el 1 de enero hasta el 31 de diciembre del año 2002. 4.9.2 Localidad del servicio prestado De acuerdo con el nuevo marco regulatorio que rige a las Empresas de Energía, la calidad es parte fundamental para la prestación de un buen suministro de ésta. En el Código de Distribución se presentan tanto los aspectos que comprenden la calidad del servicio de energía como los índices de confiabilidad que las Empresas deben aplicar. A continuación se presenta los aspectos contemplados en el Código de Distribución (Resolución de la CREG 070 de 1998): La calidad del servicio de distribución de energía eléctrica está relacionado con los aspectos de confiabilidad y calidad de potencia eléctrica, que a su vez involucra a las empresas distribuidoras, a los usuarios y a los fabricantes de equipos. Toda Empresa distribuidora de Energía Eléctrica debe cuantificar la calidad del servicio de energía que entrega a los usuarios, a través de la determinación de índices que midan el grado de continuidad de la prestación del bien.


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Los objetivos para la determinación y cuantificación de índices de continuidad del servicio son: • Reflejar a través del seguimiento comparativo, el desempeño de un Sistema de Distribución. • Determinar a través del análisis de la información procesada, cuales de los procesos de

Distribución son los que alteran en mayor grado su funcionamiento, desde el punto de vista de la continuidad.

• Ofrecer información confiable a los comercializadores/usuarios sobre el tiempo promedio de

suspensión del servicio y el número promedio de suspensiones que un comercializador/usuario en particular puede esperar del Sistema de Distribución al cual está conectado.

• Conocer el tiempo en el cual el operador de red coloca sus recursos para recuperar el Sistema de

suministro y minimizar la interrupción del servicio a sus Comercializadores/usuarios. • Determinar la rentabilidad de las inversiones del Operador de Red por medio de la cuantificación

de la incidencia de agentes externos al Sistema de Distribución y a su disponibilidad para mantener continuidad en el servicio.

Los índices de confiabilidad están referidos al número de usuarios conectados al Sistema de Distribución y al número de interrupciones que presente el mismo Sistema, en un período de un año, considerado de 8760 horas. Estos índices son enunciados y estudiados en el numeral donde se considera el criterio de confiabilidad. 4.9.3 Calidad de la potencia suministrada Incluye indicadores relacionados con niveles de tensión estables, calidad de frecuencia y ausencia de disturbios que pueden afectar el correcto funcionamiento de los equipos (Distorsión Armónica y Flicker). Un sistema de energía eléctrica ideal es el que no presenta caída de frecuencia , frecuencia nominal 60 Hz; distorsión armónica nula, onda senosoidal de tensión perfecta; continuidad, atender todo el tiempo al usuario; regulación de tensión dentro de los rangos mínimos aprobados en todos los puntos. Los siguientes indicadores miden la calidad de la potencia suministrada por un Operador de Red: Frecuencia y Tensión, Contenido de Armónicos de las Ondas de Tensión y Corriente, Flicker y Transitorios Tensión: Las tensiones en estado estacionario a 60 Hz y sus variaciones permisibles son las establecidas en la Norma NTC 1340, o aquella que la modifique o sustituya. La norma acepta un rango de voltajes equivalente al Vn + 5% y Vn – 10%.


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Frecuencia: La frecuencia objetivo del Sistema Interconectado Nacional (SIN) es 60 Hz y su rango de variación de operación está entre 59.8 y 60.2 Hz, excepto en estados de emergencia, fallas, déficit energético y períodos de restablecimiento. Contenido de Armónicos de las Ondas de Tensión y Corriente: Son el contenido de ondas con frecuencias que son múltiplos de la frecuencia normal de suministro (60 Hz) y son el resultado de cargas no lineales en el STR y/o SDL. Tanto el Operador de Red como los usuarios conectados a su red deberán cumplir con la recomendación IEEE 519 (1992) o la que la modifique o sustituya. Flicker: Mide las variaciones de tensión causadas fundamentalmente por cargas tales como hornos de arco, acerías y otros equipos de gran consumo, que usualmente se traducen en la distorsión de la onda de tensión. El Operador de Red deberá garantizar que sus Usuarios cumplan con la recomendación IEEE 519 (1992) o la que la modifique o sustituya. Factor de Potencia: De acuerdo con lo indicado en el Artículo 25 de la Resolución CREG 108 de 1997, el mínimo Factor de Potencia Inductiva es 0.90. La empresa debe exigir a aquellas instalaciones cuyo factor de potencia inductivo viole este limite, que instalen equipos apropiados para controlar y medir la energía reactiva. Hasta tanto la CREG reglamente el suministro y consumo de energía reactiva en el SIN, en caso de que la energía reactiva (kvar-h) sea mayor al 50% de la energía activa (kwh) consumida por un usuario, el exceso sobre este límite se considerará como consumo de energía activa para efectos de determinar el consumo facturable. Transitorios Electromagnéticos Rápidos y Fluctuaciones de Tensión: Es todo fenómeno que origine distorsiones transitorias de las ondas de tensión y corriente respecto a su forma y frecuencia permisibles. Cuando se detecten fenómenos electromagnéticos que perjudiquen a Usuarios conectados a un STR y/o SDL, el OR conjuntamente con el Usuario afectado buscarán las causas del fenómeno y solucionarlo en un plazo no mayor a treinta (30) días hábiles. Cuando el problema causado por un Usuario sea grave e involucre a varios Usuarios, el OR deberá desconectarlo inmediatamente, una vez se identifique que el problema está en sus instalaciones. Para el análisis de este tipo de fenómenos, se recurrirá a la recomendación IEEE-1159 (1995). El Operador de Red tendrá un plazo máximo de treinta (30) días hábiles para corregir las deficiencias de la Calidad de Potencia Suministrada de acuerdo con los parámetros anteriores. Si las deficiencias son ocasionadas proviene de un usuario, el Operador de Red establecerá un plazo de treinta (30) días hábiles al Usuario para la solución del problema. Sí transcurrido el plazo no se ha efectuado la corrección pertinente, el OR debe desconectar al Usuario respectivo, informando a la SSPD con dos (2) días hábiles de anticipación al corte. En este capítulo, como se enunciaba en las generalidades, el lector encontrará una secuencia de diagramas de bloques que indican paso a paso, el proceso continuo de los criterios de planificación y diseño del sistema eléctrico, desglosando este proceso en una serie de actividades, con sus correspondientes tareas, a las cuales se les indica detalladamente la información mínima requerida por el proyectista, para la elaboración de este proceso, y por consiguiente la planeación del sistema


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eléctrico en estudio. En cada uno de los diagramas de bloques, se describen los nombres de los respectivos procesos, actividades y tareas, con el cual se encuentra relacionado.

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En transformadoresEn conductores



DEFINIR CRITERIOS DE PLANEAMIENTO Y DISEÑO.

ANALIZAR CARGABILIDAD DEL SISTEMA ELECTRICO

DETERMINAR NIVELES DE CORTOCIRCUITO

ESTUDIAR METODOLOGIAS ACTUALES

EFECTUAR ANALISIS DE CARGABILIDAD DE LOS ELEMENTOS DEL SISTEMA DE DISTRIBUCION

DETERMINAR NIVELES Y LIMITES DE CORRIENTES DE CORTOCIRCUITO

OPTIMIZAR DESDE EL PUNTO DE VISTA TECNICO ECONOMICO

REVISAR RECOMENDACIONES NACIONALES-INTERNACIONALES

DETERMINAR LIMITES EN CONDICIONES DE OPERACION NORMAL Y DE EMERGENCIA

DEFINIR NIVELES DE TENSION

REVISAR NORMALIZACION A NIVEL NACIONAL

NORMALIZAR Y UNIFICAR LOS NIVELES DE TENSION

REVISAR NIVELES DE REGULACIONDE TENSIÓN

REVISAR LA NORMALIZACION APLICADA EXISTENTE.

INVESTIGAR APLICACIONES OTRAS REGIONES

REDEFINIR LIMITES PERMISIBLES DE REGULACION.

ESTABLECER LA CONFIGURACION DE LA RED

SIGUIENTE

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PROCESO: DEFINIR CRITERIOS DE PLANEAMIENTO Y DISEÑO

ACTIVIDAD: Configuración de la Red

Regulación de TensiónConfiabilidad del SistemaTransferencias de CargaPérdidas de Energía

Tipo de Configuraciones:RadialEn Anillo o AnularMalla Abierta

Por Número de Ramales:CuatroTresDos Uno


ACTUAL DEL SISTEMAEVALUAR CONFIGURACION

Dependiendo de la DemandaProyectada y de la Cantidad

de Usuarios, se deben estudiarlas posibles configuraciones

Distribución Nivel II-I

a aplicar al sistema, quecumplan:

TOPOLOGIAS COMUNESDE CONFIGURACIONES

Distribución Nivel IV-III

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ACTIVIDAD: Definir niveles de tensión

TAREA: Revisar Normalización a Nivel Nacional

Estudios de regulación realizados.Distribución Recopilar información Problemas de operación.

Primaria Normalización de equipos.

Distribución Secundaria Comparar con aplicaciones Establecer una normalización

de otras empresas a nivel nacional

DETERMINAR NIVELES

OPTIMOS DE TENSION

NOMINAL


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ACTIVIDAD: Definir niveles de tensión

TAREA: Normalizar y unificar niveles de tensión.

Dependen fundamentalmente de:Densidades de Carga.Tipos de Carga.

Identificar los valores adoptados para Cantidad de potencia a transmitir.elementos del sistema del distribución Longitudes minímas de la red.

Niveles de aislamiento.Configuración de la red.

Para determinar niveles de tensiónRealizar estudios técnico-económicos óptimos en el sistema de distribución

NORMALIZARY UNIFICAR CRITERIOS


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ACTIVIDAD: Revisar los niveles de regulación actuales.

TAREA: Revisar la normalización aplicada.

Recopilar la normas existentes

Identificar posibles normas a aplicar

Analizar la información

ESTUDIAR NORMASACTUALES


REGRESAR



TAREA:Investigar aplicaciones existentes en otras regiones.

Para determinar que normas se estanEstudiar normalización aplicando en otras regiones y conocerde otras empresas los resultados que se han obtenido

ESTUDIAR APLICACIONESOTRAS REGIONES


REGRESAR



TAREA:Definir límites permisibles de regulación.

Comparar estudios y aplicaciones existentes paraajustar al sistema eléctrico de la empresa

De operación normalCondiciones:

De operación de emergencia

DEFINIR NUEVOSLIMITES PERMISIBLES


REGRESAR


ACTIVIDAD: Analizar cargabilidad del sistema eléctrico

TAREA: Efectuar análisis de cargabilidad en transformadores.

Demanda máxima por barraje y transformadorFactor de cargaTensión en cada barrajeFactor de potenciaCantidad y causas de falla en circuitos y equiposCurvas de cargaFactor de demandaFactor de pérdidas

Carga pico- Tensión nominal (kV)- Potencia nominal (kVA)- Corriente nominal (A)

Planilla del día pico- Corriente (A)- Potencia (MW)

Parámetros térmicos: - Potencia (MVAR)- Tensión (kV)- Temperatura del devanado- Fecha- Tiempo de sobrecarga (horas)

TRANSFORMADORESVida útil esperada- Fecha de instalación- Tasa de crecimiento- Carga promedio

Costos de inversiónParámetros económicos:

Costos de pérdidas


DE POTENCIA

CONOCER EN S/E YTRANSFORMADORES

DE POTENCIA

SIGUIENTE REGRESAR



TAREA: Efectuar análisis de cargabilidad en transformadores.

Costos de inversiónCostos de pérdidas

OBTENERHERRAMIENTA Obtener la cargabilidad de los transformadores

TRANSFORMADOR mediante curvas de demanda diaria y tablasECONOMICO

Obtener número óptimo de usuarios por transformador


TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCION

DEFINIR PARAMETROS ECONOMICOS

REGRESAR



TAREA: Efectuar análisis de cargabilidad en conductores.

Corriente máximaFactor de carga Nivel de tensiónFactor de potenciaCantidad y causas de fallas en circuitos y equiposCurvas de demanda diaria, semanal, mensualFactor de demandaPorcentaje del tipo de carga que alimenta

CONOCER ENALIMENTADORES


SIGUIENTE REGRESAR



TAREA: Efectuar análisis de cargabilidad en conductores.

Capacidad térmica del conductorPosibilidad de transferencia de carga bajo condiciones de emergencia

Costos de inversiónCostos de pérdidas

Obtener rango de utilización de conductores


OBTENER HERRAMIENTAPARA CALCULO DE

CONDUCTOR ECONOMICO

DEFINIR PARAMETROSTERMICOS

DEFINIR PARAMETROS ECONOMICOS

REGRESAR



TAREA: Analizar recomendaciones de normas internacionales y nacionales.

Ajustar las opcionesa las necesadidadesde la zona en estudio

RECOPILAR Y REVISAR INFORMACION


REGRESAR



TAREA: Determinar límites de condiciones.

Operación Normal

Operación de EmergenciaLIMITES DE CONDICIONES


REGRESAR


ACTIVIDAD: Determinar niveles de cortocircuito

TAREA:Investigar Normas Aplicables.

Revisar estudios existentes

Recopilar información correspondiente

ESTUDIAR METODOLOGIASEXISTENTES


REGRESAR



TAREA:Determinar límites de corriente de cortocircuito.

Nivel de tensión de diseño

Límites de corriente

Optimización técnico-económica

FIJAR NIVELES DECORTOCIRCUITO DE

ACUERDO CON:


REGRESAR



TAREA:Optimización Técnico-Económica

Criterios y restricciones propuestosViabilidad de construcción de S/E proyectadasViabilidad de rutas de alimentadores primariosAlternativas que soporten modificaciones

Indicadores económicosValor presente de costosValor presente de beneficiosRelación costo-beneficio


Técnico

Económico

OPTIMIZAR DESDE EL PUNTO DE VISTA

TECNICO-ECONOMICO

REGRESAR


ACTIVIDAD: Establecer niveles de confiabilidad

TAREA: Definición de criterios

Revisar estudios existentesActualizar información al respectoEscoger índices más significativos


EMPRESA

ESTABLECER INDICES A EVALUAR POR LA EMPRESA

DETERMINAR VALORES DEINDICES ACTUALES DE LA

REGRESAR



TAREA: Obtener valores históricos o estadísticos de fallas y tiempos de reparación

Causas

Elementos fallados

Tipo de falla

Tiempos de reparación

Tipo de configuraciónes atendidas PARTE ATENDIDAForma de manejo de cuadrillas Sistema de Distribución

Parte del sistema de DistribuciónCarga

MEDIR TASAS DE FALLA

MEDIR TIEMPOSDE REPARACIÓN


REGRESAR



TAREA:Verificar aplicación de Normas

- Actualizar Normas de Diseño de la Empresa- Consultar Normas de Construcción de la Empresa- Ver Volumen II, "Criterios de Diseno y Normas paraconstrucción de Sistemas de Distribución Niveles I y IIen las zonas no interconectadas (ZNI) del país

ESTABLECER NORMATIVIDAD


REGRESAR



TAREA:Determinar posibilidades de Transferencia de Carga

Determinar las posibles transferencias en el sistemaDEFINIR TRANSFERENCIAS


REGRESAR



TAREA:Determinar número de seccionamientos

Determinar número mínimo de seccionamientospor alimentador o por unidad de longitud

DETERMINAR SECCIONAMIENTOS


REGRESAR


ACTIVIDAD: Establecer niveles de pérdidas

TAREA: Revisión de normas y políticas regulatorias

Ministerio de minas y energía

Organismos suministradores de crédito

Estudios de consultoría

Estudio propios de la empresa

REVISAR ESTUDIOSEXISTENTES


REGRESAR



TAREA: Identificar los puntos del sistema para actuación

Transformadores

Redes

Sistema de facturación


QUE PUEDEN SER FUENTEPERDIDAS NO TECNICAS

IDENTIFICAR PUNTOSQUE PUEDEN SER FUENTEDE PERDIDAS TECNICAS

IDENTIFICAR PUNTOS

REGRESAR



TAREA: Estimar niveles de pérdidas

Por sistemasDefinir metodologías Por subsistemasde acuerdo con los estudios Por Niveles de Tensión

SISTEMA


ESTIMAR NIVELES DEPERDIDAS ESPERADOS

POR PUNTOS DEL

REGRESAR


ACTIVIDAD: Aplicación de criterios en la definición de alternativas de expansión

TAREA: Elaborar propuesta técnica para red Nivel I y Nivel II

Alimentación monofásica

Alimentación trifásicaSector residencial

Tipos de transformadores

Tipos de conductores

Sector industrial

DEFINIR TOPOLOGIAS

CARACTERIZARALIMENTADORES


REGRESAR



ESTABLECER NIVELES DE CONFIABILIDAD

DEFINIR CRITERIOS.

RECOPILAR VALORES HISTORICOS O ESTADISTICOS DE FALLAS.(Elementos del Sistema de Distribución)

ESTABLECER NIVELES DE PERDIDAS.

REVISAR NORMAS Y POLITICAS REGULATORIAS A NIVEL NACIONAL

EVALUAR NIVELES DE PERDIDAS DEL SISTEMA

VERIFICAR APLICACION DE NORMAS DE DISEÑO Y CONSTRUCCION

IDENTIFICAR NIVELES DE PERDIDAS POR PUNTO DEL SISTEMA


DETERMINAR LAS POSIBILIDADES DE TRANSFERENCIAS DE CARGA

DETERMINAR EL NUMERO MINIMO DE SECCIONAMIENTOS

ESTABLECER ACCIONES INTEGRALES DE REDUCCION DE PERDIDAS

SIGUIENTE

REGRESAR



ELABORAR PROPUESTA TECNICA PARA LA RED PRIMARIA Y SECUNDARIA

DEFINIR LA NECESIDAD Y UBICACION DE SUBESTACIONES

DEFINIR LAS NECESIDADES Y CARACTERISTICAS DE ALIMENTADORES.


APLICACION DE CRITERIOS EN LA DEFINICION DE ALTERNATIVAS DE EXPANSION

REGRESAR

CONFIGURACION DIAGRAMA UNIFILAR VENTAJAS DESVANTAJAS

1. La de menor costo. 1. Baja confiabilidad2. Necesita poca área para su implementación 2. Una falla en barraje o en el interruptor

3. Fácilmente expandible3. Díficil de realizar el mantenimiento.Un accionamiento de mantenimiento puede complicar y desajustar las protecciones.

4. De concepto y operación simple4. El barraje no puede ser expandido sin desenergizar completamente la subestación.

5. Protecciones fáciles de implementar5. Solo puede ser usado donde las cargas pueden ser interrumpidas o hay otros circuitos de suplencia.

