electrocentro 2

5/17/2018 electrocentro 2

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Donde:PerfVF

perdidas corona en kw/km trifasicofrecuencia en hz= te ns io n fa se n eu tro e n kvfactor que depende de la relaci6n VnIVovoltaje critico disruptivovoltaje de operaciondistancia media geometricaradio del conductor

===Va =V =DMG=

R =Los costos de perdldas de energia par efecta joule y par etecto corona sevalorizaron sequn la tarifa fijada par la Gerencia Adjunta de RegulacionTarifaria del OSINERG, sequn el documento ~ Procesos de R~gulacion -Tarifas en Barra", correspondiente a la requlacion tarifaria ~el mes denoviembre de 2001 , Y calculada para la barra en 60 kV.Los costas directos de las lineas de transrnision en 60 y 33 kv, se estimanbasandose en precios unitarios par kilornetro.EI rnetodo de evaluaclon econornica que calcula el valor presente de loscostos de inversion y perdidas durante la vida util de la l ines I utiliza lossiguientes parametros:Flujo de carga inicial ( demanda piCD en MW)Potencia maxima de la lineaFactor de potencia igual a 0.94Tasa de crecimiento de los flujosPrecios de patenciaPrecios de energfa en horas punta y fuera de puntaAltitud sobre el nivel del marPorcentaje de tiempo bueno y maloPara metros del conductor: resistencia en C.A a 50a C, dtarnetro extemo yseccion,Inversion inicial de la lineaTasa de descuento, etc.

Cuadro N 6.1.1Secciones Optimas de Conductores para Diferentes Tipos de Line is de

Transrnlslon Secundaria

Descripcion Disposiclon Zona Tipo }' Seccion degeografica Cc nduetor

LT 60kV-rural simple terna Triangular Sierra AAAC 120LT 60kV-rural doble terna Vertical Sierra AAAC 150LT 60kV-rural simple terna Triangular Sierra AAAC 200LT 60kV-rural simple terna Triangular Sierra AAAC 240LT 60kV-rural simple tema Triangular Sierra AAAC 300LT 60kV-rural simple tema Triangular Sierra/Selva AAAC 120LT 33kV-rural simple tern a Horizontal Sierra AAAC 70LT 33kV-rural simple tema Triangular Sierra AAAC 120

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Sin embargo, la selecci6n 6ptima de los cenductores para ca a linea detransmisi6n secundaria definida, 58 verifica mediante una corri a de flujo,que chequea la caida de tensi6n de las Hneas en estudio; n caso deobtener cafdade voltaje no permisibles, se selecciona un c nductor desecci6n superior, hasta obtener una secci6n que presente resultadosadecuados.6.1.1.4 Selecci6n de los factores de seguridadLos tactores de seguridad considerados en este estudi, son losnormalmente utilizados en los proyectos y que la comisi6n d Tarifas deEnergia considera aceptable.Los factores de seguridad considerados son los siguientes:a. Conductores de aleaci6n de aluminio AAAC:50% del tiro de rotura del conductor, para la condicion de ca a maxima.25% del tiro de rotura del conductor, para las condici6nes in dales en elmomento de tendido del conductor.18% del tiro de rotura del conductor, para condiciones finales a los 20alios de vida utll del conductor despues de haberse producido elb. Estructuras con postes de madera tratada3.0 Para las condiciones normales de carga rnecanlca2.0 Para condiciones excepcionales de carga rnecanlca, ormalmentedurante la rotura de un conductor de fase 0 cable de guarda si 1 0 tuviera.c. Estructuras rnetalicas en celosia de acero galvanizado1.5 Para estructuras metalicas y fundaciones, en condicion s nonmalesde carga rnecanica, es deck, con todos los conductores y cabl de guardasanos, maximo viento transversal y temperatura media.1.2 Para estructuras rnetallcas y fundaciones, en condicionesexcepcionales de carga mecanica, 0 sea durante la rotura de n conductoro cable de guarda.e. AisladoresFactores de seguridad para el calculo de cadena de ai ladores ensuspensi6n y anclaje, aisladores pollrnetricos de silicona yaisla ores rigidoshorizontales.3.0 En condiciones normales, sin la rotura del conductor1.2 En condiciones excepcionales, despues de la rotura d 1 conductor,no se considera el impacto durante el momento de rotura de con uctor.

6.1.1.5 Selecci6n de rutaEn el presente estudio se ha asumido el mismo recorrido 0 ruta e las lineasexistentes.


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Una mejora en el procedimiento de selecci6n de ruta deberia con iderar: Se debera escoger una poligonal que tenga el menor nurnero de

vertices y tramos rectos de gran longitud. Se debera definir el trazo por zonas con accesos ad cuados, esdecir cerca de carreteras asfaltadas, caminos afirmad s 0 trochascarrozables, en especial a los vertices se debera lIeg r medianteun acceso plenamente carrozable.

Se debera evitar pasar por zonas de derrumbes per fallasgeol6gicas. asi como por terrenos con suelos poco e tables y/ocon pendien tes pronu nciadas.

Se evltara, en 1 0 posible atravesar zonas pobladas, ties como,ciudades, poblados menores, caserios, haciendas, etc.

Se debera evitar el paralelismo can lineas de comunica iones y deenergia. en especial en las salidas y lIegadas a subesta iones. Se debera evitar pasar par zonas agricolas en la m dida de 1 0posible, en caso de cruzar zona agricola se tend a especialcuidado de verificar el tipo de sembrio. Se evitara pasar por zonas de monumentos arque 16gicos deprimera importancia y en caso de pasar por ruinas de importanciasecundaria, se efectuara la consulta con los arqu oloqos delInstituto Nacional de Cultura. Se debera conservar las separaciones horizontales verticalesminimas entre la linea de transmisi6n, obstaculos fls cos y otras

lineas paralelas de acuerdo con requerimientos de aislarniento ylas norm as existentes. Se debera verificar en los organismos competentes la e istencia deproyectos futuros en el area de estudio, en especial so re posiblesdenuncios mineros. Se debera minimizar los posibles darios ecoloqicos qu se puedanproducir por el proceso de construcci6n y la instalaci6n ermanentede la linea de transmisi6n secundaria. Se evitara pasar por parques nacionales y zonas ecoJ6gicasdenominadas Tundras Pluviales.

6.1.1.6 Determinaci6n de los pesos de las estructuras de aeroPrevio a los calculos de los pesos de las torres se elabor6 la c nfiguraci6ngeometriea para eada tipo de linea, es deeir se defini6 la cabeza de la torre ylas alturas 6ptimas para cada tipo de linea a estudiar.En el caso de ELECTROCENTRO se consideraron las siguient s lineas detransmisi6n secunda ria de 60 kV para la zona sierra.linea de transmisi6n 60 kv simple tema, con disposici6n triangul r altemaday un cable de 9 uarda.Linea de transmisi6n 60 kv doble terna, con disposici6n vertica y un cablede guarda.Se han considerado dos niveles de altitud, la denominad Sierra enpromedio es 3200 msnm y Sierra Puna con una altitud de 4000 snm.