1. Operación flexible 1. Mayor costo que el barraje sencillo2. Mayor confiabilidad que el barraje sencillo 2. Interruptor adicional3. Se pueden aislar secciones del barraje para mantenimiento.

3. La seccionalización puede causar la salida de circuitos sin fallas

4. En caso de falla, solo se pierde parte de la s/e

1. Permite mantenimiento de cualquier interruptor, ya que pueden ser fácilmente retirados

1. Requiere un interruptor adicional para hace el papel de interconexión

2. Costos razonables.

2. Debido a que el interruptor de interconexión puede reemplazar a cualquier otro, la configuración de protecciones (relés) es más complicada

3. Requiere área compacta para su implementación3. La falla en un barraje o de cualquier interruptor origina la salida de toda la s/e

4. Fácilmente expandible.4. Se requiere un procedimiento de accionamiento más complicado para remover un interruptor

5. Dispositivos de potencial pueden ser usados sobre el barraje principal para operaciones de relevo.


1. BARRAJE SENCILLO

ANALISIS COMPARATIVO DE LAS CONFIGURACIONES DE SUBESTACIONES POR TIPO DE BARRAJE

TABLA No. 1 CONFIRACION DE SUBESTACIONES

3. BARRAJE PRINCIPAL Y DE

TRANSFERENCIA

2. BARRAJE SECCIONALIZADO

SIGUIENTE REGRESAR


1. Permite una flexibilidad al tener dos (2) barrajes compartiendo interruptor

1. Se requiere interruptor adicional para la interconexión de los dos barrajes

2. Cualqier barraje puede ser aislado para mantenimiento

2. Se requieren cuatro (4) seccionadores por circuito

3. Un circuito puede ser rápidamente transferido de un barraje al otro, usando el interruptor de interconexión y los seccionadores selectores de barraje.

3. La protección de barraje puede ocasionar la salida de toda la S/E, si al operar todos los circuitos están conectados a ese barraje 4. Alta probabilidad de fallas en el barraje 5. Una falla en el interruptor de línea saca de servicio a todos los circuitos conectados al barraje 6. Una falla en el interruptor de interconexión ocasiona la salida de toda la S/E

1. Proporciona la operación más flexible1. Se requiere 1 1/2 interruptores por circuito

2. Alta confiabilidad

2. El equipo y la coordinación de protecciones es complicada ya que el interruptor del centro (interconexión) debe responder a fallas de cualquiera de dos (2) circuitos

3. Una falla de un interruptor del lado del barraje ocasiona solo la salida de un circuito4. Todo accionamiento se hace con interruptores5. Operación simple; no se requiere accionar los seccionadores para operación normal 6. Cualquier barraje puede ser fácilmente aislado para mantenimiento

7. Cualquier interruptor puede ser fácilmente aislado8. Una falla en el barraje no interrumpe ningún circuito 9. Cada circuito tiene dos (2) alimentaciones.

TABLA No. 3 CONFIGURACION DE SUBESTACIONES

7. SECCIONADOR Y MEDIO


6. BARRAJE DOBLE- INTERRUPTOR

SENCILLO


REGRESAR


1. Costo razonable

1. Si una falla ocurre cuando se está

haciendo mantenimiento a un

interruptor, el barraje queda dividido

en dos (2) secciones, con

combinaciones de carga/alimentación

no controlables

2. Operación flexible para realizar mantenimiento

de interruptores

2. Cada circuito debe tener lal fuente

de potencia para protecciones

3. Alta confiabilidad 3. Por lo general se limita a cuatro (4)

circuitos

4. Se pueden aislar los interruptores y secciones

del barraje sin interrumpir la operación de los

circuitos

4. El recierre automático y la

implementación de protección por

relés resulta complicada

5. Doble almentación a cada circuito

5. La falla de un interruptor durante la

falla de uno de los circuitos causa la

salida de un (1) circuito

adicional,relacionado con el

enclavamiento del interruptor bajo

falla

6. Se requiere solo un interruptor por circuito

7. No hay barraje principal

8. Toda conmutación se hace por interruptores9. Se puede expandir al esquema de interruptor y

medio

1. Operación flexible. Permite que los circuitos

sean conectados a cualquier barraje 1. Es la configuración más costosa

2. Muy alta confiabilidad 2. Se necesitan dos (2) interruptores

por cada circuito

3. Cada circuito tiene a su servicio dos (2)

interruptores

3. En caso de falla en los

interruptores, podrían salir de

operación la mitad de los circuitos,

sino están conectados a ambos

barrajes

4. Cualquier barraje puede ser fácilmente aislado

5. Cualquier interruptor puede ser fácilmente

aislado

6. Fallas en el barraje no interrumpen ningún

circuito7. Solo hay salida de circuitos en el caso de falla

en el interruptor

TABlA No. 2 CONFIGURACION DE SUBESTACIONES


5. BARRAJE DOBLE-

INTERRUPTOR

DOBLE

4. BARRAJE EN ANILLO


SIGUIENTE REGRESAR

COSTO DE PERDIDAS

Nivel de Tensión (KV): 13.2

Nª de fases (K): 3

Nª de cargas uniform distribuid. (n): 24

Factor de carga (Fc): 0.65

Constante eval. Factor de perdidas (C): 0.1

Costo del kWh de pérdidas (CkWh): 80

Costo equiv. Anual por kW de

pérdidas a demanda pico (Cdpico): 100000

Factor de capital de generación para

suministro de las perdidas (FCS): 1

Longitud del alimetador km (L): 5

Factor de perdidas (Fpp): 0.44525

Factor de distribución de la carga (FD): 0.354456

Valor presente del crecimiento estimado de la demanda (VPCD):

Nª años V. útil de la red (N): 15

Tasa de descuento considerada (r): 0.12

Tasa de inflación considerada (i): 0.1

Tasa de crecimiento de la tarifa (f): 0.1Tasa de aumento de la carga (años 1-3) 0.07Tasa de aumento de la carga (años 4 a 15) 0.03

Factor de Carga inicial del alimentador: 0.5

VPCD 4.192

CARACTERISTICAS DEL CONDUCTOR 4 ACSR 2 ACSR 1/0 ACSR 2/0 ACSR 3/0 ACSR 4/0 ACSR140 180 230 270 300 340

1.5969 1.0501 0.6959 0.5561 0.4493 0.3679COSTO DE CONDUCTOR (MILLONES $/KM): 2.4552 3.672 5.7024 6.966 9.3492 11.2212

TABLA No. 5 CONDUCTOR ECONOMICO


CORRIENTE MAXIMA:RESISTENCIA:

Caso n cargas uniformemente distribuidas a lo largo del alimentador

TABLA No. 5

DATOS DE ENTRADA CONDUCTOR ECONOMICO ALIMENTADORES NIVEL II

SIGUIENTE REGRESAR

INDICES

Costo de Inversión del Sistema (SI) ($/Kw): 100000Costo de la Energía (E) ($/kWH): 80Factor de Carga (FC): 0.485Constante (C): 0.25Factor de Pérdidas (Fp): 0.24Factor de Responsabiliodad en el Pico (FRP): 0.9

Carga Pico Anual Equivalente (p.u) (K2):

Nª de años del estudio (N): 15Tasa de Interes Efectiva (I): 0.1Tasa de Inflación 0.1Factor de Recuperación de Capital para n años (FRCn): 0.131Crecimiento de la Carga (%/año): 0.03(K2): 1.41FACTOR DE VALOR PRESENTE (FVPi): 7.61COSTO DE PERDIDAS SIN CARGA ($MILES/kW): 708.87COSTO DE PERDIDAS CON CARGA ($MILES/kW): 249.51

Tasa de Gastos Fijos (TGF): 0.081

CARACTERISTICAS DEL TRANSFORMADOR TRIFASICO

POTENCIA NOMINAL (kVA): 15 30 45 75 112.5 150PERDIDAS SIN CARGA Po (kW): 0.1 0.18 0.243 0.356 0.484 0.6PERDIDAS CON CARGA Pcu (kW): 0.38 0.66 0.905 1.365 1.879 2.37VALOR (MILES $): 2700 3060 3660 4550 5900 6880

TABLA No. 9 TRANSFORMADOR ECONOMICO


DATOS DE ENTRADA DE TRANSFORMADOR ECONOMICO - TRIFASICO

SIGUIENTE REGRESAR

CONDUCTOR ECONOMICO - AL-VALOR PRESENTE DEL COSTO TOTAL

CARGA 'PICO (A)

KVA 4 ACSR 2 ACSR 1/0 ACSR 2/0 ACSR 3/0 ACSR 4/0 ACSR

0 0 2.4552 3.6720 5.7024 6.9660 9.3492 11.22125 114 2.8218 3.9131 5.8622 7.0937 9.4524 11.3057

10 229 3.9217 4.6363 6.3415 7.4767 9.7618 11.559115 343 5.7548 5.8417 7.1403 8.1150 10.2776 11.981420 457 8.3211 7.5293 8.2586 9.0087 10.9996 12.572625 572 11.6206 9.6991 9.6965 10.1577 11.9280 13.332830 686 15.6534 12.3510 11.4539 11.5621 13.0626 14.261935 800 20.4195 15.4851 13.5309 13.2218 14.4036 15.359940 914 25.9187 19.1013 15.9274 15.1369 15.9508 16.626845 1,029 32.1512 23.1997 18.6434 17.3073 17.7044 18.062750 1,143 39.1169 27.7803 21.6789 19.7330 19.6643 19.667555 1,257 46.8159 32.8430 25.0340 22.4141 21.8304 21.441260 1,372 55.2481 38.3879 28.7086 25.3505 24.2029 23.383865 1,486 64.4136 44.4150 32.7027 28.5422 26.7817 25.495470 1,600 74.3122 50.9242 37.0164 31.9893 29.5667 27.775975 1,715 84.9441 57.9156 41.6496 35.6917 32.5581 30.225380 1,829 96.3093 65.3892 46.6023 39.6495 35.7558 32.843785 1,943 108.4077 73.3449 51.8746 43.8626 39.1597 35.630990 2,058 121.2393 81.7828 57.4663 48.3310 42.7700 38.587195 2,172 134.8041 90.7029 63.3776 53.0548 46.5866 41.7123100 2,286 149.1022 100.1051 69.6085 58.0339 50.6094 45.0063105 2,401 164.1335 109.9895 76.1589 63.2684 54.8386 48.4693110 2,515 179.8981 120.3560 83.0288 68.7582 59.2741 52.1012115 2,629 196.3958 131.2048 90.2182 74.5033 63.9159 55.9020120 2,743 213.6269 142.5357 97.7272 80.5038 68.7640 59.8717125 2,858 231.5911 154.3487 105.5557 86.7597 73.8183 64.0104130 2,972 250.2886 166.6439 113.7037 93.2708 79.0790 68.3180135 3,086 269.7193 179.4213 122.1713 100.0373 84.5460 72.7945140 3,201 289.8833 192.6809 130.9583 107.0592 90.2193 77.4400145 3,315 310.7805 206.4226 140.0650 114.3363 96.0989 82.2544150 3,429 332.4109 220.6465 149.4911 121.8689 102.1848 87.2377155 3,544 354.7746 235.3525 159.2368 129.6567 108.4770 92.3899160 3,658 377.8715 250.5407 169.3020 137.6999 114.9754 97.7111165 3,772 401.7016 266.2111 179.6867 145.9985 121.6802 103.2011170 3,887 426.2650 282.3636 190.3910 154.5523 128.5913 108.8601175 4,001 451.5616 298.9983 201.4148 163.3616 135.7087 114.6881180 4,115 477.5915 316.1152 212.7581 172.4261 143.0324 120.6849185 4,230 504.3545 333.7143 224.4210 181.7460 150.5624 126.8507190 4,344 531.8508 351.7955 236.4034 191.3213 158.2987 133.1854195 4,458 560.0804 370.3588 248.7053 201.1518 166.2413 139.6890200 4,572 589.0432 389.4044 261.3268 211.2378 174.3902 146.3616205 4,687 618.7392 408.9321 274.2678 221.5790 182.7454 153.2031210 4,801 649.1684 428.9419 287.5283 232.1756 191.3069 160.2135215 4,915 680.3309 449.4340 301.1083 243.0275 200.0747 167.3928220 5,030 712.2266 470.4082 315.0079 254.1348 209.0488 174.7411225 5,144 744.8556 491.8645 329.2270 265.4974 218.2292 182.2583230 5,258 778.2178 513.8031 343.7656 277.1154 227.6159 189.9444235 5,373 812.3132 536.2238 358.6238 288.9887 237.2089 197.7994240 5,487 847.1419 559.1266 373.8015 301.1173 247.0082 205.8234245 5,601 882.7038 582.5116 389.2987 313.5013 257.0138 214.0163250 5,716 918.9989 606.3788 405.1155 326.1406 267.2258 222.3781255 5,830 956.0273 630.7282 421.2518 339.0353 277.6440 230.9088260 5,944 993.7889 655.5597 437.7076 352.1853 288.2685 239.6085265 6,059 1,032.2837 680.8734 454.4829 365.5906 299.0993 248.4771270 6,173 1,071.5118 706.6692 471.5778 379.2513 310.1364 257.5146275 6,287 1,111.4731 732.9473 488.9922 393.1673 321.3798 266.7210280 6,401 1,152.1676 759.7074 506.7262 407.3386 332.8296 276.0964285 6,516 1,193.5954 786.9498 524.7796 421.7653 344.4856 285.6407290 6,630 1,235.7564 814.6743 543.1526 436.4474 356.3479 295.3539295 6,744 1,278.6506 842.8810 561.8452 451.3847 368.4165 305.2360300 6,859 1,322.2781 871.5698 580.8572 466.5774 380.6914 315.2871

TRANSFORMADOR ECONOMICO - TRIFASICOCAPITULO 4.DOC

INDICES

Costo de Inversión del Sistema (SI) ($/kw): 100000Costo de la Energía (E) ($/KWH): 80Factor de Carga (FC): 0.485Constante (C): 0.25Factor de Pérdidas (Fp): 0.24Factor de Responsabiliodad en el Pico (FRP): 0.9


Nª de años del estudio (N): 15Tasa de Interes Efectiva (I): 0.1Tasa de Inflación 0.1Factor de Recuperación de Capital para n años (FRCn): 0.131Crecimiento de la Carga (%/año): 0.03(K2): 1.41FACTOR DE VALOR PRESENTE (FVPi): 7.61COSTO DE PERDIDAS SIN CARGA ($MILES/KW): 708.87COSTO DE PERDIDAS CON CARGA ($MILES/KW): 249.51

Tasa de Gastos Fijos (TGF): 0.081

CARACTERISTICAS DEL TRANSFORMADOR TRIFASICO

POTENCIA NOMINAL (KVA): 15 30 45 75 112.5 150PERDIDAS SIN CARGA Po (kw): 0.1 0.18 0.243 0.356 0.484 0.6PERDIDAS CON CARGA Pcu (Kw): 0.38 0.66 0.905 1.365 1.879 2.37VALOR (MILES $): 2700 3060 3660 4550 5900 6880


GRAFICA No. 5 CONDUCTOR ECONOMICO

CONDUCTOR ECONOMICO 13,2 KV TRIFASICO 5 KMS

0

5

10

15

20

25

30

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400

CARGA AL FINAL DEL PERIODO (KVA)

CO

STO

($

MIL

LON

ES

) 4 ACSR

2 ACSR

1/0 ACSR

2/0 ACSR

3/0 ACSR

4/0 ACSR

4 21/0 2/0 4/0

REGRESAR


GRAFICA No. 6 TRANSFORMADOR ECONOMICOREGRESAR

TRANSFORMADOR ECONOMICO TRIFASICO - 15 años

0

5000

10000

15000

20000

25000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160CARGA FINAL DEL PERIODO (KVA)

CO

STO

($

MIL

ES

) 15 KVA

30 KVA

45 KVA

75 KVA

112,5 KVA

150 KVA

15 KVA 30 KVA45 KVA

75 KVA 112,5 KVA 150 KVA

CONDUCTOR RANGO (MVA) RANGO (MVA) RANGO (MVA)N= 9 1 Km N= 18 3 Km N= 24 5 Km

AL

4 0 - 0,68 0 - 0,4 0 - 0,3152 0,68 - 1,14 0,4 - 0,660 0,315 - 0,525

1 / 0 1,14 - 1,57 0,660 - 0,920 0,525 - 0,7202 / 0 1,57 - 2,00 0,920 - 1,19 0,720 - 0,9203 / 0 2,00 - 2,48 1,19 - 1,48 0,920 - 1,164 / 0 2,48 - 1,48 - 1,16 -

ACSR

4 0 - 0,760 0 - 0,450 0 - 0,3502 0,760 - 1,22 0,450 - 0,730 0,350 - 0,575

1 / 0 1,22 - 1,53 0,730 - 0,890 0,575 - 0,6902 / 0 1,53 - 2,40 0,890 - 1,44 0,690 - 1,143 / 0 N.A N.A N.A4 / 0 2,40 - 1,44 - 1.14

CU

4 0 - 1,79 0 - 1,09 0 - 0,8502 1,79 - 2,80 1,09 - 1,66 0,850 - 1,32

1 / 0 2,80 - 3,85 1,66 - 2,29 1,32 - 1,792 / 0 3,85 - 5,6 2,29 - 3,36 1,79 - 2,633 / 0 N.A N.A N.A4 / 0 5,6 - 3,36 - 2,63 -



RANGOS DE CONDUCTOR ECONOMICO EN NIVEL II

REGRESAR

CAPACIDAD RANGO CARGA FINAL RANGO CARGA FINALNOMINAL ECONOMICO 15 AÑOS ECONOMICO 8 AÑOS

kVA Kva (1) kVA kVA kVA

MONOFASICO15 0 - 19,5 19.5 0 - 21 2125 19,5 - 33 33 21 - 35,5 35.5

37.5 33 - 42,2 42.2 35,5 - 43,5 43.550 42,2 - 59 59 43,5 - 63 6375 59 - 91 91 63 - 95 95100 91 - 121 121 95 - 125 125

TRIFASICO15 0 - 18,5 18.5 0 - 20,5 20.530 18,5 - 35,5 35.5 20,5 - 36,5 36.545 35,5 - 54,5 54.5 36,5 - 58 5875 54,5 - 92 92 58 - 95,5 95.5

112.5 92 - 123,5 123.5 95,5 - 128 128150 123,5 - 197,6 197.6 128 - 204,8 204.8

(1) Aplicando sobrecargas, sin afectar la vida útil del transformador, de acuerdo con la Guía de Cargabilidad, Norma NTC 2482



RANGOS DE TRANSFORMADOR ECONOMICO

PERIODO DE ESTUDIO15 AÑOS 8 AÑOS

REGRESAR

CARGA

'PICO (A)