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Definidos las dimensiones de las estructuras metaticas. se dete inaron lospesos utilizando la ecuaci6n empirica de Marjerrison, sequn a siguienteformula:

Donde:W = peso de la torre, en kgCk = Constante empirica de correlacion:H'e = Altura del baricentro de la carga transversal en m.L = Tiro maximo longitudinal por rotura del conductor, en kg.T = Carga maxima trasversal por acci6n del viento y efecto deltiro del conductor, en kg;V = Carga maxima vertical de los conductores,accesorios, en kg.

Los pesos de las torres reflejan los factores decomo las alturas correspondientes al vano optima. asi

La correlacion empirica se efectuo para las estructuras de sus ension y seproyectaron para los otros tipos de estructuras; previamente s obtuvieronlos vanos y alturas optimas para cada zona y condiciones mbientalesdeterminadas , para luego obtener las cargas rnaxirnas tra versales yverticales para las torres en condiciones normales y la ca a maximalongitudinal en condiciones en rotura del conductor.La definicion de la cabeza de la torre, la determinacion del v no y alturaoptima

6.1.1.7 Determinacion de la clase y altura de los postes de aderaSe ha previsto utilizar soportes de madera tratada solo en I detransrnision secunda ria en 33 kV.En la definicion de las estructuras a utilizar en las lineas de trensrnision en33 kv, para la zona sierra se tendra en cuenta si el desplazamie to del trazode ruta de la linea, es de tipo rural 0 urbana.Para las zonas serranas rurales can terrenos accidentados qu atraviesangrandes quebradas se recomienda la utillzacion de postes de maderatratada, mediante la conforrnaclon de estructuras tipo H para imple temacon disposicion horizontal.Para el nivel de tension en 33 kV en simple terna, terren s pianos ylimitaciones de derecho de via, se consideran una tema en dlsposlciontriangular soportado por una estructura conformado por un post de maderatratada y crucetas de madera tratada.

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Para conductores con secciones hasta 70 mm2 normalmen!e se usanestructuras tipo H con postes de madera de clase 5 y 6 .Las estructuras a utilizar tendran postes y crucetas de madera t atada, paracuya definicion de la altura optima de los pastes se tendra en cuenta unaserie de factores, tales como: Tipos de conductor que soportaran las estructuras; en e te caso los

conductores seran de tipo MAC de 70 mmm2 y MAC de 120 mm2. Longitud de los aisladores para el nivel de tension de 33 kv Dimensiones de excavacion y relleno para las fundaciones. Cos to promedio de las fundaciones. Costos del material e lnstalaclon de postes de madera tratada de

diferentes longitudes. Costo de materiales y montaje del sistema de puesta a tierr Distancias de seguridad y distancias de aislamiento, son del nivel de tensi6n de 33 kV.

La longitud optima de los postes, han side estimados en 12.00 0 40 piespara estructuras tipo "H" con postes de madera tratada, cuya e tructura desuspension esta conformada por dos postes y una cruceta de maderatratada, con riostras diagonales de madera 0 de Fierro galva izado, quepermitan atenuar el momento maximo producto de las fue as de losconduct ores.La longitud optima de postes, para zonas planas con tema en disposlclontriangular con cable de guarda, se ha establecido en 45 pies.Utilizandose postes de madera clase 3 y 4.En conclusion, se utilizaran pastes de 40 pies en estructuras ti 0 H de laslineas de transrnision de 33kv para zonas accidentados y poste de 45 piesen estructuras monoposte para zonas planas.6.1.1.8 Selecci6n de aisladoresLa seleccion de aisladores de las lineas de transrnision se efectuo deacuerdo a la zona de ublcacion de la linea.En la Sierra la selecci6n de aisladores es por sobre tensionesindustrial en ambiente hurnedo y por tasa de salida de lindescargas retroactivas producto de de sobre tensiones de tipola carga de rotura se calcula de acuerdo a los esfuerzos mconductor.

frecuenciaa debido atrnosferico,del

EI factor de seguridad en condiciones norm ales para la cadena deaisladores, es decir sin rotura de conductor, con viento maximo atemperatura minima, sera igual a 3.0.

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La determinacion del nivel de aislamiento por sobre tension frecuenciaindustrial hum edo fueron corregidas por condiciones ambientalesLos niveles de sobre tension atrnosferica fueron determinados s gun el nivelcerauneo de la zona y las normas 0 estandares normalmente a eptados enel pais.La seleccion de los aisladores, se muestran en el cuadro N 6.1.~.

Cuadro N 6.1.2 ISelecci6n del Aislamiento .

Nivel Zona Aislamiento en Aislamiento e n Anclajede Geografica Suspensi6nTensi6n Cadena aisladores Cadena aisl adores( Kv) Bola - casquillo Bola - cas quillo(Nurnero de Unidades (Numero de l nidades

60 Sierra/Selva 6 760 Sierra puna 6 760 Sierra 5 630 Sierra 3 4

Caracteristica de los aisladores seleccionadosLas caracteristicas de los aisladores Standard seleccionados son:Tipo de cadena Suspension y Ancla eGlase lEG U70BLNorma lEG 16 ADiametro de disco 255 mmAltura 146 mmDistancia de fuga 320 mmGarga de 1alla electrornecanlca 70 kNVoltaje Resistente a Frecuencia IndustrialSecoHurnedoImpulsoVoltaje de perforacionConexionPeso Neto Aproximado

70KV40 Kv100 KV130 KVBola -casquillo5.0 Kg

A continuacion se presentan las caracteristicas de las cadenas de suspension yde anclaie:

a. Linea de transmisi6n 60 KV - zona sierral selvaNivel de tensionZona geografica de ubicacionTipo de cadenaNurnero de aisladores

60 kvSierra/SelvaSuspension Anclaje6 unidades 7 uni jades

Voltaje Resistente a Frecuencia Industrial

J.