KVA 4 ACSR 2 ACSR 1/0 ACSR 2/0 ACSR 3/0 ACSR 4/0 ACSR

0 0 2.4552 3.6720 5.7024 6.9660 9.3492 11.2212

5 114 2.8218 3.9131 5.8622 7.0937 9.4524 11.3057

10 229 3.9217 4.6363 6.3415 7.4767 9.7618 11.5591

15 343 5.7548 5.8417 7.1403 8.1150 10.2776 11.9814

20 457 8.3211 7.5293 8.2586 9.0087 10.9996 12.5726

25 572 11.6206 9.6991 9.6965 10.1577 11.9280 13.3328

30 686 15.6534 12.3510 11.4539 11.5621 13.0626 14.2619

35 800 20.4195 15.4851 13.5309 13.2218 14.4036 15.3599

40 914 25.9187 19.1013 15.9274 15.1369 15.9508 16.6268

45 1,029 32.1512 23.1997 18.6434 17.3073 17.7044 18.0627

50 1,143 39.1169 27.7803 21.6789 19.7330 19.6643 19.6675

55 1,257 46.8159 32.8430 25.0340 22.4141 21.8304 21.4412

60 1,372 55.2481 38.3879 28.7086 25.3505 24.2029 23.3838

65 1,486 64.4136 44.4150 32.7027 28.5422 26.7817 25.4954

70 1,600 74.3122 50.9242 37.0164 31.9893 29.5667 27.7759

75 1,715 84.9441 57.9156 41.6496 35.6917 32.5581 30.2253

80 1,829 96.3093 65.3892 46.6023 39.6495 35.7558 32.8437

85 1,943 108.4077 73.3449 51.8746 43.8626 39.1597 35.6309

90 2,058 121.2393 81.7828 57.4663 48.3310 42.7700 38.5871

95 2,172 134.8041 90.7029 63.3776 53.0548 46.5866 41.7123

100 2,286 149.1022 100.1051 69.6085 58.0339 50.6094 45.0063

105 2,401 164.1335 109.9895 76.1589 63.2684 54.8386 48.4693

110 2,515 179.8981 120.3560 83.0288 68.7582 59.2741 52.1012

115 2,629 196.3958 131.2048 90.2182 74.5033 63.9159 55.9020

120 2,743 213.6269 142.5357 97.7272 80.5038 68.7640 59.8717

125 2,858 231.5911 154.3487 105.5557 86.7597 73.8183 64.0104

130 2,972 250.2886 166.6439 113.7037 93.2708 79.0790 68.3180

135 3,086 269.7193 179.4213 122.1713 100.0373 84.5460 72.7945

140 3,201 289.8833 192.6809 130.9583 107.0592 90.2193 77.4400

145 3,315 310.7805 206.4226 140.0650 114.3363 96.0989 82.2544

150 3,429 332.4109 220.6465 149.4911 121.8689 102.1848 87.2377

155 3,544 354.7746 235.3525 159.2368 129.6567 108.4770 92.3899

160 3,658 377.8715 250.5407 169.3020 137.6999 114.9754 97.7111

165 3,772 401.7016 266.2111 179.6867 145.9985 121.6802 103.2011

170 3,887 426.2650 282.3636 190.3910 154.5523 128.5913 108.8601

175 4,001 451.5616 298.9983 201.4148 163.3616 135.7087 114.6881

180 4,115 477.5915 316.1152 212.7581 172.4261 143.0324 120.6849

185 4,230 504.3545 333.7143 224.4210 181.7460 150.5624 126.8507

190 4,344 531.8508 351.7955 236.4034 191.3213 158.2987 133.1854

195 4,458 560.0804 370.3588 248.7053 201.1518 166.2413 139.6890

200 4,572 589.0432 389.4044 261.3268 211.2378 174.3902 146.3616

205 4,687 618.7392 408.9321 274.2678 221.5790 182.7454 153.2031

210 4,801 649.1684 428.9419 287.5283 232.1756 191.3069 160.2135

215 4,915 680.3309 449.4340 301.1083 243.0275 200.0747 167.3928

220 5,030 712.2266 470.4082 315.0079 254.1348 209.0488 174.7411

225 5,144 744.8556 491.8645 329.2270 265.4974 218.2292 182.2583

230 5,258 778.2178 513.8031 343.7656 277.1154 227.6159 189.9444

235 5,373 812.3132 536.2238 358.6238 288.9887 237.2089 197.7994

240 5,487 847.1419 559.1266 373.8015 301.1173 247.0082 205.8234

245 5,601 882.7038 582.5116 389.2987 313.5013 257.0138 214.0163

250 5,716 918.9989 606.3788 405.1155 326.1406 267.2258 222.3781

255 5,830 956.0273 630.7282 421.2518 339.0353 277.6440 230.9088

260 5,944 993.7889 655.5597 437.7076 352.1853 288.2685 239.6085

265 6,059 1,032.2837 680.8734 454.4829 365.5906 299.0993 248.4771

270 6,173 1,071.5118 706.6692 471.5778 379.2513 310.1364 257.5146

275 6,287 1,111.4731 732.9473 488.9922 393.1673 321.3798 266.7210

280 6,401 1,152.1676 759.7074 506.7262 407.3386 332.8296 276.0964

285 6,516 1,193.5954 786.9498 524.7796 421.7653 344.4856 285.6407

290 6,630 1,235.7564 814.6743 543.1526 436.4474 356.3479 295.3539

295 6,744 1,278.6506 842.8810 561.8452 451.3847 368.4165 305.2360

300 6,859 1,322.2781 871.5698 580.8572 466.5774 380.6914 315.2871


CONDUCTOR ECONOMICO-AL-VALOR PRESENTE DEL COSTO TOTAL


SIGUIENTE REGRESAR

CARGA (KVA) 15 KVA 30 KVA 45 KVA 75 KVA 112,5 KVA 150 KVA0 2196 2848 3556 4712 6230 74575 2276 2883 3578 4723 6237 746210 2517 2988 3641 4758 6259 747715 2917 3162 3747 4815 6294 750220 3478 3405 3896 4896 6343 753725 4199 3718 4086 5000 6406 758230 5081 4101 4320 5126 6484 763735 6123 4553 4595 5276 6576 770240 7325 5075 4913 5449 6681 777745 8687 5667 5274 5644 6801 786250 10209 6328 5677 5863 6935 795755 11892 7058 6122 6105 7083 806260 13735 7859 6610 6370 7245 817765 15738 8729 7140 6658 7421 830270 17902 9668 7712 6968 7611 843775 20226 10677 8327 7302 7815 858280 22710 11756 8985 7659 8034 873785 25354 12904 9684 8039 8266 890290 28158 14122 10426 8442 8513 907695 31123 15409 11211 8868 8773 9261100 34248 16766 12038 9317 9048 9456105 37534 18192 12907 9789 9337 9661110 40979 19688 13819 10284 9640 9876115 44585 21254 14773 10802 9957 10101120 48351 22890 15770 11344 10288 10336125 52278 24594 16809 11908 10633 10581130 56364 26369 17890 12495 10992 10836140 65019 30127 20180 13738 11753 11375150 74314 34163 22640 15074 12570 11955160 84250 38477 25269 16502 13443 12575170 94827 43070 28068 18021 14373 13234180 106045 47941 31037 19633 15359 13934190 117905 53090 34175 21337 16402 14674200 130405 58518 37483 23133 17501 15453210 143547 64224 40960 25022 18656 16273220 157329 70209 44608 27002 19868 17133230 171753 76472 48424 29074 21135 18032240 186817 83013 52411 31239 22460 18972250 202523 89832 56567 33496 23840 19951260 218869 96930 60892 35844 25277 20971270 235857 104306 65388 38285 26771 22030280 253486 111961 70053 40818 28320 23130290 271756 119894 74887 43443 29926 24269300 290666 128105 79891 46160 31589 25449


CAPACIDAD DEL TRANSFORMADOR TRIFASICO


COSTO FINAL DEL TRANSFORMADOR

SIGUIENTE REGRESAR

CONDUCTOR RANGO (MVA) RANGO (MVA) RANGO (MVA)N= 9 1 Km N= 18 3 Km N= 24 5 Km

AL

4 0 - 0,68 0 - 0,4 0 - 0,3152 0,68 - 1,14 0,4 - 0,660 0,315 - 0,525

1 / 0 1,14 - 1,57 0,660 - 0,920 0,525 - 0,7202 / 0 1,57 - 2,00 0,920 - 1,19 0,720 - 0,9203 / 0 2,00 - 2,48 1,19 - 1,48 0,920 - 1,164 / 0 2,48 - 1,48 - 1,16 -

ACSR

4 0 - 0,760 0 - 0,450 0 - 0,3502 0,760 - 1,22 0,450 - 0,730 0,350 - 0,575

1 / 0 1,22 - 1,53 0,730 - 0,890 0,575 - 0,6902 / 0 1,53 - 2,40 0,890 - 1,44 0,690 - 1,143 / 0 N.A N.A N.A4 / 0 2,40 - 1,44 - 1.14

CU

4 0 - 1,79 0 - 1,09 0 - 0,8502 1,79 - 2,80 1,09 - 1,66 0,850 - 1,32

1 / 0 2,80 - 3,85 1,66 - 2,29 1,32 - 1,792 / 0 3,85 - 5,6 2,29 - 3,36 1,79 - 2,633 / 0 N.A N.A N.A4 / 0 5,6 - 3,36 - 2,63 -

RANGOS DE CONDUCTOR ECONOMICO EN MEDIA TENSION


REGRESAR


Nª años V. útil de la red (N): 15Tasa de descuento considerada (r): 0.12Tasa de inflación considerada (i): 0.1Tasa de crecimiento de la tarifa (f): 0.1Tasa de aumento de la carga (años 1-3) 0.07Tasa de aumento de la carga (años 4 a 15) 0.03% de la carga final correspondiente al periodo cero 0.5

PERIODO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Factor de creciemiento de la demanda 0.89 0.80 0.71 0.64 0.57 0.51 0.45 0.40 0.36 0.32 0.29 0.26 0.23 0.20 0.18% de la carga final correspondiente al periodo 0.54 0.57 0.61 0.56 0.58 0.60 0.61 0.63 0.65 0.67 0.69 0.71 0.73 0.76 0.78Producto 0.48 0.46 0.44 0.36 0.33 0.30 0.28 0.26 0.24 0.22 0.20 0.18 0.17 0.15 0.14



4.192


CALCULO DEL VALOR PRESENTE DE CRECIMIENTO EN CONDUCTORES

SIGUIENTE

REGRESAR


Nª de años del estudio (N): 15Tasa de Interes Efectiva (I): 0.1Tasa de Inflación 0.1Factor de Recuperación de Capital para n años (FRCn): 0.131Crecimiento de la Carga (%/año): 0.03Carga inicial del trafo (p.u) 1

PERIODO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10Carga en p.u para el año i (Ki): 1.00 1.03 1.06 1.09 1.13 1.16 1.19 1.23 1.27 1.30Factor de Valor Presente (FVPi): 0.91 0.83 0.75 0.68 0.62 0.56 0.51 0.47 0.42 0.39Producto (Ki2*FVPi): 0.91 0.88 0.85 0.82 0.79 0.76 0.73 0.71 0.68 0.66(K2): 1.02K2 AJUSTADO 1.02FACTOR DE VALOR PRESENTE (FVPN): 6.14


CALCULO DEL VALOR PRESENTE DE CRECIMIENTO EN TRANSFORMADORES

TABLA No. 8 TRANSFORMADOR ECONOMICOSIGUIENTE REGRESAR


CAPITULO V

REVISIÓN 00

FECHA 12-02-02

CRITERIOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS

Pág. i de ii

TABLA DE CONTENIDO

5. CRITERIOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS 1

5.1 GENERALIDADES 1

5.2 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN EN LA EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA 3

5.3 CÁLCULO DE COSTOS: 4

5.4 COSTOS DE INVERSIÓN 4

5.5 AJUSTE POR PRECIOS SOMBRA 4

5.6 AJUSTE SOBRE LAS DIVISAS 5

5.7 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 6

5.8 CALCULO DE BENEFICIOS 6

5.9 BENEFICIO POR AUMENTO EN LA DEMANDA. 6

5.10 BENEFICIO POR REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS 6

5.11 BENEFICIOS EN LA REDUCCIÓN DEL NIVEL DE FALLAS 8

5.12 BENEFICIOS EN MEJORAS EN LA REGULACIÓN DE TENSIÓN 9

5.13 BENEFICIO POR REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS. 9

5.14 ANÁLISIS DISTRIBUTIVO 10

5.15 DISTRIBUCIÓN DE LOS COSTOS ENTRE LOS SECTORES 10

5.16 DISTRIBUCIÓN DE LOS BENEFICIOS 11

5.17 EVALUACIÓN FINANCIERA 12

5.18 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD 14

5.19 DEFINICIÓN DE LA ALTERNATIVA 14


CAPITULO V

REVISIÓN 00

FECHA 12-02-02


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5. CRITERIOS ECONÓMICOS Y FINANCIEROS

5.1 GENERALIDADES La toma de decisiones para la expansión de los sistemas eléctricos de distribución, está limitada por la viabilidad económica de los proyectos propuestos dentro del proceso de planificación de la red y sus componentes. En un escenario global de desarrollo, que busca la mejora en el modus vivendi de las poblaciones, la decisión de emprender un proyecto de inversión debe obedecer a los rendimientos que representan su ejecución para la sociedad. Sin embargo, en el actual estado de gestión, que orienta los criterios de inversión a resultados positivos en términos financieros (precios de mercado), hace que las empresas estatales o privadas definan la ejecución de los planes de inversión, a rentabilidad y recuperación de la inversión en términos reales. Sin embargo, en muchas ocasiones y por conveniencias sociales, se deben emprender proyectos que desde el punto de vista financiero no son viables para las empresas, y por lo tanto representan inversiones que satisfacen necesidades de sectores socioeconómicos bajos, beneficiándose la economía en general. El desarrollo de esta clase de proyectos obedece a políticas gubernamentales y en ocasiones a exigencias de organismos internacionales de financiamiento y de asistencia humanitaria. En el presente capitulo la utilización del concepto “económico”, se aplicará en su mayor ámbito para hacer referencia al análisis propiamente financiero, donde se valora el impacto económico de los diferentes proyectos, que se formulan en desarrollo de la planificación de los sistemas eléctricos de distribución. Es así como se presentarán los conceptos y criterios que le permiten evaluar a las empresas distribuidoras y comercializadoras de energía eléctrica, la conveniencia o no de realizar un proyecto. La evaluación financiera implica la construcción de un flujo neto de caja, en el que se registran de manera detallada todos los ingresos y egresos que este puede generar. Para calcular los diferentes indicadores de rentabilidad que determinan la viabilidad financiera de un proyecto (TIR, VPN, etc.), se le aplica al flujo de caja una tasa de descuento. En general un proyecto es financieramente viable siempre que el flujo de beneficios sea mayor al flujo de costos generado. De esta manera los inversionistas privados guiados bajo el principio de maximización de beneficios podrá considerar como aceptable solo aquellas alternativas que generen beneficios netos positivos


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La evaluación financiera está estrechamente relacionada con los demás componentes de formulación y preparación de un proyecto. Es así como se tiene un vinculo con los aspectos de mercado: estimación y proyección de la demanda, análisis de oferta, tarifas, etc.; con los aspectos técnicos: tamaño, localización, especificaciones de los equipos y tecnologías seleccionadas.; con los aspectos administrativos estructura administrativa y legal; con los aspectos ambientales: Diagnóstico ambiental, plan de manejo, medidas de mitigación. Todos los aspectos mencionados permiten obtener para el proyecto los flujos de costos de inversión, de operación, mantenimiento y los respectivos ingresos de operación. En la Figura. No. 1 se describe un diagrama de bloques, que representa en forma general los diferentes aspectos que intervienen en la evaluación de proyectos eléctricos de distribución.

Figura No. 1 Diagrama de Bloques para la evaluación de proyectos eléctricos.

Antes de iniciar la evaluación financiera de un proyecto, es necesario que la formulación del mismo sea clara referente a:

Evaluación de Proyectos

Evaluación Técnica

Proyecto Ambiental sostenible

Evaluación ambiental

Mercado

Evaluación Social Efecto Distributivo

Alternativas de financiación

Opciones Financieras Derivados

Evaluación Económica

Resultados Atributos


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INGRESOS

• Por venta de energía generada • Por suministro de energía a terceros • Por reducción de pérdidas no técnicas de energía. • Por reducción de pérdidas técnicas. • Por reducción de fallas. • Por reducción de racionamiento programado. • Por reducción de costos de inversión y operación. • Por subsidios pagados por el Estado a las empresas.

EGRESOS

• Costos de inversión • Costos de producción • Costos de Administración • Costos financieros • Costos de ventas • Costos ambientales • Costos de racionamiento • Impuestos y contribuciones

Con los anteriores parámetros se espera establecer una evaluación adecuada de los diferentes proyectos, representando la base para la obtención de los diferentes indicadores financieros que determinan la rentabilidad de los proyectos. Una vez obtenidos estos indicadores pueden someterse a un análisis de sensibilidad con el fin de averiguar el comportamiento ante cambios en los parámetros que influyen en el desarrollo del proyecto. Los principales atributos de rentabilidad tomados en cuenta para la evaluación financiera son:

• Tasa interna de retorno (TIR) del proyecto. • Valor presente neto (VPN). • Relación beneficio – costo (B/C)

5.2 RECOPILACIÓN DE LA INFORMACIÓN EN LA EVALUACIÓN SOCIOECONÓMICA Los datos básicos a obtener entre otros son: Costos de materiales y mano de obra, subsidio e impuestos, costos de los imprevistos, tarifa de compra y venta, demanda cubierta con cada proyecto, ahorro en pérdidas, factores de conversión de precios de mercado a precios de cuenta y tasa de descuento.


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5.3 CÁLCULO DE COSTOS: Tiene en cuenta los costos de inversión, operación, administración y mantenimiento incurridos durante la vida útil del proyecto. 5.4 COSTOS DE INVERSIÓN Deben calcularse a precios constante del año base del proyecto, en el cual se realiza la primera inversión, y su cálculo se desagrega durante la vida útil en:

• Mano de obra calificada • Mano de obra no calificada • Materiales y equipos comercializables • Materiales y equipos no comercializables • Imprevistos • Impuestos.