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SecoHurnedoVoltaje Resistente a sobretensiones:Distancia de fuga total

b. Linea de transmisi6n 60 KV - zona sierraNivel de tensi6nZona geogrMica de ubicaci6nTipo de cade naNurnero de aisladoresVoltaje Resistente a Frecuencia IndustrialSecoHurnedo

Voltaje Resistente a sobre tensionesDistancia de fuga total

300 kv210kv4 6 0 k v

260 kv180kv

II

I

I245 kv5 2 5 k v I

1920mm 2240rm

335kv

60 kvSierraSuspensi6n Anclaje 15 unidades 6unidrdes

300kv210 kv395kv1600 mm 460k1920 m

c. Linea de transmisi6n 60 KV - zona sierra punaNivel de tensi6nZona geografica de ubicaci6nTipo de cadenaNumero de aisladoresVoltaje Resistente a Frecuencia IndustrialSecoHurnedoVoltaje Resistente a sobre tensionesDistancia de fuga total

60 kvSierra Suspensi6n nclaje6 unidades 7 uni ades

300 kv 335kv210kv 245 k4 6 0 k v1920 mm

d. Linea de transmisi6n 60 KV - zona sierra punaNivel de tensi6nZona geografica de ubicaci6nTipo de cadenaNurnero de aisladoresVoltaje Resistente a Frecuencia IndustrialSeeoHurnedoVoltaje Resistente a sobretensionesDistancia de fuga total

1 1 0 k v

33 kvSierra fSuspension nelaje3 unidades 4 uni ades

I165 kv 215kt

145 kv I320kt1280~m2 4 5 k v960mm

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6.1.1.9 Selecci6n del cable de guarda II

sequnda ria desor variablesI

En las zonas donde la empresa ELECTROCENTRO S.A. tieni lineas detransmisi6n los niveles ceraunicos no sobrepasan en pro edio a 40tormentas electricas / km - ario, por 1 0 general los trazos de ruta de laslineas de transrnision se desplazan por la falda de los cerros.Debido al mediano nivel ceraunico de la zona, se ha previsto J I uso de unsolo cable de guarda can un anqulo maximo de apantallam ie~o sabre losconductores menor de 30. I

En la zona de ubicacion de las Iineas de transrnislonELECTROCENTRO S.A., los niveles ceraunicosdependiendo de la altitud sabre el nivel del mar.

En el anexo correspond iente a la selecci6n del aislamiento se efectua uncalculo de la tasa de salida de linea por falla de apantallam iento y pardescargas retroactivas, para una linea can torres rnetalicas y u solo cablede guarda; siendo importante en este caso, tener un sistema de puesta atierra can baja resistencia que permita presentar tasas de sail a de lineadisminuyendo al minima las descargas retroactivas.Segun la altitud sobre el nivel del mar que atraviesa la linea se etermina lasecclon del cable de guarda; usando para las zonas de gran sltitud ( contramos de altitud pramedio mayor 4000 msnm) acero galvaniza io tipo EHSde 3/8" de diarnetro , mientras que para lineas que se ubican a menor altitud( con tramos de altitud promedio a menores a 3000 msnm) s 3 usara uncable de acero galvanizado tipo EHS de 5/16" de diametro. Lascaracteristicas de los cables de guarda se muestran en el cuadra N 6.1.3.

3/8"

Secci6n(mm2)51.08

Dlarnetro( mm2) Peso(kg/m)0.406

Car~a deRotura ( kg)

9.14 6~85

Calibre

5/16" 38.06 7.92 0.305 ~43

Ambos tienen un m6dulo de elasticidad de 19000 kg/mm2 Y UI coeficientede dilataci6n lineal igual a 0.0000115 1/DC6.1.1.10 Selecci6n de la puesta a tierra

Se tiene previsto utilizar contrapesos longitudinales con conductor' copperweldN 2 AWG 6 cables de acero galvanizado; y varillas de SIS" diam~ra Y 2.40 mde longitud de material copperweld. .Las configuraciones previstas sera las siguientes, segun los valores deresistividad de los suelos :Primera confiquraclon : dos varlllas copperweJd;Segunda configuraci6n: dos contrapesos longitudinales co ocados endirecciones opuestas de 25m cada uno.


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Tercera configuraci6n: dos varillas copperweld + dos ontrapesoslongitudinales colocados en direcciones opuestas de 25 m cada un ;Cuarta confiquracion: dos contrapesos longitudinales colocados en direccionesopuestas de 50m cada uno;Quinta confiquracion: cuatro contrapesos longitudinales colocado 2 a 2 endirecciones opuestas de 25 m cada uno;En caso de ser necesario se incrernentara la longitud de los contraalcanzar la res istencia de puesta a tierra requeridos.Sexta configuraci6n: para zonas rocosas 50 metros de contrap so + uno 0mas pozos de tierra especiales preparadas con varilla coppe eld, tierranatural, sal y bentonita. ILa instalaci6n de contrapesos en roca, consistentes en un canal d~0'1 0 x 0.10m para Ilevar la conexi6n de la estructura a un electrodo instalado n un suelode baja resistividad, se usa siempre y cuando este ubicado a me as de 50 mde la estructura. IEn zonas con terreno normal, se utilizan contrapesos radiales de cablecopperweJd6 acero galvanizado. I

6.2 Costos unitarios modulares de linea de transmlslon sectndaria deELECTROCENTROS,A. I

La estructuracion de Jos costas unitarios modulares se elaboro del manera deincorporar todos los elementos que aportan directa e indirectarnente al costatotal de las lineas.EI costo unitario modular para cada tipo de linea seleccionada, que comprendela suma de los costas directos mas los costas indirectosEI costa unitario modular para cada tipo de linea seleccionada , c mprende lasuma de los costas directos mas los costas indirectos.Los costos directos estan constituidos par los siguientes rubros:Costa de materiales ( CIF) mas derechos y gastos de aduana;Casto de montaje;Gastos par servidumbre;Gastos generales y utilidades del contratista.

ILos costas indirectos se refieren a la suma de los siguientes rubros: 'Costas de ingenieria;Costas administrativos de la Empresa , incluyendo los costas po gestion deservidumbre;Intereses intercalados durante la ejecucion de la obra.Los costos directos de una linea de transmisi6n secundaria , se re~ortan en losformatos donde se consignan todos los materiales componentes de a Hneay lasactividades necesarias para su instalacion, debidamente especifica as y can las


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6.2.1

II!i

actividedes necesarias neeesaria para su instalacion, Jbidamenteespecificadas y con las cantidades adecuadas para cada linea mOdelra.EI calculo de costos se efectua considerando disefios eficfentes, coneconomfas de escala adecuadas, costos de mercado y r ndimientoseficientes.

I

I

6.2.1.1 Costos de materiales IUna vez seleccionados los materiales mediante disefios=e laslineas de transmision, se determinan sus costos, para el cual se h seguido elsiguiente procedimiento:Selecci6n de los disefios eficientes para cada nivel de tension y t!po de lineade acuerdo a su ubicacion, sequn 10 establecido en el acapite 6.1

Costos directos

Se definen en forma sustentada los costos unitarios de todos los materiales ,en donde no se incluyen el impuesto general a las ventas, ni el i puesto depromoci6n municipal. En este caso se han utilizado algunos costas entregadospor ELECTROCENTRO S.A.; mientras que para la mayor ntidad demateriales sus costos se han estimado en base a cotizaciones d proyectosanteriores y precios de mercado.Para los suministros importadas, se consideran los siguiente recargos:transporte maritimo , seguros, aranceles, gastos de inspecclcn eel exterior,gastos de aduana, estiba y transporte local, seguros locale. Se hacernencion que no se han considerada aranceles para los cond ctores tipoAAAC, debido a que este material normalmente se importa de paises delPacta Andino ( Venezuela, Colombia y/o Bolivia)EI costa de los diferentes materiales han sido surnini trados porELECTROCENTRO S.A. 0 se han estimado en base a referencia anteriores,sepun se describe a continuaci6n:EI costa de los conductores de tipo AAAC se ha establecido ba andose enuna cotizaci6n reciente entregada por ELECTROCENTRO S.A. S bre la basede los precios cotizados, se han determinado los costas d todos losconductores, en base a los pesos de los conductores.EI Costo de los postes de madera se ha estimado basandose en a cotizaci6nde precios promedios de mercado, utilizados en proyectas de lineaEI Costo de las tarres rnetalicas se ha estimado en basereferencial entregado por ELECTROCENTRO S.A. igual a 1.35 UEI Costo de los aisladares y accesorios de las cadenas se han stimado enbase a la informaci6n suministrada por ELECTROCENTRO S.A.Los costos de los cables de acero galvanizado para el cable de guarda , sehan estimado en base a precios referenciales de otros proyectos.Los costos de los diversos accesorios, tales como para la retenidk, ensamblede suspension, elementos de los sistemas de puesta a tierra se h~n estimado

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considerando precios promedios de mercado utilizados en proyect s de lineasde transrnision.En el cuadro N 6.2.1 se muestran los costos unitarios de I s diversosmateriales utilizados en la elaboracion de la estructura de los costosmodulares.6.2.1.2 Costas de obras civiles y montaje electrornecanicoEI calculo de los costos de las obras civiles y obras electrornecan cas para elmontaje de la linea, se baso en los costos oficiales de mana de 0 ra y de usode maquinaria.En el Anexo E se presentan los costos unitarios para cada activid d de obra,en donde se presentan los rendimientos adecuados sequn la zona e trabajo Ypara el cual se desarrollan loa analisis de precios unitarios de cada actividad.Los costos de mana de obra de equipos de construccion y m teriales deconstrucci6n han sido obtenidos de la ultima edicion de revista es ecializada KCostos".Los analisls de costos unltarios de obras civiles y montaje elec rornecanicorequeridos han ido desarrollados basicarnente para las siguientes ctividades:Obras Civiles:Excavaci6n en suelo normal ( m3)Relleno y compactaci6n ( m3)Excavaci6n en roca (m3)Exeavaci6n con agua( m3)Concreto armado (m3)Encofrado y desencofrado(m2)Eliminaci6n del material excedente, a 5 km con maquinaria ( m3)Caminos de accesos en terreno plano (km)Caminos de acceso en terreno ondulado (km)Camino de acceso en terreno accidentado, suelo rocoso (km)Limpieza de franja de servidumbre ( Ha)Replanteo topoqrafico ( km)Montaje electrornecanico:Montaje de torres ( ton)Instalaci6n de estructuras con postes de madera ( und)Instalaci6n de postes de concreto( und)Montaje de conductores ( km. Trifaslco)tnstalaclon de cadena de aisladores ( und)Instalaci6n de retenidas ( und)Instalaci6n de contrapesos ( km)Instalaci6n de jabalinas copperweldt unid)En el cuadro N 6.2.2 se muestran los cost os unitarios de las 0lras civiles ymontaje electrornecanico.6.2.1.3 Gastos por gesti6n de servidumbre

I

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CUADRO N6.2.1

PReCIO UNITARIOS MATeRIALes De LlNeAS 010TRANSMLSION SeCUNDARl1>,

Item OESCRIPCION UNID Preclos OB de Reterencla (US$)MN MEMATERIALES1 CONDUCTORES Y CABLE GUARDAU Conductor AAAC 300 mm2 11 m 1980.671.2 Conductor AAAC 240 mm2 km 1604.651.3 Conductor AAAC 200 mm2 km 1338.8114 Conductor AAAC 150 mm2 km 999.411.5 Conductor AAAC 120 mm2 km 999.411.6 Cable deguarda AoGo de 51rnrnz, 6976 Kg rotura km 649.001.7 Cable deguarda AoGo de38 mm2, 4070 Kg rotura km 487.552 ESTRUCTURAS2.1 Acero lipo Celosia Kg 1.352.2 Bases metalicas para c imentaciones Kg 1.353 POSTES DE MADERA TRA TADA3.1 Poste 45 pies Clase 4 Pino amari llo del Sur U 368.023.2 Poste 45 pies Clase 3 Pino amarillo del Sur U 496.063.3 Poste 40 pies Clase 5 Pino amari llo del Sur U 185.003.4 Poste 40 pies Ciase 6 Pino amarillo del Sur U 165.003.5 Cruceta para estructura H 60 kv , 6.20 m x 4 112" x 5 112" U 132.323.6 Cruceta para estructura H 60 kv, 7.BO m x 4 112" x 5 112" U 156.453.7 Cruceta para estructura H 60 kv, 8.30 m x 4 112"x 5 112" U 160503.8 Cruceta para estructura H 60 kv, 2.40 mx 4 112" x 5 112" U 48.133.9 Cruceta para estructura H 60 kv, 3.00 m x 4 1 /2" x 5 112" U 60.193.10 Cruceta para estructura H 60 kv, 6.00 mx 4 1 /2" x 5 1 /2" U 120


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CUADRO W 6.2.2PRECIOS UN1TARIOS DE LlNEAS DE TRANSMISION SECUNDA RIA

Item DESCRIPCION UNID S DE REFERENCIAMECONSTRUCCION Y MONT AJE

1 CAMPAMENTO1.1 Instalacion GBl 30740.001.2 Operaci6n GBl 21343.002 ACCESOS Y OTROS2.1 Camino de aeeeso en terreno plano km 1524.412.2 Camino de aeeeso en terrene ondulado km 1731.632.3 Camino de aeceso en terreno accidentado suelo normal km 2547.G22.4 Camino de acceso en terreno accidentado suelo roeoso km 10005.002.5 Limpieza de franja de de servidumbre, selva 138 kv km 1166.372.6 Replanteo topograflco 60kv km 372.312.7 Replanteo topoqrafico 33 kv km 335.78