Por mano de obra no calificada se entiendo como el personal utilizado que no requiere más de un mes de entrenamiento. Los materiales y equipos comercializables son aquellos que pueden venderse o comprarse en el comercio exterior a precios competitivos. En el caso de los imprevistos deben repartirse en cada una de las categorías. Una de las formas es con base en la experiencia obtenida de otros contratos similares. Otro criterio a aplicar puede ser ponderando cada categoría de acuerdo con el costo que representa dentro del total. Los costos no deben incluir aranceles ni impuestos al no representar estos últimos gastos reales a la economía, sino únicamente transferencias. El valor de los impuestos, como de los aranceles, debe presentarse por separado, ya que es importante medir estos valores en el análisis distributivo. 5.5 AJUSTE POR PRECIOS SOMBRA Los precios de mercado o los costos de oportunidad de cada inversionista en los cuales se apoya la evaluación financiera, no expresan necesariamente las oportunidades socioeconómicas de toda la colectividad, por este motivo cuando se adelanta un análisis del tipo evaluación económica y social, dichos precios deben ser revisados mediante los llamados precios sombra. La idea es identificar aquellos proyectos que más contribuyen a la maximización de la utilidad social, es decir, el bienestar social. Una función de estas características se expresa en forma general de la siguiente manera:


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U = f(C,D,S,R,O) La utilidad total de la sociedad (U) es una función del consumo nacional (C), del flujo neto de divisas (D), del ahorro nacional (S), de la redistribución del ingreso hacia los grupos menos privilegiados (R ), y del ocio (O). Para realizar estos ajustes se multiplican los beneficios y costos ya calculados por factores de conversión que esencialmente representan la relación entre los valores económicos o precios sombra y los precios del mercado. 5.6 AJUSTE SOBRE LAS DIVISAS El flujo de fondos de un proyecto, se halla distorsionado generalmente por la persistente sobrevaloración de la moneda nacional, originada por la resistencia del gobierno a devaluar a la tasa adecuada. Esta distorsión hace que el valor de la divisa aparezca subestimado por la tasa oficial de cambio y que la sociedad esté dispuesta a pagar una cantidad superior al precio oficial para obtener la divisa. Lo anterior, determina que los beneficios derivados por el ahorro de divisas deben ser incrementados por un factor è que se define de la siguiente manera:

(1 + è) = TCS TCO TCS Tasa de cambio sombra o valor económico de la divisa en términos de la moneda nacional TCO Tasa de cambio oficial. Busca corregir la sobrevaloración asignada a la mano de obra no calificada. Se calcula utilizando los salarios del mercado sin tener en cuenta que éstos sean superiores al valor de oportunidad. El valor de ajuste (que en este caso resulta negativo) llamado ó es generalmente menor que 1 en condiciones de pleno empleo.

(1 + ó) = SSNC SNC SSNC Salario sombra de la mano de obra no calificada SNC Salario del mercado de la mano de obra no calificada


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Ajuste por la mano de obra calificada En contraste con el anterior tipo de mano de obra, la calificada recibe un salario inferior al valor de su producto marginal (o costo de oportunidad). El factor de calcula como:

(1 +â) = SSC SC SSC Salario sombra de la mano de obra calificada SC Salario del mercado de la mano de obra calificada. 5.7 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Se desagregan en los mismo rubros que los costos de inversión para cada año de vida útil del proyecto. Los flujos se determinan calculando la diferencia de los costos de operación y mantenimiento con y sin proyecto. En el caso en que el proyecto reduzca los costos de operación y mantenimiento, esto se considera como otro beneficio. Al igual que en el caso para los costos de inversión, los costos de operación y mantenimiento deben ajustarse por los mismos valores de precios sombra. 5.8 CALCULO DE BENEFICIOS Se debe identificar el tipo de proyecto y el impacto sobre la comunidad. Los proyectos pueden separarse en dos grupos fundamentales. En primer lugar, aquellos que aumentan el producto y por lo tanto, la disponibilidad en los bienes para el consumo de la economía como un todo, tales como los proyectos de generación y expansión en transmisión y distribución. Existen otros cuya finalidad es la liberación de recursos y no un aumento neto en el producto para el consumo. Ejemplo de estos son los proyectos de reducción de pérdidas. 5.9 BENEFICIO POR AUMENTO EN LA DEMANDA. La forma de calcular estos beneficios es determinando el racionamiento evitado al hacer el proyecto y multiplicándolo por el costo económico de racionamiento de energía. 5.10 BENEFICIO POR REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS El cálculo de las pérdidas técnicas debe hacerse siguiendo una metodología acorde con los criterios técnicos definidos. Los beneficios están en la liberación de insumos para el resto de la economía. Estos beneficios se encuentran tanto en la reducción de pérdidas físicas, como en los costos de operación y mantenimiento.


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La reducción de estas pérdidas se determina el hacer la diferencia de las pérdidas técnicas consumidas por los casos “con proyecto” y “sin proyecto” durante la vida útil. Los ahorros por reducción de pérdidas técnicas calculadas en unidades físicas (kWh, kW), deben valorarse en términos económicos utilizando para ello el costo marginal de largo plazo, tanto en energía como en potencia

BRPT = CMLPDE x AE + CMLPDP x AP Donde: BRPT Beneficio por reducción de pérdidas técnicas CMPLDE Costo marginal de largo plazo de distribución de energía CMPLDP Costo marginal de largo plazo de distribución potencia AE Ahorro en energía AP Ahorro en potencia Si la reducción de pérdidas técnicas se está calculando solamente en términos de energía (kWh) se puede determinar un costo equivalente de energía y potencia, CMPLDE de la siguiente forma:

CMLPD*E = CMLPDE + CMLPDP

8760x FC

Donde: FC Factor de carga anual Si no se conoce la reducción en potencia, es posible estimarlo a partir de los ahorros de energía así:

AP = AE

760 X FPer

Donde: Fper Factor de pérdidas El factor de pérdidas es el porcentaje de tiempo que requeriría la carga pico para producir las mismas pérdidas de energía que las producidas por el ciclo real de carga durante un mismo período de tiempo. Este factor sólo de aplica a las pérdidas bajo carga, es decir, aquellas que varían cuadráticamente con la carga.


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Por definición

FC2 < Fper<FC FC es el factor de carga El factor de pérdidas se puede calcular alternativamente como:

Fper = K � (Demandas horarias (p.u.))² .

(Número de horas)(Demanda pico(p.u))²

K es una constante que depende de las características del Sistema Eléctrico El segundo término es análogo a un factor de carga determinado a partir de una curva que es igual al cuadrado de la curva de carga del sistema bajo análisis. Para aplicar la ecuación anterior se requiere conocer la curva de carga del sistema (puede ser v.g. un alimentador) y el factor K, factores que se evalúan o calculan a través de mediciones en el sistema. También se pueden establecer otras relaciones entre el factor de pérdidas y el factor de carga, algunas empíricas, tal como:

Fper = kFC + (1-k) FC²

Donde k debe estimarse de mediciones realizadas en el sistema eléctrico. 5.11 BENEFICIOS EN LA REDUCCIÓN DEL NIVEL DE FALLAS Debe calcularse la cantidad de energía que consumirán los usuarios por la disminución de cortes de energía a causa del proyecto. Para calcular el nivel de fallas con y sin proyecto, se deben tomar datos de obras que reúnen las mismas características físicas (postes de madera o concreto, conductor, etc) o de ubicación (urbanos-rurales, aéreos-subterráneos, etc.) Se comparan el tiempo que dura fuera de servicio un circuito antiguo y uno nuevo, a esta diferencia de tiempo se le multiplica por la carga del circuito para determinar los kWh que se van a ofrecer nuevamente al realizar el proyecto. Al determinar los kWh para su valoración se debe multiplicar por el valor de los costos de falla para cada grupo de ingreso y el factor de efectividad que considera la parte de la energía que el usuario recupera después de la falla.


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5.12 BENEFICIOS EN MEJORAS EN LA REGULACIÓN DE TENSIÓN Estos se pueden percibir por el aumento en el consumo de energía por parte de los usuarios, atribuible a las mejoras y por el aumento en la vida útil de equipos y aparatos eléctricos. Para calcular estos beneficios se procede de la siguiente manera, para cada uno de los años de vida útil del proyecto.

• Determinar el número de conexiones que presentan problemas de regulación de tensión en el área del proyecto desagregadas por sectores de consumo y si es posible por nivel de ingreso.

• Determinar el consumo promedio anual de estas conexiones y la tarifa que corresponde al

consumo marginal de cada uno, la cual indica el precio por kWh asociado al último bloque de kWh que el usuario consume. No incluye el cargo fijo y no considera los precios inferiores de los bloques iniciales.

• Determinar el consumo promedio anual de las conexiones que no tienen problema de tensión.

• Calcular una curva lineal de demanda para cada clase de conexión con y sin el proyecto.

• Calcular el beneficio al grupo de la mejora en regulación de tensión.

• Calcular el costo de suministrar mas energía. Se calcula multiplicando el costo marginal al

nivel de tensión de la conexión por el incremento de energía ofrecida.

• Calcular el beneficio social neto de la mejora con la regulación de tensión. Dicho beneficio es igual al beneficio al grupo menos el costo de ofrecerlo.

5.13 BENEFICIO POR REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS. Estos beneficios se perciben al conectar legalmente a los usuarios que consumen con acometida directa o con el contador descalibrado. Al quedar legalmente conectados, los usuarios experimentan aumento en la tarifa presentando disminución en el consumo. Las inversiones típicas para reducción de pérdidas no técnicas son:

• Instalación de medidores • Normalización de acometidas • Equipos para calibración de medidas • Equipos de computo para facturación.

El beneficio económico por reducción de las pérdidas no técnicas se divide en dos componentes:


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• Reducción del componente técnico. Se cuantifica multiplicando la reducción en energía y en potencia, por el costo marginal del kWh o del kW, a nivel de tensión de la acometida.

• Ahorro neto en el consumo por el cobro del servicio al usuario.

El beneficio por la disminución de pérdidas no técnicas, es el ahorro neto de la reducción de consumo debida al cobro de una tarifa al usuario. 5.14 ANÁLISIS DISTRIBUTIVO Una vez calculado el volumen total de costos y beneficios se entra a determinar qué sector de la sociedad incurre con los costos y quiénes son los beneficiarios del proyecto. En los proyectos se distinguen los siguientes grupos:

• Sector Privado o Bajos ingresos (mano de obra no calificada) o Ingresos medios (mano de obra calificada) o El resto (exportador – importador)

• Sector Público.

o Gobierno central o Empresa generadora o Empresa mayorista o Empresa distribuidora

En este análisis se incluyen los flujos tanto económicos, como financieros atribuibles al proyecto. 5.15 DISTRIBUCIÓN DE LOS COSTOS ENTRE LOS SECTORES El costo de inversión, operación y mantenimiento sin ajuste por precio sombra y con impuesto incluido se le asigna a la empresa ejecutora del proyecto. Los impuestos subsidios y aranceles en general con valores que percibe el gobierno nacional, luego son un beneficio para éste. Para los ajustes por precio sombra se le asigna la diferencia entre el costo financiero y el económico al grupo respectivo. Así el efecto sobre el sector de bajos ingresos será:

Inversión en mano de obra no calificada x (1 – ó) Donde ó es el Factor de corrección mano de obra no calificada. Si se ha usado factores de corrección para otros ítems se procede de igual manera.


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5.16 DISTRIBUCIÓN DE LOS BENEFICIOS En general los beneficios por los proyectos afectan a las empresas involucradas en el proceso de prestación del servicio de energía eléctrica en razón a: • Mayores ventas a los usuarios (se valora a tarifas reales) • Menores compras en bloque (se valora a tarifas reales) • Ahorro en costos de prestación del servicio. Estos se valoran con los costos marginales por cada

nivel. Adicionalmente los ajustes afectan al Gobierno (impuestos) y al sector privado (mano de obra no calificada y divisas). Por otra parte, la disminución en el excedente del consumo es una pérdida para el sector de usuarios respectivo. Una vez definidos los flujos con cada uno de los costos y beneficios desagregados en sus insumos, se totaliza y se obtiene una serie de indicadores que determinan quien paga el proyecto y los beneficios directos. Con base en el flujo de caja que resulte de los beneficios y costos antes descritos, se calculan los indicadores económicos valor presente neto (VPN), relación beneficio-costo (B/C) y tasa interna de retorno (TIR) Los criterios para seleccionar la alternativa desde el punto de vista económico son:

VPN < 0 B/C < 1 TIR > Tasa de descuento

De igual forma, para escoger entre varias alternativas se utiliza el VPN como parámetro de comparación.


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5.17 EVALUACIÓN FINANCIERA Permite determinar la conveniencia para la empresa desde el punto de vista estrictamente financiero, de realizar o no el proyecto. Por ello en este tipo de evaluación la valoración de costos y beneficios se hace utilizando los precios de mercado establecidos para cada proyecto en particular. La metodología a aplicar, es similar en su primera parte a la utilizada para la evaluación socioeconómica, teniendo en cuenta los siguientes aspectos: • Para los costos de inversión, de operación y mantenimiento no se hacen los ajustes por precio

sombra. • Se deben incluir en los costos de inversión los subsidios, impuestos y aranceles. • La valoración de los beneficios por reducción de pérdidas técnicas debe hacerse utilizando la tarifa

de compra de la empresa. • En caso de utilización de créditos para la financiación del proyecto, se incluirán los gastos

financieros durante toda su vida útil, utilizando precios constantes del año base. • Para el cálculo de beneficios en proyectos de reducción de pérdidas no técnicas, se deberá tener

en cuenta el ingreso adicional que recibe la empresa al legalizar y facturar un servicio que antes era ilegal. Los beneficios serán valuados a la tarifa real que se cobra año a año a precios constantes.

• Se calculan los mismos indicadores que en la evaluación económica con los siguientes criterios:

VPN < 0 B/C < 1 TIR > Tasa de rentabilidad promedio nacional

Adicionalmente a la metodología generalmente aceptada se incluye el impacto que un proyecto o paquete de proyectos tiene sobre el total de la empresa. Para esto es necesario que la información a tener en cuenta sea amplia y que la Oficina de Planeación tenga una visión más amplia de las diferentes políticas de la Gerencia en cuanto a inversiones, gastos, reparto de utilidades, etc. Y el conocimiento de la protección de estados financieros. Se parte de los Estados de Pérdidas y Ganancias y Balance General reales del año base para que por medio de los criterios de proyección para cada una de las cuentas de los estados financieros se procede a calcular los estos de Pérdidas y Ganancias, Balance General y Flujo de Caja y las Razones Financieras para cada uno de los años a proyectar y así encontrar la estructura financiera de la empresa.


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Se deben proyectar año a año las siguientes cuentas: • Ventas: El ingreso operacional se encuentra a partir de los datos estimados de la proyección de

demanda y de tarifas o multiplicando una tarifa proyectada promedio a precios corrientes con el total de la demanda.

• Gastos: Se deben proyectar los gastos por compra de energía, el cual se calcula para cada año

multiplicando la proyección de la tarifa de compra a precios corrientes por el número de kilovatios comprados

Para los gastos de generación, gastos de distribución, gastos de subtransmisión, gastos de facturación, otros gastos, la proyección tiene en cuenta el valor que tiene en el año base y se multiplica por el índice de inflación para proyectarlo.

Adicionalmente se pueden sumar los costos por estos conceptos que pueden generar los nuevos proyectos.

Un rubro que dentro de los gastos representan un porcentaje alto, son los gastos administrativos, los cuales para su cálculo deben considerar los acuerdos sindicales, las políticas de aumento de personal, los factores prestacionales, etc.

Otro gasto que se tiene en cuenta es la depreciación la cual asume el costo histórico del bien, y se reconoce su deterioro durante la vida útil del mismo. Se toma el porcentaje de depreciación que lleva la empresa, se le aplica al total de activos la tasa de depreciación.

Al considerar el total de ingresos menos el total de gastos se encuentra la utilidad operacional, la cual se verá afectada por otros ingresos y por otros egresos. Para encontrar la utilidad el ejercicio se deben restar los gastos financieros, los cuales van asociados a la tasa de interés que se paga por créditos ya establecidos, y por los nuevos intereses que se pagarán si en los flujos de caja proyectados se detecta que la empresa requiere para su funcionamiento recursos de crédito de entidades financieras. Las utilidades del ejercicio forman parte del balance general en el rubro de utilidades retenidas. Además en este estado deben proyectarse el valor de los activos, caja y bancos, inversiones, cuentas por cobrar, inventarios, cuentas por pagar corto y largo plazo; el patrimonio el cual considera el capital suscrito y pagado, las reservas, etc. También se debe proyectar un flujo de caja para mirar las necesidades de capital para adelantar las obras de inversión y para el pago de los gastos. Adicionalmente se deben calcular alguno índices financieros como:


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• Razones d liquidez • Razones de solvencia • Razones de endeudamiento. Estos indicadores pueden servir como criterios de la viabilidad o postergación de los diferentes proyectos de inversión. 5.18 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD Consiste en observar el impacto que cada una de las variables relevantes del proyecto tiene sobre el VPN total. Estas variables se modifican dentro de rangos determinados para establecer su incidencia. Los cambios en el resultado se ordenan para cada una de las alternativas, junto con la variación del correspondiente factor, con el objeto de encontrar los factores sobre los cuales recae o depende más el proyecto e influyen en la toma de una decisión. Los factores típicos a considerar, cuyos valores deben tener un suficiente grado de certeza son: • Tasa de descuento, costos de racionamiento, factor de conversión de la mano de obra no

calificada, factor de conversión de la divisa, tarifa marginal, costos increméntales, elasticidades de la demanda respecto a la tarifa, costos de inversión, costos de operación y mantenimiento.

5.19 DEFINICIÓN DE LA ALTERNATIVA

Una vez se hayan realizado los análisis de sensibilidad y se tengan las evaluaciones socioeconómicas y financieras correspondientes a cada alternativa del proyecto, se procede a su jerarquización y con base en esta se hace la selección definitiva. En el evento de que las alternativas no hubieran demostrado su viabilidad económica o que en los análisis de sensibilidad se evidenció un alto riesgo de no ser rentables.