km3 MONT AJE DE ESTRUCTURAS3.1 Excavaci6n en suelo normal (tipo I, tipo II Y tipo III ) m3 14.183.2 Excavaei6n en suelo can agua m3 68.783.3 Excavaci6n en roea compactada ( tipo IV) m3 56.523.4 Relleno can material propio compactado m3 16.823.5 Relleno eon material de prestarno m3 26.683.6 Eliminaci6n de material excedente, a 5 km can maquinaria m3 11.863.7 EncDfrado m2 12.173.8 Base tipo concreto F'e=210 kg!cm2 para fundaciones m3 258.363.9 Acero de refuerze fy = 4200 kg! cm2 kg 2.243.10 Bloques de concreto para retenidas U 34.883.11 Montaje de terre metalica (4.5 TN ) TN 1182.463.12 Montaje de parrilla metaliea TN 218.393.13 Montaje de postes de madera tratada de 45 pies - clase 3 U 103.953.14 Montaje de postes de madera tratada de 45 pies - clase 4 U 91.073.15 Montaje de pastes de madera tratada de 40 pies - clase 5 U 88.513.16 Montaje de postes de madera tratada de 40 pies - clase 6 Jgo 88.513.17 Montaje de brazos en "X" en madera tratada 60 kv Jgo 37.843.18 Montaje de brazos en "X" de FoGo 33 kv U 43.513.19 Montaje de cruceta de madera estructurada tipo H , 138 kv U 33.193.2 Montaje de cruceta de madera estructurada tipo H , 60 kv Y 33 kv U 13.073.21 Montaje de cruceta de madera tipo monoposte 33 kv U 13.283.22 Montaje de cruceta de madera de 2.40 m U I 13.283.23 Montaje de cruceta de madera tipo monoposte 33 kv U I 13.283.24 Montaje de cruceta de concreto 60 kv U 16.603.25 Montaje de braquete angular de Fo.Go U 13.28

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ICUADRO N 6.2.2 I

IPRECIOS UNITARIOS DE LlNEAS DE TRANSMISION SECUND~RIA

I

Item DESCRIPCION UNID S DE REFERENCIAME4 MONTAJE DE CONDUCTORES ,4.1 Montaje conductor AAAC 300 mm2 Sierra km 1937.944.2 Montaje conductor AAAC 240 mm2 Sierra km 1599.694.3 Montaje conductor AAAC 200 mm2 Sierra km 1486.244.4 Montaje conductor MAC 150 mm2 Sierra km 1405.954.5 Montaje conductor AAAC 120 mm2 Sierra km 1216.414.6 Montaje conductor AAAC 70 mm2 Sierra km I 1090.214.7 Montaje cable guarda 51 mm2, 6976 kg rotura km 870.33. 4.8 Montaje cable guarda 38 mm2, 4070 kg rotura km 815.185 MONTAJE DE AISLADORES5.1 Montaje cadena de suspension 60 kv U 16.175.2 Montaje cadena de anclaje 60 kv U 21.475.3 Montaje cadena de suspensi6n 33 kv U 11.565.4 Montaje cadena de anclaje 33 kv U 17.075.5 Montaje cadena de orientaci6n 60 kv, tipo antifog U 20.335.6 Enable en suspensi6n de cable de guarda Jgo 1.805.7 Enable en anclaje de cable de guarda Jgo 1.906 INSTALACION DE PUESTA A TIERRA6.1 Medici6n de resistividad y resistencia de puesta atierra U 7.866.2 lnstalecion contrapeso Copperweld 2 AWG, suelo normal km 3393.876.3 lnstalacion contrapeso CopperweJd 2 AWG, suelo rocoso km 2798.136.4 lnstalacion de jabaJinas Copperweld 2 AWG U 15.376.5 Pozo de tierra sal .. benton ita U 133.617 INSTALACION DE RETENIDA

7.1 lnstalacion retenida, incluye cable, vari lla de anclaje y accesorios U 99.248 INSTALACION DE ACCESORIOS8.1 Instalaci6n de varil la de armar U 3.508.2 lnstalacion de junta de empalme U 8.508.3 lnstalacion de manguito de reparaci6n U 7.008.4 Instalaci6n de amortiguadores U 7.50

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__.L


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Los gastos por gestion de servidumbre, se refieren a los gastos necesariospara la obtenci6n de la servidumbre en la franja de servicio de 1 s lineas detransmisi6n. Estos ga5t05 incluyen el trabajo de campo y oficina n rmalmentedesarrollado por una empresa especiaHzada. ,La gestion para la obtencion de la servidumbre incluye, entt otros, laubicaci6n del propietario, la obtenci6n de los documentos ne esarios, latasaci6n de los terrenos y cultivo, el logro del acuerdo econ6mic , el pago alos propietarios, los gastos notariales, etc. iPara la zona sierra los gastos par gestion des servidumbre se haestirnado en250 US$/Km. T

ISe debe de tener en cuenta que de la longitud total de la linea='olo un porcentaje de ella esta sujeta a los pagos par servidumb e, sequn eltrazo de ruta de la linea.6.2.1.4 Gastos generales y utilidades del contratista: ILos gastos generales del contratista cubren los siguientes rubros:Fianzas ( adelanto, seriedad de oferta, fiel cumplimiento), segurosPromoci6n de los gastos de la sede central: personal,administrativos, alquiler de oficinas, servicio electrico, telefonoficina, mantenimiento de equipos, mobiliario, combustibles,preparaci6n de la oferta y otros.

servicios.irectivos y, utiles deovilizacion,

Gastos de referencia directos: personal, almacen. vehfcuJos y gast s varios.Se asume que los gastos generales del contratista es igual al 1 0 Y odel costodirecto de las instalaciones.Asimismo, se considera una utilidad estandarizada en nuestro m dio que esigual al 1 0% del costo directo de las instalaciones.

6.2.2 Costos IndirectosEn el rubro de costos indirectos comprenden basicarnente: costos deingenierfa y supervision, costos administrativos de ELECTROCE TRO S.A..cornpensacion por uso del derecho de servidumbre e intereses ntercalariosdurante la ejecucion de la obra.6.2.2.1 Costos de Ingenieria y supervisi6nLos costos de ingenieria y supervision corresponden a los sigui ntes rubros:estudios de ingenieria definitiva, de ingenierfa de detalle, la s pervision yrscepclon de obras.a. Ingenieria deestudio definitivoLos costos de ingenieria definitiva comprenden baslcarnente los si uientes:Costo de ingenieria definitiva de la linea de transrnlslon propiamen e dicha;Costo de los estudios de Impacto Ambiental;Costo de la evaluacion arquecloqica:

~5,


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EI costo de la ingenierfa definitiva cubre los siguientes rubros:Selecci6n de la rutaCalculos electricos y rnecanicosLevantamiento topografico IEstudio de impacto ambiental, incluye pagos par estudios y gesti6n.Estudios geol6gicos y geotecnicos.Evaluaci6n arqueoloqica y su verificaci6n por el INC, incluye pagos de gesti6n.Preparaci6n del expediente de servidumbre.Medici6n de la resistividad del suelo.PianosEspecificaciones tecnicasMetradosPresupuesto baseBases de licitaci6nExpediente de solicitud de concesi6n temporalMemoria descriptiva y pianos para la conceslon definitiva IEI Costo del estudio de impacto ambiental , comprende 10 SigUienie:Estudio de Impacto Ambiental;Pagos par presentacion del expediente yGastos de gesti6nEI costa de la evaluaci6n arqueol6gica, comprende 10 siguiente:Costa del estudio de evaluaci6n arqueoloqlca a 10 largo del trazo d ruta;Costo de la supervision del estudio, per parte del lnstituto nacion I de CulturaINC;Costo de supervision del INC, durante la elecuclon de obra;Pagos por derechos (TUPA) para presentaci6n del estudio;Posible pago por rescate en el momento de ejeeuci6n de obra, sto solo seconsidera en las zonas con posibles restos arqueoloqlcos.b. Ingenierfa de detalleEn el costa de ingenieria de detalle de Hneas nonnalmente se ncluyen loscostos de replanteo y la ubicaci6n de las estructuras en el campo.En terrnlnos generales la ingenieria de detalle considera los siguie tes rubros:Asignaci6n de stubs can patas desniveladasUbicaci6n de estructuras en el campoElaboraci6n del perfil transversalRevision de los pianos de fundaeionesCalculo del creep y cambios de estadoTabla de tensadoTabla de set off de grapas de suspensi6nRelocalizaci6n computarizada de estrueturas ( se realiza par 1 0 general enzonas accidentadas y cuando el perfil de la linea no coincide co el estudiodefinitivo como consecuencia del cam bio de ruta).Asiqnacion de fundaciones y puesta a tierra.Diserio de fundaciones especiales ( cruce de rios y pantanos) IVerificaci6n de armados de ferreteria y partes de la estructura y ai,ladores.Pianos como construidos ( as built). i

i- ~ . ., - L ' .


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c. Supervision de obraEIcosto de la supervision de obra , incluye 1 0 siguiente:Supervision de la adquisicion de suministros para la obra.Gastos por manejo de obra por parte de la empresa propietaria. 1Supervision misma de la obra, para el cual normalmente se co trata a unaempresa consultora especializada. , IEI costo total del rubro que comprende ingenieria definitiva, i~enieria dedetalle y supervisi6n de obra se ha estimado en 7% del costo de jecuci6n deobra.6.2.2.2 Costos administrativos de ELECTROCENTRO S.A.Corresponden a los gastos del propietario de la linea y debsiguiente:Supervisi6n general del proyecto desde su concepci6n hasta s puesta enservicio.Elaboraci6n de los estudios de factibilidad e Ingenieria basica.Gastos de gesti6n financiera. CGastos de licitaci6n.Coordinaci6n can otras empresas e instituciones (MEM ELE TROPERU,COES , Ministerio de Guerra, etc).Solicitud de eoncesi6n definitiva, pago de TUPA y fianzas.Certflcacion de no-afectaclon del Instituto Naeional de Cultural.Inspeeei6n en fabrica de equipos y materiales principales.Capacitacion de personal para la operacion y mantenimiento de los equiposadquiridos.

6.2.2.3 Cornpensaclon por Servidumbre

Se ha estimado los gastos administrativos de la empresa en 2.5 Y o del costade la ejeeuci6n de la obra.

Corresponden al pago par aires, suelo, cultivo y afectacion de vivi ndas, tantopara la linea como para los accesos, todo 10eual Ie correspon e pagar alpropietario de la linea. Estos gastos se estableeen sobre la base de ladocumentaci6n entregada par ELECTROCENTRO S.A. Se ha eterminadolos gastos de servidumbre promedios para cada tipo de linea de euerdo a lazona de su desplazamiento, para luego aplicarlos a las derna lineas detransmisi6n secundarias.En la zona sierra se ha estimado el gasto de servidumbre en US 500.00 porkm de linea. Se debe de tomar en cuenta que se ha consider do solo unporcentaje de la longitud total de la linea afecta al pago de I s derechosrespectivos.6.2.2.4 Gastos Financieros

I

Debera cubrir el costa del capital inmovilizado durante la ejecucionl de obra.I

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En esta parte se presenta el resultado de la valorizacion de las insta aciones delsistema secundario de transrnision de ELECTROCENTRO S.A Para lavalorizacion se han empleado los costas de los modules estandares,En el cuadro N 6.2.3, se aprecia el resumen de las lineas de transmisionadaptadas, de acuerdo a su ubicaclon geografica, nurnero de tern s y tipo deestructuras. Can estos m6dulos estandares se valorizo las lineas de transrnisionsecundaria de ELECTROCENTRO S.A.. En el cuadro N 6.2.4, se muestra elresultado del Valor Nuevo de Reemplazo, en miles de US$, de I s Hneas detransrnision secundaria de transmlsion secunda ria de ELECTROCE TRO S. A.En el Anexo F, se presenta el desarrollo de los m6dulos esta dar de lasIfneas de transrnision secunda ria.

6.3 Diseno adaptado para subestaciones de potenciaLas subestacianes de patencia, estan conforrnadas par los siguientesmodules:Celda de linea en 60 - 66 kV, 33 kV, 22.9kv y 10 - 13.2 kV.Celda de conexion de transformador en 60 - 66 kV, 33 kV, 22.9kv y 10 -13.2kV.Transformador de potenciaSistemas de rnedicion, control y proteccion.Sistemas de telecomunicaciones, teJecontrol y telemanda.Servicios auxiliares en C.A yen C.C.Red de tierra profunda.Instalaciones electricas exteriores, de alumbrado y tomacorrientes.Obras civiles del edificia de control.Obras civiles generales.

6.3.1 Selecci6n de los componentes y parametres biisicos de dlsefi6.3,1.1 Selecci6n de las configuraciones de barrasLa canfiguraei6n del sistema de barras de la subestacion se se eeciona enfunci6n del nurnero de celdas, del grado de confiabilidad del se ieio y de lapotencia que se maneja en la subestacion. Desde este punto de ista, se hanseleccionada las siguientes configuraciones de barras:Doble barra, para subestaciones can muchas celdas, alta carga donde serequiere gran confiabiJidad en el servicio.Simple barra, para subestaciones con pocas celdas y baja carga.

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6.3.1.2 Selecci6n del nivel de aislamientoDe acuerdo con la Norma CEI N 71, " Insulation Coordination", dara SS.EE.ubicadas a una altitud de hasta 1000 m.s.n.m. el nivel de aislarnisnto de losequipos tienen los siguientes valores: !