REGRESAR


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ASPECTOS REGULATORIOS

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TABLA DE CONTENIDO

6 ASPECTOS REGULATORIOS 1

6.1 GENERALIDADES 1

6.2 FUNCIONES DE LA CREG 6

6.3 PROPÓSITO DEL CÓDIGO 7

6.4 OBJETIVOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN 9


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6 ASPECTOS REGULATORIOS 6.1 GENERALIDADES En el nuevo esquema mundial del sector público en materia de servicios, marcado por un modelo económico y político de liberalización de actividades, Colombia inició, con la expedición de la Constitución de 1991 primero, y más adelante con las leyes 142 y 143 e 1994, una etapa de privatización de sectores prestadores de servicios públicos, con la transferencia de las actividades al libre ejercicio por parte de los particulares, que en el pasado eran manejados dentro del concepto de estado-benefactor, más con criterios sociales y políticos, que con los de eficiencia y rentabilidad que correspondían. La Constitución creó una clase especial de servicios públicos denominados “domiciliarios” que en esencia pueden ser prestados por el estado o por particulares, con un punto de llegada al usuario y destinado a satisfacer necesidades básicas y concretas. De esta forma, el monopolio estatal en sectores como el de la electricidad o energía, catalogados dentro de un nuevo esquema de prestación de servicios públicos domiciliarios, entran a ser concebidos con criterios de eficiencia y rentabilidad, mediante el desmonte del monopolio estatal y de la forma de intervención del Estado. Para lograr lo anterior, efectúa el rediseño de los agentes prestadores del servicio, permitiendo el libre ejercicio dentro de un marco de igualdad entre las empresas oficiales o privadas. Este carácter se refleja claramente en la ley, al disponer que independientemente de su objeto social, todas las personas jurídicas están facultadas para hacer inversiones en las empresas de servicios públicos. La importancia de haber separado las funciones de prestación y de regulación del servicio en las Entidades estatales, que en obedecimiento de la Constitución contemplaron las leyes 142 y 143 de 1994, cambia el concepto de participación estatal en la actividad eléctrica que desde la reforma administrativa de 1968 se venía aplicando, para hacerla más integral, objetiva y con una finalidades económicas basadas en la eficiencia y en la desmonopolización del sector. Las actividades de planificación, regulación, control y vigilancia ejercidas conjuntamente con la de prestador del servicio, después de la disposición constitucional y legal, se independizan y se transforman junto con los organismos que venían cumpliéndolas. Un nuevo marco jurídico con la ley 143 de 1994, en armonía con lo previsto en la ley 142 del mismo año, se da para la regulación del sector eléctrico, que pasa a transformar las entidades públicas que en el pasado cumplían ciertas funciones similares de carácter técnico, en nuevas entidades descentralizadas encargadas de regular, tarifar, planificar, coordinar la expansión y concurrencia del sector, dentro de un concepto económico de mercado, rentabilidad empresarial y eficiencia del


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servicio en cuanto a la calidad y oportunidad, bajo un nuevo marco jurídico de Derecho Económico, y ya no el del tradicional Derecho Administrativo.

Para este nuevo esquema un organismo de planificación de indicadores como la UPME (Unidad de Planeación Minero Energética), se organiza en forma independiente con personería jurídica y financiación de empresas estatales, apoyado por un cuerpo consultivo conformado por las empresas prestadoras de servicios públicos del sector y los usuarios. Como organismo regulador de esta actividad se trasladan las funciones de la Comisión de Tarifas y de la Comisión Nacional de Energía a la Comisión de Regulación de Energía y Gas, CREG, adscrita al Ministerio de Minas y Energía, con el objetivo básico de asegurar una adecuada prestación del servicio en beneficio del usuario. Expresamente le confiere para el logro de este objetivo, la facultad de promover la competencia y crear y preservar las condiciones que la hagan posible, para lo cual tiene facultades de dictar normas generales de carácter regulatorio. Dentro de las funciones generales le atribuyó, además de las de fijar tarifas, de acuerdo con un nuevo esquema, las de promover y preservar la competencia en el sector eléctrico capaz de abastecer la demanda, para lo cual le impuso la tarea de crear las condiciones para la liberación gradual del mercado hacia la libre competencia y de esta manera asegurar la disponibilidad energética, además de ser juez de las controversias sobre acuerdos operativos y comerciales en el sector. Como complemento de los anteriores agentes estatales, la Constitución de 1991 otorgó al Presidente de la República la facultad de ejercer la inspección, control y vigilancia, a través de un organismo de rango constitucional, como la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios (SSPD), adscrita al Ministerio de Desarrollo, entidad de carácter técnico, con personería jurídica y con autonomía administrativa y patrimonial, dotada con plena autonomía de criterio, al cumplir las funciones derivadas de la Constitución y las asignadas por la ley. A la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios, la ley le dio la competencia para evaluar la gestión financiera, técnica y administrativa de las Empresas de Servicios Públicos, de acuerdo con los indicadores definidos por la CREG, además, establecer sistemas uniformes de información y contabilidad, y finalmente imponer las sanciones de amonestación o multas a los infractores. El presupuesto necesario para atender el funcionamiento de la SSPD, quedó a cargo de las contribuciones económicas, no superiores al 1% del valor de los gastos de funcionamiento mensual, que deben hacer las empresas de Servicios Públicos sometidas al control y vigilancia de ésta. De todas maneras, la misma ley garantiza que las funciones de las Superintendencia se distingan de las de cualquier otra autoridad, y de las de apoyo y participación de los usuarios, sin que exista duplicidad de funciones, y manteniendo una estricta separación, entre las facultades de regulación que se ejercen a través de las comisiones, y las de control y vigilancia que se ejercen por el Superintendente y sus delegados.


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El Constituyente también previó la participación de una democracia participativa de la ciudadanía, a través de los usuarios por medio de sus organizaciones representativas, ya fuese en materia legislativa como en la gestión y fiscalización de las empresas prestadoras del servicio. Como agentes principales de este proceso estableció una clase especial de EMPRESAS DE SERVICIOS PUBLICOS (ESP), con un régimen de derecho privado, organizadas en forma de sociedad anónima, con la capacidad de obrar con la mas absoluta independencia y con los deberes y derechos de la nueva calidad de comerciantes que les otorgó la ley. Sin embargo, no restringió la posibilidad de que otra personas pudieran prestar estos servicios y así las enumeró explícitamente la Constitución de 1991 en el artículo 15, colocando en primer lugar, a las empresas de servicios públicos; en segundo, a las personas que se autoabastecieran del servicio; en tercero, al municipio como entidad descentralizadas a nivel territorial, cuando lo asumiera en forma directa a través de su administración central, siempre que las características técnicas y económicas y las conveniencias generales lo permitieran, con la advertencia que ello no puede constituir un monopolio de derecho y fijando ciertas condiciones especiales en materia de contabilidad, de manera que ésta quedara separada de los tributos y sometida a las mismas reglas que serían aplicable a otras entidades prestadoras de servicios públicos. Además para que no quedara duda de su sometimiento a la LSPD, señaló que el incumplimiento de las normas especiales impuestas para los municipios conllevaba sanciones para el Alcalde, los administradores y la pérdida de la prestación del servicio a favor de otra empresa, con la servidumbre obligada sobre los bienes municipales. También el artículo 15 mencionado, en cuarto lugar, creó una clase especial de empresas de servicios públicos, organizada como sociedad anónima, integrada con solo dos socios, para aquellos municipios menores, ya fuese en zonas rurales o urbanas específicas. Finalmente, en quinto lugar, para permitir que las entidades públicas que antes venían prestando el servicio pudieran continuar prestándolo, como otra clase de empresa de servicios públicos las facultó para que , sin importar el orden territorial o nacional, sin que su capital estuviera representado en acciones, adoptaran la forma de empresa industrial y comercial del Estado, pero advirtiendo que sus presupuestos debían ser aprobados por las correspondientes juntas directivas, y que en todo caso, el régimen jurídico aplicable resultaba del hecho de la prestación del servicio público y no de la forma de organización. La empresa industrial y comercial del Estado mencionada en la ley, para las entidades públicas como forma organizativa, no significa que les fijara el régimen jurídico propio de las clásicas empresas industriales y comerciales del Estado, sino que tomó la denominación sin las implicaciones del régimen jurídico de éstas, señalando expresamente que se regían por lo previsto en la Constitución y el la Ley 142 de 1994, y no por el conjunto de la normatividad de derecho público, como podría pensarse inicialmente.


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Dentro de este novedoso esquema jurídico del sector eléctrico, la ley 142 de 1994, dio especial énfasis a las empresas prestadoras del servicio público, para lo cual en el artículo 19 estableció un régimen jurídico propio y especial, tanto para la constitución de la nueva empresa como para su actuación futura en el desarrollo de la actividad empresarial. El concepto de empresa de servicios públicos, traído por la Ley 142, rompió completamente los paradigmas tradicionales de la estructura básica del Estado, en materia de organización y funcionamiento de servicios públicos. En este sentido se acogió el esquema de modernización del Estado, plasmado en la Constitución de 1991, de desprenderse el control y manejo del servicio público, deslindando las esferas de actuación política de las de carácter económico, creando un tipo de empresa diferente, paralelo y completamente autónomo, tanto en su origen como en su organización y funcionamiento al tradicionalmente tomado de la noción francesa de servicio público que dio nacimiento y nutrió durante muchos años el derecho administrativo. En el sector eléctrico, como en todos donde existe un servicio de interés público, la intervención del Estado, en razón del mismo nivel social es indispensable como regulador; sin embargo es preciso deslindar los factores de carácter político, de los organizativos de la actividad económica, históricamente tan compactos, que para sortear ambos campos y lograr el bienestar de los usuarios, deben las instituciones y las organizaciones implicadas en el proceso, adoptar mecanismos novedosos que permitan la maximización de las ganancias de las empresas, bajo un concepto económico diferente, desligado, en lo posible, de otros factores extraños al económico, que en resumen fue el nuevo criterio diseñado por la ley 142 de 1994. Para lograr este objetivo, lo primero que se pensó en la LSPD, fue el de eliminar la modalidad de creación legal de la nueva empresa, de manera que sus estatutos fundamentales no obedecieran a una ley, ordenanza, o acuerdo de los cuerpos colegiados de elección popular, sino a criterios eminentemente económicos de aportes en el capital social. Por esta razón, incluso se cambio el origen de la Empresa, de manera que su nacimiento no quedara condicionada a terceras personas, ajenas y distintas a los propios socios, quienes eran los únicos llamados a decidir sobre el manejo futuro de la empresa, sin necesidad de autorizaciones o aprobaciones adicionales a la inicialmente otorgada para asociarse. Ya no es la participación pública en el capital social de la nueva empresa, la que determina el régimen jurídico, sino la actividad de prestación de servicio público la que fija el régimen jurídico a aplicarse. Con el surgimiento de la Ley 142, se rediseñó un tipo de sociedad con características eminentemente empresariales, de carácter privado, que le permitieran participar en la actividad económica, eliminando el lazo instrumental del control estatal. El sometimiento total a las leyes del mercado en libre competencia con los particulares, traído en la Constitución de 1991, cambia fundamentalmente el concepto de intervención Estatal y de la participación de la empresa pública en la prestación de los servicios públicos domiciliarios. Una


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acción de los particulares en el capital social de la empresa es suficiente para transformarla de pública a mixta, con las consecuencias jurídicas que le da la ley. La Constitución Nacional, señala en su artículo segundo como fin esencial del Estado el servicio a la comunidad, así como el cumplimiento de los derechos consagrados en la carta. En ese sentido, a partir del artículo 365 hasta el 370 señala el régimen constitucional de los servicios públicos enmarcándolos dentro de la finalidad social del Estado. No debe perderse de vista entonces, que los servicios públicos domiciliarios constituyen una de las razones de ser del Estado Colombiano (artículo 365 de CPC). El Estado se encuentra en la obligación de asegurar la prestación eficiente de los servicios públicos en todo el territorio, autorizando la prestación por parte de particulares, como se previó anteriormente. En todo caso, el Estado mantendrá la regulación, el control y la vigilancia de dichos servicios. Como desarrollo de los principios constitucionales en servicios públicos se expidió la Ley 142 de 1994, por la cual se establece el régimen de los Servicios Públicos Domiciliarios (del cual hace parte la energía eléctrica), señalando como objetivos principales los siguientes:

1- Eficiencia = Costos tarifarios mínimos 2- Eficacia = Rapidez, agilidad en la prestación del servicio. 3- Calidad = Confiabilidad, continuidad en el servicio 4- Cobertura = Del 100% para el año 2020

Precisamente, estos objetivos reflejan el deseo del legislador de modificar la situación que se venia presentando hasta 1994, momento hasta el cual los servicios públicos domiciliarios eran obsoletos, ineficientes, en donde reinaba la burocracia y el desgreño administrativo, consecuencia del monopolio de hecho que ejercía el Estado en ese sector. Por tal motivo, la estructura actual del régimen de los servicios públicos domiciliarios tiene como base el cumplimiento de los objetivos descritos, para lo cual se señaló un sistema de libre competencia entre los actores del sector, sistema que desde la expedición de la ley se rige por las normas del derecho privado en los aspectos no regulados por la Ley 142, atribuyendo la calidad de comerciantes a las personas prestadoras de los servicios públicos domiciliarios (Código del Comercio). En tal sentido, la Ley atribuyó algunas prerrogativas a las empresas prestadoras de servicios públicos domiciliarios (ESP), con el fin de actuar como verdaderos comerciantes. Igualmente en cumplimiento de parámetros Constitucionales, señaló una serie de normas a favor del Estado (CREG- SSPD) con el fin de regular y controlar las actividades de los actores del nuevo sistema. Dentro de las prerrogativas consagradas se creó la figura del “Contrato de Condiciones Uniformes” (Artículo 128 a 132 Ley 142), la cual fue reglamentado por la CREG, en la resolución 108


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de Julio de 1997, a partir de cuya suscripción nace la obligación por parte de la ESP de prestar el servicio público domiciliario y por parte del usuario la de cancelar una tarifa por el servicio recibido. Sin embargo, previa a la suscripción del contrato, el suscriptor debió haber cumplido con una serie de requisitos exigidos por la empresa de servicios públicos para el suministro del servicio público domiciliario. Es decir, la persona interesada en recibir el servicio público domiciliario debe llenar unos requisitos, previo a la suscripción del contrato de condiciones uniformes, adquiriendo así la categoría de suscriptor y si esa misma persona es quien recibirá directamente el servicio tendrá, también, la categoría de usuario. El marco institucional que hoy rige la prestación de los servicios públicos domiciliarios, entre los que se cuenta el servicio de energía eléctrica, está contemplado en las leyes 142 (Ley de servicios públicos domiciliarios) y 143 (Ley eléctrica) y las resoluciones reglamentarias expedidas por la CREG. Es así como, a través de las resoluciones que hasta la fecha a expedido la CREG, el estado ha definido los principios básicos que debe regir la prestación del servicio de energía. 6.2 FUNCIONES DE LA CREG El articulo 73 de la Ley 142 de 1994 establece como función general de las Comisiones de Regulación la de “regular los monopolios en la prestación de los servicios públicos, cuando la competencia no sea, de hecho, posible; y, en los demás casos, la de promover la competencia entre quienes presten servicios públicos, para que las operaciones de los monopolistas o de los competidores sean económicamente eficientes, y no impliquen abuso de la posición dominante y produzcan servicios de calidad”. Seguidamente le asigna veintiséis funciones en concreto. Igualmente, el artículo 74.1 asigna cuatro (4) funciones específicas a la CREG. El artículo 20 de la Ley 143 de 1994 establece que “ En relación con el sector energético la función de regulación por parte del Estado tendrá como objetivo básico asegurar una adecuada prestación del servicio mediante el aprovechamiento eficiente de los diferentes recursos energéticos, en beneficio del usuario en términos de calidad, oportunidad y costo del servicio”. El artículo 23 de la misma Ley le asigna 18 funciones en concreto a la CREG para cumplir con el objetivo general del artículo 20. De todas estas normas tenemos que a la CREG se le asignó la función de fijar tarifas o cargos en relación con el servicio de electricidad pero únicamente a usuarios regulados. En cumplimiento de las funciones asignadas por la Constitución y la Ley la CREG comenzó a expedir las diferentes resoluciones que regulan el desarrollo de las diferentes actividades y negocios del sector eléctrico colombiano. Es así como comienza a reglamentar las diferentes actividades del negocio de la transmisión y regula el acceso y uso de los sistemas de transmisión al igual que se establece la metodología y el régimen de cargos por conexión y uso del sistema de transmisión de energía. Para tal fin la CREG expide sus primeras resoluciones, que corresponden a las RES 001 y RES 002 de 1994.


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A partir de ese momento la CREG sigue expidiendo resoluciones que abordan diferentes temas aplicables a los diferentes negocios y actividades de la electricidad. Con las resoluciones 003 y 004 la comisión reglamentó el transporte de energía eléctrica por los sistemas de transmisión regional y distribución local al igual que reguló el acceso y uso de los sistemas de distribución y estableció la metodología y régimen de cargos por conexión y uso. Estas primeras cuatro resoluciones, se constituyen en la base a partir de las cuales se siguen regulando las diferentes actividades de los negocios. Para el negocio de distribución, con la resolución 70 de 1998, la CREG estableció el Reglamento de Distribución de Energía Eléctrica, como parte del Reglamento de Operación del Sistema Interconectado Nacional, el cual es llamado “Código de Distribución”. Los lineamientos generales que deben ser tenidos en cuenta por los distribuidores de energía (operadores de red), se encuentran descritos especialmente en el código de distribución (resolución 070 de 1998) en el cual se establece la importancia de la gestión en los sistemas eléctricos y su planeamiento. 6.3 PROPÓSITO DEL CÓDIGO El propósito del Código de Distribución se orienta a establecer un conjunto de principios, criterios y procedimientos aplicables a los distribuidores de energía, que en adelante se llamarán Operadores de Red – OR, a los Comercializadores de energía, a los Usuarios No Regulados de los sistemas de Distribución, a los Usuarios Regulados de los mismos sistemas (en algunos aspectos) y a los Generadores que estén conectados directamente a los sistemas de distribución y puedan operar en paralelo con éste. Dichos principios, criterios y procedimientos tienen la siguiente finalidad:

• Facilitar las actividades de planeación, expansión, mantenimiento y operación de los Sistemas de Distribución, de acuerdo con los diferentes niveles de tensión existentes en el país.

• Fijar los principios y procedimientos que definen las relaciones entre los diferentes

Usuarios de los sistemas de Distribución y sus correspondientes operadores.

• Definir criterios uniformes para el planeamiento y operación eficiente de todos los Sistemas, que faciliten la competencia en la generación y comercialización de la electricidad.

Las directrices relativas a la planeación, la expansión, la operación y el mantenimiento, incluyen criterios sobre:

• El diseño y ejecución del plan de inversiones, para la expansión de los Sistemas de Distribución con el fin de garantizar su confiabilidad, seguridad y economía.


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• La ejecución y operación de las conexiones de los Usuarios de los Sistemas de Distribución.

• Los procedimientos que se requieren para la operación de los Sistemas de Distribución, en

aspectos tales como: la predicción de la demanda, la programación de las interrupciones, los márgenes de operación el control de la demanda, el plan de atención de contingencias y otros aspectos relevantes de la operación diaria.

El Código de distribución aplica a:

• Operadores de redes de distribución en los STR´s yo SDL´s. • Comercializadores y Usuarios de los STR´s y/o SDL´s

• Generadores, Plantas menores, Cogeneradores y Autogeneradores conectados directamente

a los STR´s y/o SDL´s.