I

Sistema de 60 KV - 66 kvTensi6n de disefio de equipoTensi6n de ensayo a 60 HzTensi6n de ensayo con onda de impulso

100 kv185 kv450 kviiIpica I

Sistema de 30 KV - 33 kvTension de disefio de equipoTension de ensayo a 60 HzTension de ensayo con onda de impulso

52 kv95 kv250 kv pico

Sistema de 22.9 KVTension de disefio de equipoTensi6n de ensayo a 60 HzTensi6n de ensayo con onda de impulso

36kv70 kv170 kv pico

Sistema de 10 KV -13.2 kvTensi6n de disefio de equipoTension de ensayo a 60 hzTensi6n de ensayo con onda de impulso

17.5 kv38kv95 kv pico

,

En un sistema electrico adaptado, los niveles de= indicadosanteriormente pueden ser adoptados para equipos de subestacion s ubicadashasta una altitud de 4500 m.s.n.m.I

6.3.1.3 Seleccion de los equipos de lnterrupclon y secciona~ientoILos equipos de interrupcion y seccionamiento se seleccionan prirciPalmenteen funclon a los parametres siguientes: Tension nominal. potencia a transmitir

y potencia de cortocircuito en el sistema electrico. .iSe han seleccionado equipos normalizados de las siguientes caracteristicas

principales: III 17.Skvi TripolarI 20kAI 1200AI ResorteI SF6I 72.5kvTripolar

InterruptoresTipoPoder de cortocircuitoCorriente nominalMandoCamara de extinclon

100kv 36kvUni-Tripolar20kA

1200ATripolar12kA560AResorte

SF6ResorteSF6

SeccionadoresTipoPoder de cortocircuitoCorriente nominal

100kvTripolar31.5kA20kA1200A

36kvTripolar ,20kA!

!30A 80DA

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MandoCamara de extincion

ResorteElectrico ResorteMecanico I ResortetAecanico

I

Para el caso de subestaciones ubicadas en ciudades importantes, en lugar deceldas de 10- 13.8 kV al exterior pueden considerarse celdas aJ nterior, tipometal-clad.Los interruptores para 60 y 33 kV son con carnara de extinci6n en 1F6.AI respecto cabe mencionar que todos los interruptores mOdern~s son concarnara de extinci6n en SF6, por su excelente caracterlstica dielectrica,reducido peso, y por no ser letal; practicarnente ha desplazado al a eite.Los interruptores para distribuci6n en 22.9 y 10 - 13.8 kV son=carnara deextincion en vacio. I

i!La tension maxima de servicio ( de disefio) y el nivel de aislam~ento de losequipos se indican en el numeral 6.3.1.2 iI

i6.3.1.4 Saleccion de los sistemas de proteccion, control y ~diCionLos equipos de protecci6n considerados son de la tecnologia digi Ide ultimageneracion. rnultitunclon, con funciones proqrarnables. 5e han onsideradolas siguientes protecciones principales: .I

!Protecci6n de lfneas 60-66' kv: ReJes de sobre corriente de fase (50/51) Y atierra ( SON Y 51N), Y rele direccional de sobre corriente hom polar paraprotecci6n contra fallas a tierra de alta resistencia (67N). No se enciona enforma especifica el rele de minima frecuencia para rechazo de car a debido aque los reles modernos son programables, pracncamente abarca casi todaslas funciones de protecci6n.Protecci6n de transformadores de potencia: Para la pro ecci6n detransformadores de 60 - 66 kV se ha considerad 0 reles diferencial ( 87T) Y desobre corriente ( 50/581, 50N/51 N). Para la protecci6n de los tran formadoresmenores 0 iguales a 5 MVA no se considera la proteccion diferenci I.Los equipos de control considerados son del tipo convencional. IILos equipos de medici6n considerados son de tecnolog ia digital, tUltifunci6n.programables.

I.3.1.5 Selecci6n del Sistema de comunicaciones

6.3.1.6 Sistema de puesta a tierraEn los sistemas de 60kv y 33 kV no se considera onda portadora.

I

iPara la red de tierra profunda y superficial se ha considerado cable desnudode cobre de 70 mm2 , pozos de puesta a tierra, y electrodos c0rfpletamentede copperweld. I!6.3.1.7 Otros

5 2


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Los transformadores de medida de tension en 60 - 66 kVcapacitive, y en 33kv son del tipo inductivo. del tipo

Los pararrayos son del tipo 6xido de zinc.Las barras y conexiones entre equipos de las SUbestaCione

f" son canconductores flexibles de aleacion de aluminio en el caso de equi amiento alexterior, y con conductores rigidos de cobre en el caso de equi amiento alinterior.

iLos aisladores de los equipos son de porcelana , de acuerdo con el nivel deaislamiento definido anteriormente.

i

.~'

Para el soporte de los equipos y p6rticos en los patios de 60 - 6, kv Y33 kvse han considerado estructura rnetalicas galvanizadas, del tipo eel sla,6.3.1.8 Transformadores de potencia

I

Nivel de aislamiento I!EI nivel de aislamiento interno de los transformadores es igual al q~e se indicaen el numeral 6.3.1.2, el aislamiento extemo de los transforradores escorregido de acuerdo a la altitud de la subestacion. I!

Relaci6n de transfonnaci6n ILa relaclon retransformaci6n de los transformadores considera os en elsistema electrico adaptado para el afro 2011, han sido deter inados enfunci6n de las tensiones de transrnislon secundaria determinadas n el estudiode flujo de potencias, y de las tensiones de distribuci6n prim ria en lossistemas electricos existentes. Estas relaciones son:60/33/10 kV, 60/22.9 kV, 60/10kv. 60/13.2kv Y33/13.2kv. IPotencia unitaria (MVA) ~ ILas potencias unitarias estandar. determinadas en el estudio e f1ujo depotencias son las siguientes:

IIIIII

II Los transformadores de potencia han sido seleccionados con equipos deregulaci6n autornatica bajo carga.

12.5/16 MVA ONAN/ONAF10MVAONAN5 MVAONAN4 MVA ONAN3.15 MVA ONANCambiador de tomas ( taps)

Se han utilizado transformadores de 2 y 3 devanados, sequn la cfmfiguraci6nde la red.- Las relaciones de transformaci6n nominal corresP9nden a lastensiones nominales del sistema. !

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6.3.2

Los sistemas corresponden a equipos de fabricaci6n estandar, ctn nucleo dehierro, sumergidos en aceite. EI equipo lncluye un sistema autom tico para elcambiado de tomas, en el rango de -10 a + 10 %.

6.3.1.9 Celdas demedia tensionLos m6dulos de transformaci6n, sequn 10establecido para el calcu 0 de peaje,incluyen tanto la celda en AT como la celda en MT y las ce das de losalimentadores que salen de la barra de MT.Para las celdas en 10 kV, 13.2 kV Y 22.9kv se ha conSiderat. m6dulosestandar tipo metal-clad. En cada celda se considera inca orado uninterruptor, el seccionamiento, barras, transfonnadores de medi a, reles desobre corrientes y equipo de sefializacion y telemando.