• Responsables del servicio de Alumbrado Público. En la aplicación del Código de Distribución se establece que las normas nacionales o en su defecto las internacionales que regulan aspectos contenidos en esta resolución, priman sobre las normas internas de las empresas y serán de obligatorio cumplimiento como norma mínima. Establece igualmente que en caso que las normas específicas expuestas en el Reglamento de Distribución cambien, se utilizarán aquellas que las modifiquen, sustituyan o complementen. En consideración al propósito del presente documento es importante señalar como parete del Reglamento de Distribución el alcance de éste con respecto a la planeación de la expansión.


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6.4 OBJETIVOS DEL PLAN DE EXPANSIÓN El Reglamento de Distribución (Código de Distribución) hace referencia a los criterios que establecen la expansión de los sistemas con base en los siguientes objetivos:

• Fijar los criterios para asegurar la expansión y los niveles de cobertura de los STR´s y/o SDL´s.

• Estableer la obligación de los OR´s en lo relacionado con la expansión eficiente, económica y

confiable de los STR´s yo SDL´s.

• Precisar el alcance de las competencias de la Nación y las demás entidades territoriales, para celebrar contratos de concesión, en aquellos eventos en los cuales el OR no esté obligado a ejecutar la expansión de la red y la ampliación de la cobertura.

• Definir los procedimientos para el intercambio de información entre los OR´s y entre estos y

los Usuarios. En los criterios que da la resolución 70 de 1998, se establecen las responsabilidades que asisten en los sistemas de distribución por la expansión de los STR´s o los SDL´s. Es así como se establece que la responsabilidad de la planeación del sistema eléctrico le corresponde al Operador de Red – OR, con base en el plan estratégico, el plan de acción y el plan financiero de que trata la resolución CREG 005 de 1996. El plan de expansión del OR debe incluir todos los proyectos que requiera su sistema, considerando solicitudes efectuadas por terceros y que sean viables en el contexto de su plan financiero. Igualmente se incluye en el Código de Distribución que la responsabilidad por la ejecución de los proyectos incluidos en el plan de expansión del OR, le corresponden a éste. Si el OR incumple con la ejecución de un proyecto previsto en su plan de inversiones, el proyecto correspondiente podrá ser desarrollado por el usuario interesado o por un tercero. La resolución 70 de 1998, incorpora los diferentes horizontes de planeamiento que los OR´s deben aplicar en la realización de los pronósticos de demanda y la definición del plan de expansión. En ella se incluyen períodos de carácter operativo ( 1 año), de carácter decisorio (5 años) y de carácter estratégico (10 años). El Código de Distribución, además describe criterios que establecen condiciones de conexión, criterios y especificaciones de diseño, Operación de los STR´s y/o SDL´s, calidad de la potencia suministrada y del servicio prestado, medida, alumbrado público, propiedad de activos de los STR´s y/o SDL´s.

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ASPECTOS AMBIENTALES

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TABLA DE CONTENIDO 7 METODOLOGIA DE EVALUACION AMBIENTAL PARA PROYECTOS DE GENERACION,

TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACION DE ENERGIA ELECTRICA 1

7.1 INTRODUCCION 1

7.2 ASPECTOS GENERALES SOBRE LA LEGISLACION AMBIENTAL COLOMBIANA Y LOS

PROYECTOS DE ENERGIA ELECTRICA. 2

7.2.1 Legislación ambiental colombiana 3

7.2.2 Términos de referencia para la elaboración del diagnostico ambiental de alternativas de

proyectos de energía eléctrica. 3

7.2.3 Términos de referencia para la elaboración de estudios de impacto ambiental de proyectos de

energía eléctrica 4

7.3 CARACTERIZACION AMBIENTAL EN PROYECTOS DE GENERACION, TRANSMISION,

DISTRIBUCION, Y COMERCIALIZACION DE ENERGIA ELECTRICA. 5

7.3.1 Caracterización Ambiental en Proyectos de Generación. 5

7.3.1.1 Caracterización Ambiental para Proyectos de Generación Hidroeléctrica 5

7.3.2 Caracterización Ambiental en Proyectos de Generación Termoeléctricos. 8

7.3.3 Caracterización Ambiental en Proyectos de Líneas de Transmisión de Energía

Eléctrica. 10

7.4 EVALUACION ECONOMICA PARA RECURSOS AMBIENTALES 13

7.4.1 Análisis costo-beneficio 14

7.4.2 Métodos de valoración 15

7.5 ACTIVIDADES A DESARROLLAR EN UNA EVALUACION AMBIENTAL. 20


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7 METODOLOGIA DE EVALUACION AMBIENTAL PARA PROYECTOS DE GENERACION,

TRANSMISIÓN, DISTRIBUCIÓN Y COMERCIALIZACION DE ENERGIA ELECTRICA

7.1 INTRODUCCION La conservación del medio ambiente a través de un adecuado manejo de los recursos naturales, es una preocupación creciente de los diferentes estamentos que conforman la sociedad. La comunidad internacional ha venido estableciendo una serie de estrategias, con el fin de que los precios de los bienes que se comercian en el mercado externo, incorporen los costos ambientales que se dan a través del proceso de producción. Colombia es considerado como uno de los países que posee la mayor biodiversidad. El Gobierno Colombiano ha tomado un liderazgo a nivel latinoamericano, en la creación de una política y legislación ambiental, que sirva de guía a los organismos gubernamentales nacionales y regionales, para el adecuado manejo de los recursos naturales. El sector energético juega un papel fundamental en el desarrollo económico de un país. En Colombia se vienen adelantando un gran número de proyectos de energía eléctrica, con efectos muy importantes en la actividad económica y social del país. Estos proyectos afectan en diferente medida, en forma positiva o negativa, el medio ambiente en el cual se llevan a cabo. La decisión sobre la viabilidad de realizar este tipo de proyectos para la sociedad en general, debe considerar los impactos ambientales. En el sector eléctrico las empresas de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, están interesadas en incluir el componente ambiental, además de los otros componentes, en el proceso de selección de la alternativa más viable. Esta parte del documento tiene como objetivos principales, la identificación y valoramiento de los impactos ambientales positivos y negativos que tienen los proyectos de generación, transmisión, distribución y comercialización (GTDC) de la energía eléctrica. El esquema de trabajo que se plantea para alcanzar los objetivos anteriores, consiste primero en revisar lo que la legislación ambiental colombiana, establece para los proyectos de energía eléctrica. En esta parte se hará énfasis en los contenidos de los términos de referencia, para la elaboración del Diagnóstico Ambiental de Alternativas de proyectos de GTDC y en la presentación del Estudio de Impacto Ambiental (EIA).


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Una segunda parte está relacionada con el establecimiento del procedimiento para llevar a cabo la evaluación ambiental. El primer paso de este procedimiento consiste en identificar los impactos ambientales positivos y negativos, que tienen los proyectos de GTDC. A partir de estudios, experiencias y de la misma legislación ambiental se puede crear una guía sobre las variables e indicadores que se deben tener en cuenta para la identificación de los impactos. El segundo paso se relaciona con la valoración de dichos impactos ambientales. Se hará una presentación de las metodologías de valoración que se han desarrollado en economía ambiental y en economía de los recursos naturales, las cuales se utilizarían en el presente trabajo. La tercera parte estaría más centrada en el desarrollo operativo de la forma como se podrían valorar los distintos impactos ambientales de proyectos de GTDC. La valoración de los impactos, junto con el Plan de Manejo Ambiental, el Plan de Contingencia y el Plan de Monitoreo y Seguimiento, suministrarán la información relevante que se debe incorporar en la evaluación económica y en la evaluación financiera. Con esta información y con la proveniente de los otros estudios, se elaborarán los flujos de fondos para el cálculo de los indicadores de rentabilidad y la posterior decisión sobre la viabilidad del proyecto. Finalmente, el esquema de trabajo propuesto para la identificación y valoración de los impactos ambientales de los proyectos GTDC pretende, revisar los desarrollos que existen, con el fin de apoyarse en ellos si se consideran convenientes y proponer metodologías para los casos en los cuales no se tengan experiencias. Se tendrá como referencia lo que establece la legislación ambiental colombiana, la economía de los recursos naturales y los de otras disciplinas que permitan identificar y valorar los impactos ambientales de la mejor forma posible. Es de importancia para el procedimiento metodológico, conocer además de todas las restricciones y flexibilidades en lo relacionado con los aspectos ambientales de los sistemas de transmisión y distribución de energía eléctrica, aquellos impactos negativos y positivos en las áreas y poblaciones, donde se proyectan los estudios de construcción de centrales de generación, por lo cual en esta presentación, iniciamos con lo relacionado en los proyectos de generación hidráulica y térmica. 7.2 ASPECTOS GENERALES SOBRE LA LEGISLACION AMBIENTAL COLOMBIANA Y LOS

PROYECTOS DE ENERGIA ELECTRICA. Los proyectos del GTDC tienen efectos positivos y negativos sobre el medio ambiente. Dentro del marco del análisis costo-beneficio de proyectos de inversión, es conveniente tener como punto de partida lo que establece la Legislación Ambiental Colombiana. La información que se pide en los términos de Referencia del Diagnóstico Ambiental de Alternativas y del Estudio de Impacto Ambiental, se debe tener en cuenta en la formulación del proyecto y en la evaluación económica y social del mismo, especialmente en la parte de identificación y valoración de los impactos ambientales.


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7.2.1 Legislación ambiental colombiana La Ley 99 de 1993 se constituye en la ley rectora del manejo de los recursos naturales y del medio ambiente colombiano. En su presentación, la ley 99 se divide en tres grandes áreas; la primera consiste en la creación del Ministerio del Medio Ambiente, como interlocutor válido frente la resto del Estado, la sociedad civil y la comunidad internacional; la incorporación de Entidades Científicas Adscritas y Vinculadas al Ministerio del Medio Ambiente, y la conformación de Corporaciones Autónomas Regionales como gestoras de la política ambiental. La segunda área se refiere a la conformación de espacios y mecanismos de participación ciudadana en la gestión ambiental. La tercera área se centra en la asignación de recursos económicos, que permitan el financiamiento de la nueva cartera y de sus organismos, para que puedan llevar a cabo la gestión ambiental. Para el buen desarrollo e implementación de la Ley 99, el Decreto 1753 de Agosto 3 de 1994 reglamenta las Licencias Ambientales, buscando interpretar la voluntad del legislador y servir de instrumento efectivo, para la ejecución de políticas ambientales aterrizadas en la realidad y en las necesidades del país. El espíritu del Decreto 1753 consiste en establecer reglas y mecanismos transparentes, que permitan que la viabilidad ambiental de un proyecto, se evalúe mediante procedimientos claros que disminuyan al máximo la participación de juicios o intereses subjetivos o particulares. De esta manera se pretende aliviar la tensión entre el sector productivo y las personas o grupos, que tanto a nivel privado como gubernamental tienen la misión de proteger el medio ambiente. Para la obtención de la licencia ambiental, el procedimiento a seguir requiere la elaboración del Diagnóstico Ambiental de alternativas y el Estudio de Impacto Ambiental para la alternativa seleccionada. El Ministerio del Medio Ambiente en conjunto con el Consejo Técnico Asesor de Política y Normatividad, ha elaborado los términos de Referencia para los proyectos energéticos, tanto para el Diagnóstico Ambiental de Alternativas como para el Estudio de Impacto ambiental. Estos documentos son producto de la concertación entre la Dirección Ambiental Sectorial del Ministerio del Medio Ambiente y el comité Ambiental del Sector Eléctrico –CASES. 7.2.2 Términos de referencia para la elaboración del diagnostico ambiental de alternativas

de proyectos de energía eléctrica. El diagnóstico Ambiental de Alternativas sólo se podrá exigir para evaluar las alternativas de diseño de proyectos, obras o actividades relacionadas con la construcción de centrales generadoras de energía eléctrica, entre cincuenta mil (50.000) y cien mil (100.000) kW de capacidad instalada y el tendido de líneas de transmisión o conducción en el área de jurisdicción de la respectiva Corporación Autónoma


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Regional, no pertenecientes al sistema nacional de interconexión eléctrica, excepto las redes eléctricas urbanas de baja y media tensión. El Ministerio del Medio Ambiente o las Corporaciones Autónomas Regionales podrán prescindir la exigencia del Diagnóstico Ambiental de Alternativas cuando se trate de ampliación, modificación, reposición, adecuación o rehabilitación de un proyecto, obra o actividad El Diagnóstico Ambiental de Alternativas, tiene como objetivo suministrar la información para evaluar y comparar las diferentes opciones, que presente el peticionario, bajo las cuales sea posible desarrollar un proyecto energético, con el fin de optimizar y racionalizar el uso de los recursos ambientales y evitar o minimizar los riesgos, efectos e impactos negativos que puedan provocarse. El Ministerio del Medio Ambiente, tiene establecido Términos de Referencia para Proyectos de Aprovechamiento Hidroeléctrico, para Proyectos de Centrales Termoeléctricas y para Proyectos de Líneas de Transmisión Eléctrica. Se supone que los Proyectos de Distribución y los Proyectos de Comercialización de Energía Eléctrica tienen impactos marginales sobre el medio ambiente, en caso de que no sea así y a juicio de la autoridad competente, ésta podría exigir un diagnóstico ambiental de las alternativas. El Diagnóstico Ambiental de las Alternativas para estos proyectos son muy parecidos, la diferencia principal consisten en las escalas, variables e indicadores a ser utilizados para cada tipo de proyecto. Estos aspectos se describirán adelante en la etapa de identificación y valoración de los impactos ambientales. 7.2.3 Términos de referencia para la elaboración de estudios de impacto ambiental de

proyectos de energía eléctrica El Estudio de Impacto Ambiental (EIA), es un instrumento para la toma de decisiones y para la planificación ambiental, exigido por la autoridad ambiental para definir las correspondientes medidas de prevención, corrección, compensación y mitigación de impactos y efectos negativos de un proyecto, obra o actividad. El EIA se exigirá en todos los casos que requieran Licencia Ambiental de acuerdo con la Ley y los reglamentos. El EIA deberá corresponder en su contenido y profundidad a las características del proyecto, obra o actividad. El Ministerio del Medio Ambiente ha elaborado Términos de Referencia para el Estudio de Impacto Ambiental para Proyectos de Aprovechamiento Hidroeléctricos, de Centrales Termoeléctricas y de Líneas de Transmisión y Subestaciones. No existen Términos de Referencia para EIA de Proyectos de Distribución y de Comercialización de Energía Eléctrica, por cuanto sus impactos ambientales deben ser marginales. Al momento de solicitar la Licencia Ambiental para estos últimos proyectos, la autoridad ambiental solicitará el EIA dependiendo de los efectos que puedan tener sobre el medio ambiente.


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Estos documentos son similares en cuanto a su contenido y presentación guardando las diferencias en cuanto a la escala, variables e indicadores específicos para cada tipo de proyecto. 7.3 CARACTERIZACION AMBIENTAL EN PROYECTOS DE GENERACION, TRANSMISION,

DISTRIBUCION, Y COMERCIALIZACION DE ENERGIA ELECTRICA. 7.3.1 Caracterización Ambiental en Proyectos de Generación. Los impactos al ambiente provocados por proyectos de generación eléctrica dependerán de la naturaleza del proceso de generación, es decir, si la generación es hidroeléctrica o termoeléctrica. A continuación se describen por aparte cada uno de los impactos relacionados con cada proceso. 7.3.1.1 Caracterización Ambiental para Proyectos de Generación Hidroeléctrica Los proyectos hidroeléctricos incluyen embalses, canales, centrales eléctricas y patio de maniobras para la generación de energía eléctrica. En un proyecto hidroeléctrico, el objetivo es maximizar los beneficios de la energía variando los niveles del embalse, de acuerdo con una regla que obliga a cerrar el embalse cuando el año está demasiado seco. Para evaluar ambientalmente este tipo de proyectos, generalmente se realiza el Estudio Ambiental que provee una descripción del impacto ambiental en términos físicos, y el posible grado de severidad del daño provocado por el proyecto sobre el medio ambiente. El Estudio Ambiental, cobra mayor relevancia para proyectos en los que se sospecha que el impacto ambiental es grande, con el fin de buscar posibles soluciones de mitigación o de control del daño. La principal fuente de impactos en proyectos hidroeléctricos, se encuentra durante la etapa de construcción y operación del embalse o reservorio. Los proyectos que incluyan la construcción de grandes embalses causan cambios ambientales irreversibles a todo lo largo del área geográfica afectada por el proyecto. El Banco Mundial (1991), reporta que a menudo la crítica que se les hace a este tipo de proyectos, se da cuando los costos en términos sociales, económicos y ambientales sobrepasan los beneficios del proyecto. Esto hace injustificable la decisión de ejecutar proyectos de este tipo. • Impactos Ambientales en Términos Físicos. Los impactos ambientales en términos físicos de un proyecto hidroeléctrico, en la mayoría de los casos sobrepasa el área de influencia directa, extendiéndose a zonas aledañas al proyecto. Estas áreas pueden comprender esteros, zonas costeras y el área abajo del río afectado por la construcción del embalse. Como impactos ambientales directos se pueden mencionar erosión del suelo en el área de influencia directa del embalse, movimientos o deslizamientos de masas de tierras, probabilidad de ocurrencia de sucesos sísmicos, cambios en las condiciones físico-químicas del suelo, modificación del paisaje, transporte de sedimentos en sistemas hídricos, cambio en la disponibilidad de recursos, calidad del


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agua, alteración en la disponibilidad de las aguas superficiales, alteración en la disponibilidad de las aguas subterráneas y transformación del ambiente acuático. • Impactos Sobre el Medio Biótico. Este tipo de impactos se hace evidente sobre todo en bosques y en áreas con recursos hidrobiológicos. Por lo general, a la hora de inundar una zona para embalse, ésta es despojada de su cubierta vegetal, creando una desestabilización en el equilibrio del ecosistema y del suelo de la zona En resumen, los principales impactos al medio biótico son: Sustracción de Coberturas de Bosques primarios, secundarios, rastrojos y pastos, supresión de hábitats de comunidades bióticas terrestres, interrupción de las migraciones y declinamiento de las poblaciones de peces y sustitución de hábitats acuáticos. Estos impactos puedes presentarse de manera directa o indirecta durante la etapa de construcción y operación del proyecto hidroeléctrico. • Impactos sobre el Medio Socioeconómico y Socio Cultural Los proyectos hidroeléctricos son intensivos en trabajo y proveen muchas oportunidades de empleo. Los caminos y otras obras de infraestructuras asociadas al proyecto hidroeléctrico, pueden proveer a los habitantes aledaños a la central mejores condiciones de acceso en términos de mercados, facilidades de educación para los niños, de salud y de otros servicios sociales. También la generación hidroeléctrica provee una alternativa de generación de energía a la par de la generación por medio de combustibles fósiles, y generación nuclear lo cual evita impactos al ambiente por emisiones de contaminantes, y vertimientos de desechos radiactivos que incrementan el riesgo de daño potencial a las personas. Los principales impactos socioeconómicos provocados por proyectos de generación de energía hidroeléctrica, pueden resumirse en: desplazamiento de la población, cambios en el territorio municipal, cambios de actividades económicas, reordenamiento económico local y regional, generación de empleo en nuevas actividades relacionadas con el proyecto, alteración (en la mayoría de los casos positiva) de la cobertura y calidad de la red de servicios locales, construcción de nuevas obras de infraestructura social entre otras. El impacto sobre el medio socioeconómico para el caso de proyectos de generación hidroeléctrica, es evaluado por medio de indicadores que permiten conocer los efectos a nivel económico y social en las zonas en que se ejecutan dichos proyectos. Entre estos indicadores de encuentran:

• Uso económico Potencial del Suelo: este indicador es medido en número de hectáreas de tierras con un uso potencial económico. El uso potencial es clasificado como alto, medio y bajo según las características de la zona.

§ Número de Municipios Afectados: Los municipios que son afectados por el proyecto de

generación hidroeléctrica, son evaluados en términos del porcentaje de área afectada. La


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clasificación es 0 a 5% del área, 5 a 20% del área, 20 a 50 % del área y más de 50% del área afectada el municipio.

§ Número de Personal Desplazado: Este indicador clasifica a las personas desplazadas

en nucleadas y dispersas. Las personas desplazadas nucleadas, se refiere a las personas que vivían en un solo asentamiento. En cambio las personas desplazadas dispersas, se refiere a las personas que antes vivían dispersos o en diferentes sitios aledaños o dentro del área de influencia directa del proyecto.

§ Actividad Económica Principal: Con esto se permite averiguar cuál es la actividad

principal de las familias afectadas por el proyecto. Para el caso de proyectos de generación hidroeléctricos, por lo general las actividades económicas principales son agricultura o ganadería, o una combinación de éstas y minería.

§ Numero de Familias Reubicadas: se calcula el número de familias total a desplazadas como consecuencia de la construcción del proyecto.

§ Número de Campamentos: se calcula el número de campamentos a instalar por cada

proyecto de generación hidroeléctrico, su capacidad y la distancia al poblado más cercano.

§ Impactos Sobre los Servicios Locales : se consideran efectos sobre el empleo, costo de vida, servicios de agua, energía, educación y salud. Estos impactos son clasificados como positivos o negativos.

§ Pérdidas de Vidas Humanas: se realiza un registro de las personas muertas por

diferentes causas relacionadas con la construcción del proyecto.

§ Actividades Económicas Generadas: por lo General, la construcción de este tipo de proyectos trae consigo la creación de actividades económicas alternativas las que se pueden clasificar como turismo, pesca, operación de la central y otros como actividades de reforestación, comercio, transporte, entre otras.


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• Impactos sobre el Medio Sociocultural Por otra parte el impacto sociocultural provocado por proyectos de generación hidroeléctrica, tiene que ver con la generación de crisis culturales provocadas por el desplazamiento de la población, por presión de inmigraciones, crisis cultural por pérdidas de territorialidad y por el impacto sociocultural generado por la pérdida del patrimonio histórico y arqueológico. Este problema se agudiza cuando no se tiene un control adecuado del flujo de inmigración a la zona. Haciendo que grupos considerables de personas de otras zonas o regiones se trasladen hacia la zona del proyecto, llevando consigo los conflictos anteriormente mencionados. En la mayoría de los casos no se dispone de variables y/o indicadores factibles que permitan evaluar este tipo de impactos. • Alternativas del Proyecto Existe una gran variedad de alternativas viables para proyectos hidroeléctricos. Estas alternativas por si solas o en combinación pueden influenciar el área, localización y tiempo del proyecto hidroeléctrico. Estas alternativas pueden ser:

♦ Alternar la demanda de energía por medio de conservación, mejoras en la eficiencia o restricciones sobre el consumo regional.

♦ Utilizar plantas de energía termoeléctricas o fuentes de energía alternativa, incluyendo

industria de cogeneración, biomasa, etc.

♦ Investigar las posibilidades de ocupación el proyecto a todo lo largo del área del río afectada, diversificando las funciones del embalse.

♦ Situar el proyecto en una parte del río en donde se minimicen los impactos negativos y los

impactos sociales.

♦ Ajustar la altura, el área de inundación y el diseño del embalse para minimizar los impactos ambientales negativos.

7.3.2 Caracterización Ambiental en Proyectos de Generación Termoeléctricos. Por lo general, los componentes más relevantes en una planta termoeléctrica incluyen la fuente de energía, (compuesto por el generador y la turbina) y resto de equipos asociados, pilas de carbón, almacenamiento de combustibles y áreas de manejo, sistema de entrega de combustible, áreas de almacenamiento de desechos y colonias de trabajadores. Las plantas termoeléctricas son consideradas como fuentes significativas de contaminación al aire. Las emisiones de dióxido de azufre (SO�), óxido de nitrógeno (NO�), monóxido de carbono (CO),


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dióxido de carbono (CO�) y partículas que en muchos de los casos contienen trozos de metales, pueden afectar la calidad del aire de localidades y regiones enteras. Los diferentes impactos ambientales causados por proyectos de generación termoeléctricos tienen que ver directamente con el proceso de generación de energía eléctrica y con el proceso de extracción y transporte de los tipos de combustibles utilizados (gas, carbón o fuel oil). • Impactos Ambientales en Términos Físicos.

Entre los principales impactos ambientales en términos físicos generados por proyectos de generación termoeléctrica de energía se tienen: ♦ Impactos Generados por Actividad Minera, de Beneficio y Transporte del Carbón: en

minas de carbón al cielo abierto, los principales impactos relacionados con la actividad minera, son la remoción de la vegetación y retiro de la capa orgánica del suelo, la fracturación por medio de explosivos y el retiro de los estériles, la conformación de escombreras y el acopio y transporte del carbón. Por otra parte, también se originan impactos negativos en los cuerpos de aguas como incremento en las cargas de sedimentos y diversos contaminantes, cambios en la composición química de las aguas superficiales y subterráneas, reducción en la capacidad de los acuíferos y destrucción de hábitats naturales que sirven de asentamiento para las diferentes especies faunísticas y florísticas.

En el caso de actividades de beneficio y transporte de carbón los impactos se presentan, para el primer caso por contaminación del aire y de los cuerpos de agua, y para el segundo caso por emisiones al aire de partículas de polvo en vías de acceso y centros de acopio, ruido, incremento de la accidentalidad y deterioro de las vías de transporte.

♦ Impactos por Utilización de Otros Combustibles: por una parte se pueden considerar

impactos provocados por la exploración y explotación de los combustibles. Para el caso del gas natural y de otros combustibles derivados de los hidrocarburos, los procesos de exploración implican severos daños a la capa vegetal, al suelo, a cuerpos de agua.

El transporte y almacenamiento de estos combustibles también causa impactos ambientales severos, debido a la construcción y operación de obras de infraestructura necesaria en este tipo de actividad. Un ejemplo de esto puede ser la construcción y operación de oleoductos o poliductos, que sirven como medio de transporte de dichos combustibles. Estos causan daños al suelo, al agua y al aire en la fase de construcción y en la fase de operación. En esta última fase, sobre todo en el caso de accidentes como derrames y rupturas que finalizan con graves consecuencias al medio ambiente. ♦ Impactos por Combustión Directa de las Plantas Generadoras: Uno de los principales impactos provocados por la combustión de los combustibles es la contaminación atmosférica. Donde las emisiones de gases y de partículas en suspensión, causan serias


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modificaciones sobre la atmósfera, influyendo negativamente sobre las especies animales y vegetales del planeta. También se pueden identificar impactos al suelo por la generación de desechos, tales como cenizas o inquemados, producto de la combustión del carbón, e impactos por contaminación térmica.

• Impactos sobre el Medio Biótico.

Los impactos al medio biótico son generados por la variaciones de los ecosistemas cercanos, específicamente por contaminación térmica a cuerpos de agua, causando un cambio radical en el número y cantidad de especies originales del ecosistema. También se pueden tener impactos por alteración de la calidad del aire y vertimientos de residuos sólidos y líquidos.

• Impactos sobre el Medio Socioeconómico y Socio-cultural

Estos impactos se manifiestan en términos de afectación de poblaciones urbanas, por contaminación atmosférica y vertimientos líquidos que incidirán directamente sobre los niveles de calidad de vida de las poblaciones afectadas. También se pueden identificar impactos positivos como generación de empleos directos e indirectos.

• Alternativas del Proyecto

Para este tipo de proyectos la evaluación ambiental debe incluir un análisis cuidadoso de todas las alternativas que muestren algún grado de factibilidad. La alternativa seleccionada será la más factible desde le punto de vista ambiental, sociocultural y económico. Estos estudios siempre deben considerar alternativas como:

♦ Combustibles alternativos. ♦ Alternativas de manejo de la energía y el voltaje. ♦ Alternativas de localización del sitio del proyecto. ♦ Sistemas alternativos de rechazo de calor. ♦ Alternativas de oferta d agua. ♦ Alternativas de plantas de tratamiento y descarga sanitaria de desechos. ♦ Alternativas de disposición de desechos sólidos. ♦ Alternativas de ingeniería y equipos de control de contaminación. ♦ Alternativas de manejo y control. ♦ Alternativas de estructuras sociales incluyendo infraestructura y empleo.

7.3.3 Caracterización Ambiental en Proyectos de Líneas de Transmisión de Energía

Eléctrica. Los sistemas de transmisión de energía eléctrica incluyen líneas de transmisión, derechos de vía, subestaciones y acceso para mantenimientos de redes. La estructura principal de una línea de


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transmisión incluye su línea, los conductores, torres y soportes. El voltaje y la capacidad de transmisión de las líneas afecta el tamaño requerido de las estructuras principales. Es casual encontrar impactos ambientales a los recursos naturales y socioculturales producto de los sistemas de transmisión de energía eléctrica. La magnitud de estos impactos depende de la extensión del sistema de transmisión. El Banco Mundial (1991), menciona que para el caso de sistemas de transmisión cortos (varios kilómetros), los impactos son menores y muy a nivel local. En cambio, para sistemas de transmisión grandes (cientos de kilómetros) los efectos pueden ser a nivel regional, y por consiguiente, son más significativos. Además, la magnitud del impacto se ve incrementada al aumentar el voltaje y el número de líneas. Durante la fase de operación, también se cuenta con este mismo comportamiento. Es decir, a mayor voltaje y número de líneas, los impactos operacionales serán muchos mayores, debido ha que dicho aumento implica un incremento del campo electromagnético. Los impactos negativos generados por sistemas de transmisión de energía, son causados fundamentalmente durante las etapas de construcción, operación y mantenimiento de las líneas. A continuación se hace una descripción por tipo de impacto que puede ocurrir en cualquiera de las etapas anteriormente expuestas. • Impacto sobre el medio físico:

En proyectos de transmisión de energía eléctrica, este tipo de impacto es evaluado en términos cualitativos. Actualmente, en Colombia no existe una metodología específica que realice una estimación cuantitativa de estos impactos. Producto de los proyectos de transmisión de energía eléctrica, se pueden originar impactos tales como pérdida de cobertura vegetal, dando la posibilidad de aumento en la erosión del suelo, aumento de escorrentías superficiales, interferencia y desprotección de cauces y pérdida de mejoras en predios y áreas productivas. También se pueden originar impactos como, la alteración hídrica y edáfica por la apertura de accesos y el paso de maquinaria pesada, cambios en el paisaje natural y problemas de desestabilización de taludes y deslizamientos superficiales.


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• Impactos sobre el Medio Biótico

Estos se originan principalmente en la etapa de construcción de los accesos y los despejes de servidumbres, para el tendido y mantenimiento de líneas, incidiendo severamente sobre la cobertura vegetal. Entre los principales impactos bióticos, se tienen interrupciones a las migraciones o colisiones directas de individuos contra cables y torres, fragmentación de bosques, potenciación de la colonización o expansión de actividades como minería, caza, etc. Y fragmentación, aislamiento y posible colonización de ecosistemas.

• Impacto Sobre el Medio Socioeconómico y Sociocultural.

Este tipo de impactos se manifiesta en la forma de afectación de la población existente a lo largo del corredor. Esto se acentúa en el caso de tener una alta diversidad sociocultural en la población afectada. Como impactos socioeconómicos y socioculturales generados por proyectos de transmisión, se tienen impactos por reducción en la producción agrícola de propietarios minifundistas, generación de expectativas a través de los corredores, potencialización y agudización de conflictos sociales, afectación de minorías étnicas, afectación del patrimonio histórico y cultural. También se tienen impactos benéficos pero temporales, como incremento del número de empleos no calificados, y un aumento en las ventas de productos de consumo básico y servicios como hospedaje y restaurantes.

• Alternativas del Proyecto

El Banco Mundial (1991), en su guía de evaluación de impactos ambientales para proyectos de generación termoeléctricos, recomienda un análisis cuidadoso de las mejores alternativas, con la finalidad de seleccionar la mejor, desde todos los puntos de vista de la evaluación del proyecto. Las alternativas a ser incluidas en el análisis deben incluir aspectos como: ♦ No tomar acciones mientras no se conozca la capacidad necesaria. ♦ Alternativas de voltaje. ♦ Líneas de transmisión que permitan reducir el derecho de vía. ♦ Fuentes de electricidad alternativas. ♦ Construcción de plantas de energía de menor potencia mas cercana a los sitios de carga de

las líneas de transmisión de alto voltaje. ♦ Plantas de manejo de energía y voltaje para reducir las necesidades de energía adicional. ♦ Modernización de las instalaciones existentes. ♦ Diferentes alternativas de rutas y sitios de subestaciones. ♦ Líneas de transmisión subterráneas. ♦ Métodos alternativos de construcción incluyendo costos y seguridad. ♦ Alternativas de diseño de torres de transmisión y tipos de materiales.


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♦ Técnicas alternativas de mantenimiento y diseño de caminos. 7.4 EVALUACION ECONOMICA PARA RECURSOS AMBIENTALES Los Estudios de Impacto Ambiental EIA, se originaron en los Estados Unidos cuando el desarrollo industrial incrementó los problemas ambientales. El desarrollo de las industrias y el consecuente proceso de concentración de población y urbanización, generó grandes problemas de salubridad y calidad de vida, lo que inició la reglamentación y control de los impactos causados por la actividad industrial y de expansión urbana. La necesidad de hacer compatible el desarrollo económico con el medio ambiente, ha congregado la preocupación de las diferentes disciplinas y de la sociedad en general, sobre la importancia de encontrar la mejor alternativa posible, que permita atender las necesidades actuales de la población sin afectar de manera irreversible el bienestar de las generaciones futuras. El medio ambiente presta tres grandes tipos de servicios esenciales a la humanidad. En primer lugar, el medio ambiente es una fuente básica de materias primas e insumos que sustentan las actividades económicas. Segundo, es el sumidero que absorbe y recicla (en general a un costo bajo o nulo para la sociedad) los desechos y tercero, cumple funciones esenciales de sustento de la vida (como el bloqueo de los rayos ultravioletas mediante la capa de ozono estratosférico), sin las cuales muchos organismos dejarían de existir. La discusión existente entre la necesidad de crecer y desarrollarse que tienen las sociedades, y el aprovechamiento eficiente de los recursos naturales con que se cuentan, ha dado lugar al concepto de desarrollo sustentable. El concepto de desarrollo sustentable involucra tres puntos de vista principales: económico, social y ecológico. Los tres conceptos deben conciliarse y ponerse en práctica, a fin de alcanzar efectivamente el desarrollo sustentable. Dentro del concepto de desarrollo sustentable, la decisión sobre la realización de proyectos de inversión que permitan satisfacer la demanda creciente por bienes y servicios por parte de la sociedad, exige la incorporación de los beneficios y costos ambientales que generan los proyectos. La técnica de Análisis Costo-Beneficio, proporciona un marco de trabajo para incorporar en la formulación y evaluación del proyecto los impactos ambientales que éste genera. La Economía Ambiental, brinda los conceptos y los instrumentos necesarios que permiten, que el Análisis Costo-Beneficio cumpla con el objetivo de mostrar si un proyecto es viable, al integrar los aspectos financieros, económicos y ambientales. La Economía Ambiental mediante métodos de valoración permite incorporar los costos y beneficios ambientales en el cálculo convencional del proceso de adopción de decisiones económicas. En el informe Brundlant se reconoció el papel de la Economía Ambiental en el desarrollo sustentable, tanto para determinar los costos de la degradación ambiental en los países en desarrollo, como para crear los incentivos adecuados para limitar la degradación.


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Esta parte del documento presenta a manera de síntesis el Marco Teórico del Análisis Costo-Beneficio y de la Economía Ambiental y la forma como se complementan, generando un procedimiento lógico para incorporar consideraciones económicas en la adopción de decisiones de proyectos, y facilitar un uso más racional de los recursos naturales, como una etapa más en la búsqueda del desarrollo sustentable. 7.4.1 Análisis costo-beneficio El enfoque utilizado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y por el Banco Mundial (BM) en el ciclo del proyecto incluye las siguientes etapas: identificación, preparación, evaluación ex - ante, ejecución, seguimiento y evaluación ex – post. El análisis costo-beneficio con el que se procura determinar los costos y beneficios del proyecto, es el elemento fundamental en la evaluación del proyecto. Los beneficios se definen en la medida en cuanto, el proyecto contribuye al bienestar de la sociedad. Los costos del proyecto se miden en función de los costos de oportunidad, por cuanto los beneficios se pierden al no utilizar los escasos recursos en la mejor alternativa posible. El procedimiento para incorporar el aspecto ambiental en la evaluación del proyecto requiere como un primer paso, la identificación y valoración en unidades monetarias de los impactos ambientales. Para esto es indispensable establecer una comparación y proyección, de los cambios que sufrirá el medio ambiente entre la situación sin proyecto y la situación con proyecto. Una vez valorados los impactos ambientales, el segundo paso consiste en la incorporación de estos valores en el flujo de fondos incrementales del proyecto, afectando tanto los beneficios (impactos ambientales positivos) y costos (impactos ambientales negativos) del proyecto. En el tercer paso al estimarse los indicadores que determinen la viabilidad del proyecto, ya han sido incorporados los efectos ambientales que conlleva el proyecto. Para incorporar los aspectos ambientales en el marco del Análisis Costo- Beneficio, se requiere calcular el valor de los cambios de la calidad ambiental en términos monetarios. El primer problema que surge es que en muchos casos para valorar los beneficios y costos ambientales no existen precios, debido a que estos bienes no tienen un mercado identificado. Los mercados formales y los precios privados, no están en condiciones de proporcionar información sobre la disposición a pagar por aire y agua más limpios, biodiversidad o belleza geográfica; o sobre el costo de oportunidad de degradar la calidad de las aguas subterráneas, utilizando abonos nitrogenados o del aumento de la salinización debido al riego. Afortunadamente la Economía Ambiental ha desarrollado todo un marco teórico e instrumental que permite la solución a este problema. Existen otros problemas que todavía son motivo de discusión en la aplicación del Análisis Costo-Beneficio para abordar la gestión del medio ambiente, de manera racional y sustentable. Uno de ellos es reconocer la especificidad de los activos naturales y ambientales, que son diferentes de los bienes de consumo o los factores de producción comunes, lo que implica la difícil solución de cómo abordar la irreversibilidad cuando los activos ambientales son irremplazables. Otro aspecto a tener en cuenta,


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consiste en que el valor de los bienes ambientales también son valiosos debido a las opciones que representan para las generaciones actuales y futuras y por su propia existencia. Otros aspectos que han venido originando discusiones entre los evaluadores de proyectos tienen que ver primero, con el problema de que los bienes y servicios ambientales están sujetos a tipos especiales de incertidumbre, que cuestionan la validez de aplicar el criterio común de neutralidad al riesgo, cuando se analizan proyectos desde una perspectiva social. La existencia de incertidumbre en cuanto a los efectos públicos ambientales, es un argumento a favor de la aplicación de criterios de aversión al riesgo en las decisiones de inversión pública. El segundo aspecto adicional tiene que ver con la conveniencia de elegir una tasa de descuento diferente, para analizar proyectos que tienen un impacto en el medio ambiente; esta solución parece insatisfactoria, y los problemas que llevan a la recomendación de bajar la tasa de descuento, pueden resolverse por otros medios, como manejar equivalentes de certidumbre o introducir limitaciones exógenas al uso de activos ambientales. Finalmente, un aspecto aún más complicado consiste en garantizar que cada decisión de inversión adoptada por agentes privados y públicos, esté coordinada de manera tal que las acciones presentes no reduzcan el bienestar de las generaciones futuras. Al realizar la evaluación integral del proyecto, se tendrán en cuenta los criterios más apropiados que permitan ver la viabilidad del proyecto en forma global. A continuación se presentan los diferentes métodos de valoración de impactos ambientales. 7.4.2 Métodos de valoración En el marco de la Economía Ambiental se han desarrollado y aplicado diferentes metodologías, para obtener el valor económico de los cambios en la cantidad o calidad de los recursos naturales y los bienes ambientales. El objetivo general de estos métodos de valoración es determinar el valor que la sociedad asigna a una cierta mejora o pérdida de un bien ambiental. Los cambios en el bienestar están soportados en la teoría económica ,en los conceptos de variación compensada, variación equivalente y excedente del consumidor, los cuales bajo condiciones especiales garantizan la misma medida. Se acepta que los cambios en el bienestar social pueden medirse por la disposición de los individuos ,a pagar un cierto aumento o mejora de la calidad de los bienes y servicios ambientales, o por la compensación necesaria para aceptar una reducción del suministro de una pérdida de calidad. Las diferentes técnicas para calcular el valor de los bienes y servicios ambientales, pueden agruparse según el respectivo mercado en que se puede encontrar la información necesaria, para obtener un cierto valor ,para los bienes intangibles de que se traten. Desde esta perspectiva surgen tres grandes categoría técnicas. Primero están los métodos de costos evitados o incurridos a partir de funciones dosis-respuesta (valoración mediante cambios en la producción, valoración mediante bienes


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sustitutivos, valoración mediante gastos preventivos), que intentan obtener el valor económico de los bienes y servicios ambientales, mediante la búsqueda de ciertas equivalencias entre estos bienes ambientales y otros bienes y servicios que normalmente se intercambian en el mercado. Si estas equivalencias existen, el valor de los bienes ambientales puede deducirse directamente de la información sobre los bienes intercambiados en los mercados convencionales. Existe otro grupo de técnicas, como costos de viaje y precios hedónicos, basadas en el supuesto de que, cuando las personas compran y venden ciertos bienes privados, también están expresando sus preferencias implícitas en materia de bienes ambientales, y por lo tanto la valoración puede obtenerse observando estos mercados implícitos. Finalmente, están lo métodos como valoración contingente que crean mercados artificiales específicos en que las personas expresan directamente sus preferencias en materia de bienes ambientales. Asignación de Valor a los Bienes Ambientales La valoración de los efectos ambientales depende en parte del tipo de valor que asignemos al bien o recursos ambiental. La Economía Ambiental propone tres conceptos básicos sobre valor: Valor de uso, valor de opción y valor de existencia. El valor de uso ,se define como el valor determinado por la disponibilidad a pagar que ofrece los individuos por usar actualmente el medio ambiente. El valor de opción, se define como el valor representado por la disponibilidad a pagar de los individuos por utilizar el medio ambiente en el futuro, siempre y cuanto no lo utilicen hoy. El valor de existencia, se define como el valor representado por la disponibilidad a pagar de los no usuarios por la preservación del ambiente. Cuando se quiere valorar el daño ambiental provocado por un proyecto, se debe hacer con respecto a la pérdida del valor de uso, valor de opción y del valor de existencia del bien ambiental . La pérdida del valor de uso asociado con el daño ambiental, puede ser visto a partir del beneficio no percibido (correspondiente al costo marginal de contaminación), o por el lado de los costos de mitigación de los daños ambientales (correspondiente al costo marginal de descontaminación). La elección de las alternativas de valoración dependerá de la consecuencias de la inversión del proyecto. Por ejemplo, si el proyecto realiza gastos de mitigación, el enfoque de costos sería apropiados para la valoración económica de los impactos ambientales. Para este caso los costos de mitigación de los impactos ambientales (siempre que estos sean efectivos en su objetivo), representarán una buena medida del daño ambiental causado por el proyecto, ya que con la internalización de este costo al proyecto, se soluciona la externalidad negativa provocada al medio ambiente. Por otra parte, si no existe garantía de que los costos de mitigación de impactos ambientales sean realizados, será necesario estimar el daño ambiental incluyendo este como un costo externo del proyecto. También puede presentarse un caso intermedio, es decir, que los costos de mitigación


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sean impactados y ejecutados, pero que estos no logren con el objetivo de mitigar totalmente el daño causado. Bajo ésta situación, el efecto sobre el medio ambiente será valorado como la sumatoria del gasto de mitigación más la valoración económica de los daños ambientales residuales causados por el proyecto. De los tres conceptos de valor expuestos anteriormente, el valor que menos inconvenientes tiene es el valor de uso. En cambio el valor de opción y el valor de existencia serán más difíciles de estimar, debido a la enorme complejidad de la situación de valoración planteada, para cada uno de los casos de valoración del ambiente afectado por el proyecto. Una de las razones por las cuales los bienes y servicios ambientales pueden diferir de los bienes y servicios privados, radica en que mientras los primeros pueden incluir algún tipo de valor, los segundos no lo tienen. Es de aceptación generalizada que no puede considerarse que los bienes ambientales tienen valor sólo por las funciones que cumplen para usuarios directos. Los valores así expresados son valores económicos en un sentido conocido o valores de uso. Se afirma además que el medio ambiente tiene un valor social para sus usuarios potenciales (aquellos que algún día podrían llegar a usarlo), que también están interesados en su conservación; éste se denomina valor de opción, y que puede incluir así mismo el valor, que las generaciones futuras asignarían al medio ambiente, valor de legado o de herencia, y el calor que algunas personas darán al hecho de que otros pueden obtener bienestar al utilizarlo, valor indirecto. El medio ambiente también puede tener cierto valor por sí mismo, vale decir, independientemente de cada uso humano potencial o directo, futuro o real, lo que se conoce como valor de existencia. No quiere decir que el medio ambiente tenga cierto valor que no se relaciona con los seres humanos; significa que el valor que los seres humanos atribuyen al medio ambiente no sólo es la consecuencia de su uso, sino de la parcialidad de existencia de una mayor variedad genética, o porque la gente prefiere saber que existe aunque no los use, ni tenga la posibilidad de hacerlo. El valor económico total del medio ambiente natural es la suma total de su valor de uso actual, su valor de opción y su valor de existencia. Todos ellos deben incluirse en el análisis costo-beneficio de las alternativas de desarrollo. Por ejemplo, la inclusión del valor de uso actual podría llevar al agotamiento del bosque pluvial natural, porque las prácticas agrícolas (aún en el corto período en que son sustentables en el bosque talado), habitualmente producen mayores beneficios que la extracción selectiva de madera, la pesca controlada y las escasas actividades turísticas. Pero esta diferencia podría compensarse con el valor de existencia del bosque pluvial, los usos potenciales futuros de la variedad genética que conserva el valor de por visitantes potenciales.

♦ Valoración Mediante Cambios en la Producción.

Hay algunos casos en que es acertado considerar a los bienes ambientales como insumos en el proceso de producción de ciertos bienes privados. En este caso cabe esperar que la reducción de la disponibilidad de los insumos ambientales a igualdad de condiciones, haga decrecer el valor


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del producto final. Por otra parte, esta pérdida de producción puede interpretarse como el costo de oportunidad del cambio ambiental. El caso más común surge cuando un proyecto produce externalidades tecnológicas (que afectan a la función de producción de un agente económico que no forma parte del proyecto) , que modifican la calidad de un bien ambiental que se utiliza como insumo para otro productor, Por ejemplo, la contaminación del agua puede afectar a la producción de agua potable (aumentando el costo de tratamiento), reducir el suministro de agua riego y contraer la producción de pescado; la erosión del suero reduce el valor de los cultivos sembrados en determinado terreno, y así sucesivamente. En la base de este método se encuentra el supuesto de que hay una función de producción, uno de cuyos argumentos, o insumos, es cantidad (o la calidad) del bien ambiental afectado. Si esta función es diferenciable y se puede conocer el precio del bien objeto de transacción, el valor de un cambio marginal en el bien ambiental se puede determinar., La función tiene dos argumentos, el primero representa el impacto físico unitario del cambio en el insumo ambiental sobre la cantidad producida. A veces esta información puede producirse con datos empíricos, por ejemplo, mediante el análisis de parámetros de respuesta (funciones dosis-respuesta), a los cambios en los bienes ambientales. El principal supuesto necesario para aceptar los datos empíricos es que las combinaciones observadas de producción e insumos son eficientes, desde un punto de vista técnico (cada nivel de producción es el máximo obtenible por la combinación respectiva de insumos); si es así se podrán separar los efectos de producción de los cambios ambientales de los demás efectos. Si el primer término refleja una cuestión física y técnica, el segundo (el precio del bien) puede interpretarse directamente como una cuestión económica, y representa el precio unitario del cambio. El supuesto de que los recursos se están utilizando de manera óptima, significa que cada agente usa el ambiente hasta que su beneficio (o su productividad marginal) es igual a su costo (o a su degradación marginal).

♦ Valoración Mediante Bienes Sustitutivos Se puede considerar que los bienes y servicios ambientales son un insumo más entre otros del proceso de producción. Por ejemplo, los nutrientes naturales del suelo pueden reemplazarse con abonos orgánicos, las aguas subterráneas contaminadas, con agua pura. Este método parte de la base de que la producción física del bien es una función de ambos tipos de insumos, algunos privados y algunos ambientales. Cada nivel de producción puede obtenerse con combinaciones diferentes de estos insumos. Se puede determinar la cantidad de insumo privado para obtener un determinado nivel de producción, dada la disponibilidad de diferentes cantidades del insumo ambiental. Vale decir que, dado el nivel actual de producción, la cantidad utilizada del insumo intercambiado puede definirse como una función implícita de la cantidad disponible del insumo ambiental. La pérdida de producción debida a un cambio unitario marginal del bien ambiental, puede evitarse con un aumento del insumo intercambiado privado de una cantidad dada. Luego la conservación del nivel


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actual de producción, después de un cambio unitario negativo del insumo ambiental, implica un aumento del costo de producción equivalente a la relación marginal de sustitución entre el bien privado y el bien ambiental multiplicada por el precio del bien privado. Un aspecto a tener en cuenta es que el resultado obtenido no se basa en el comportamiento individual de los agentes económicos sino en una relación técnica. El primer supuesto en el cual se basa el método, es que el reemplazo es posible. Otro supuesto es que los efectos ocasionados por la pérdida ambiental pueden conocerse con seguridad.

♦ Gastos preventivos

En algunos casos se puede aproximar el valor de beneficios de las mejoras ambientales estudiando los gastos en que las personas están dispuestas a incurrir para evitar los peligros ambientales. Por ejemplo, mucha gente está dispuesta a pagar por agua embotellada y aparatos de filtración a fin de evitar los peligros para la salud que representa el agua del río. A diferencia del método de costo de reemplazo, el método de gastos preventivos se basa directamente en la observación del comportamiento individual. Las observaciones pueden servir de base para revelar la disposición a pagar para reducir el riesgo de exposición a la contaminación. Las personas incurren en gastos preventivos para reducir las consecuencias negativas derivadas de la exposición a cierto riesgo ambiental. Aunque normalmente este tipo de gastos es fácil de medir en términos monetarios, sus beneficios están determinados por el carácter incierto del riesgo evitado. En consecuencia el gasto preventivo puede interpretarse como la disposición a pagar por la reducción del riesgo personal y el valor de los beneficios puede calcularse como la diferencia entre el efecto esperado de la exposición a los riesgos ambientales con estos gastos y sin ellos.

♦ Valoración Utilizando Mercados Artificiales

Método de Valoración Contingente En muchos casos no se puede inferir la disposición a pagar a partir del comportamiento actual del individuo en los mercados convencionales o implícitos. En cambio es posible que los individuos revelen sus preferencias haciendo frente a situaciones hipotéticas o en mercados artificiales. En este caso, se le presente al entrevistado una serie de informaciones sobre la situación actual y las alternativas de que dispone. Por ejemplo la contaminación de un río cercano a su vivienda que ocasiona malos olores y afea el sitio y la forma de mejorar el paisaje y evitar malos olores mediante la construcción de una planta de tratamiento. Luego el entrevistador hace una oferta inicial (estaría usted dispuesto a pagar una cierta cantidad e dinero por la construcción y el mantenimiento de la planta de tratamiento con el fin de solucionar el problema de contaminación del río). Estos resultados también pueden relacionarse con características personales de los entrevistados como sexo, ingresos, educación, edad y otras.


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La ventaja de este método es su aplicación universal; siempre puede utilizarse cuando no se dispone de otros datos o cuando no son apropiados otros métodos. Una segunda ventaja de valoración contingente es que es el único método que puede revelar el valor total de un bien o servicio ambiental; contrariamente a los demás métodos, su aplicación no sólo sirve para informar sobre el valor de uso sino también el valor de opción y el valor de preservación o valor de existencia. La valoración contingente puede tropezar con problemas relacionados con los sesgos que intervienen en el cuestionamiento directo sobre disposición a pagar. Existe también una considerable polémica con respecto a la diferencia observada entre dos de las medidas de los cambios en el bienestar obtenidas con este método. El tratar de estimar el valor del bien y/o recurso ambiental para cada una de las alternativas de valor (uso, opción y existencia) planteadas puede volverse sumamente complejo. Los economistas ambientales, por lo general, han coincidido en recomendar el Método de Valoración Contingente, como el más apropiado para valoración de los impactos sobre el medio ambiente debido básicamente a que este método permite estimar el valor total del bien y/o recurso ambiental a partir de la disponibilidad a pagar de los individuos por el bien ambiental. En los casos en que el método de valoración contingente no tenga éxito en la estimación también puede recomendarse otras alternativas de estimación. Un enfoque alternativo de mucha utilidad en valoraciones de este tipo, es el enfoque de valoración por medio de métodos indirectos. Mediante estos métodos se estima el valor del bien o recurso ambiental a partir de observaciones sobre el comportamiento de los individuos en mercados de bienes relacionados y/o recursos ambientales. Sin embargo, este método no es del todo efectivo, ya que para el caso de valoración de bienes en mercados poco desarrollados, las estimaciones del valor del recurso pueden ser subestimadas.

7.5 ACTIVIDADES A DESARROLLAR EN UNA EVALUACION AMBIENTAL. Continuando con el esquema de la evaluación económica de proyectos de energía eléctrica dentro del marco del análisis costo-beneficio se deben desarrollarar las siguientes actividades:

• Identificación de los Impactos Ambientales de los Proyectos de Energía Eléctrica.

♦ Se debe ejecutar una caracterización de los proyectos de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica con el fin de establecer los impactos a corto y largo plazo de estos proyectos sobre el ambiente físico y social de los seres humanos así como sobre la biótica.

♦ Con el fin de tener una aproximación para calificar las consecuencias de los proyectos de

energía eléctrica sobre los componentes del inventario ambiental se realizarán los siguientes


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pasos: 1) predicción del cambio anticipado en el componente ambiental. 2) determinación de la magnitud del cambio particular. 3) asignación del grado de importancia del cambio ocurrido sobre el componente ambiental.

• Valoración de los Impactos Ambientales de los Proyectos de Energía Eléctrica

♦ Una vez definido de manera preliminar la magnitud del impacto a evaluar, su delimitación en términos de espacio y tiempo se construirá un modelo descriptivo que posteriormente pueda transformarse en predictivo y decisional.

♦ Se buscará diseñar una matriz de doble entrada en la cual las columnas correspondan a las

acciones del proyecto que alteran el ambiente (en forma positiva y negativa) y las filas representan los factores del ambiente a ser alterados con el fin de calificar y priorizar los impactos del proyecto.

♦ Para aquellos impactos considerados como los más importantes de determinará cuáles serán

los métodos de valoración más adecuados dentro del esquema del análisis costo-beneficio.

• Incorporación de los Beneficios y Costos Ambientales en el Flujo de Fondos de Proyecto.

♦ Se discutirá la forma más adecuada como se deben incorporar los beneficios y costos ambientales en el flujo de fondos y su agregación con los beneficios y costos por otros conceptos que genera el proyecto.

♦ Se discutirá sobre los aspectos más relevantes relacionados con la forma de descontar los

valores y el cálculo de los indicadores de rentabilidad así como su interpretación y utilización en la toma de decisiones.

♦ Se plantearán fortalezas y debilidades de la metodología propuesta y sugerencias sobre temas

que pudieran ser de guía para la elaboración de estudios posteriores.

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normas ipse volumen 1 - infraestructura

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