IDeterminacion de los costas estandar I6.3.2.1 Fuentes de informacion y sustentaci6n de los brecios dereferencia I

iPara determinar 105 costas unitarios de 105 componentes de los m6dulos desubestaciones se ha realizado un analisis de precios para su estacionestipicas, empleando como fuente prineipalmente los preeios nltarios defabricantes como ASS, ALSTOM y SIEMENS asi precios ofe ados a laDireeci6n ejecutiva de Proyectos del Ministerio de Energia y inas, paradiversos proyectos ya realizados en diversos lugares del pais.6.3.2.2 Costas de los materiales y equiposLos costos de los materiales y equipos son costos direetos colocados en losalmacenes del fabrieante en Lima y transporte a la obra. I

II6.3.2.3 Costas de Montaje II

Para la determinacion de los costos de montaje se ha efectuado u analisis deprecios unitarios considerando la mana de obra, equipos y materialesnecesarios; en el calculo de los costos de montaje se ineluyen I s pruebas,puestas en servicio , y operacion experimental.

6.3.2.4 Casto de obras civilessiguientesos costos de obras civiles de las eeldas tienen en euenta

rubros:Construcci6n de bases para porticos yequipos.Construccion de canaletas de cables.Construcci6n de edificio de control y cerco perimetrico.6.3.2.5 Gastos generales y utilidades del contratista


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Comprende los rubros detallados en el numeral 6.2.1.4. Para SUb~staCiones yde acuerdo a los porcentajes representativos del mercado local, equn obrasrecientes ejecutadas en el pais, se considera equivalente al 80 del castodirecto total ( suministro y montaje, obras y transporte). i6.3.2.6 Costos indirectosA los costas de los modules se ha agregado los costas indirectos dt Ingenieriay Supervision ( 7%), Gastos Financieros(6.7%) GastosAdministrativos(2.5%), sequn la descripcion y alcance que se d talla en elnumeral 6.2.2.6.3.2.7 Costos del terreno e infraestructu ra de las subestac onesEI costa del terreno se calculo can los aranceles vigentes, aprab dos par laMunicipalidad de la localidad en donde se encuentra ubicada la su estacion.La infraestructura de la subestacion, incluido la sala de can ral y otrasedificaciones, se calcula tomando la referencia los precios unit rios de lasobras civiles de subestaciones recientemente construidas par el inisterio deEnergia y Minas.

II6.3.2.8 Costos de la unidad transformadora. incluidos sus ~ccesorios

de control y protecclon y cambiador de tomas !I

La estructura de costas de los transfarmadores de=equiposasociadas son costas directos colacados en los almacenes del f bricante enLima y transporte a la obra.I

Los costos de obras civiles y de montaje ILos costas de obras civiles de las celdas tienen en cuenta los siguientesrubros: I

I Construcclon de bases de equipos, bases para porticos t poza parael aceite Construccion de canaletas de cables. I Construccion de sala de control y cerco perirnetrico.

ILos costos de montaje se han calculado aplicando un porcentaje del 4% delcosta directo,; en el calculo de los costos de montaje se incl yen en laspruebas, puesta en servicio , y operaclon experimental.Los gastos generales y utilidades del contratista, son aplicables s lamente alcontratista de las obras locales, par los trabajos de obras civiles trans portelocal, montaje, pruebas, puesta en servicio y operacjon expe mental; secalcula como un porcentaje (2%) del costa total de las 0 ras locales(suministros, mantaje, abras civiles y transporte). IA los costas de los modules se ha agregado los costos indirectos d~ Ingenieriay Supervision ( 1 %9, Gastos Financieros ( lnteres intercalario 6.7 0 ) y GastosAdministrativas ( 0.5%), porcentajes respecto al costo direct total deltransformador. i

i,

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6.3.3 Resultados del VNR de las subestaciones

En esta seccion se presenta el resultado de la valorizac on de lassubestaclones de potencia del sistema secundario de tra smisi6n deELECTROCENTRO S.A. Para la valorizacion se han empleado I s costas demodulo estandares dise nados para prestar el servicio de transm isi .n electrica,Los modules para la validaci6n de las subestaciones comprende los costosdirectos e indirectos calculados para las celdas de linea y celdas detransformador por nivel de tension, sistemas de barras y or tipo deinstalacion,Los costas comunes, que corresponden al costa de terreno, infraeftructura dela subestaci6n, edificio de control, red de tierra profunda yaros, se haconsiderado igual al 7% del costa directo de las celdas.En el cuadro N 6.3.3, se aprecia el resumen de los costas totales parsubestacion unitarios de los modules de celdas ( lineas y transf rmador) delas subestaciones, para los niveles de tension de 10,22.9, 33 Y 60 kv. Con loscostas de los modulos estandares se valorizo las subestaciones de potenciade ELECTROCENTRO S.A. ; en el cuadra N 6.3.4 se muestra el alar Nuevode Reemplazo en miles de US$ de las subestaciones de oteneia deELECTROCENTRO S.A.En el Anexo G, se presenta e t desarrollo de los moduios esta dar de lasceldas de linea y transformador de las subestaciones de potencia.

6.4 Valorizacion de las Instalaciones de ELECTROCENTRO S.A.La Valorizacion de las instalaciones de transrnlsion secundaria del sistemaelectrico de ELECTROCENTRO S.A . se determin6 para las inst laciones delsistema adaptado correspondiente a las IIneas y subestaciones de potenciapropiedad de E LECTROCENTRO S.A.En el cuadro N 6.4 presenta la valorizaclon de las instalaciones delectrico de ELECTROCENTRO S.A. la valorizacion se efectuo cmodules estandares adaptados a la demanda.

6.5 Centro de ControlExiste el eompromiso de las Empresas electricas de Oistriluz de la cual formaparte Electrocentro al Centro de Control del Sistema Interconectad Nacionaldel GOES (GOES SINAG) para 1 0 cual se ha implementado un ce tro decontrol de supervision y tele medici6n. EI diagrama se incluye en e Anexo E.EI costa para Electrocentro es de US$ 847,302

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CUAOf.tO-N'"U.~CAL .CULO DEL V ,l LLQ" NUEVO ' 0 11 : m:~"'L .A2P POR &UBE&TACtclNEI DE POTENCtA - _lBM ilDA-P"T~~L.r:c:mor;ifNTRO ~.A- ~~"'11'01~ _ . . .- . . . . . CoIdo " " "1-....~ ! ~ I T _ , . . . S O E E Telal J*" ........- - - - Tran"""rriad6tolF "al~ -- ," " e . , ",,,,,,II "",V. . ,. . . . ~ ~ ~"..."'''' . . . . . , , 1 ~ ~

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CUADRO rr I.l.lCALCULODEL V . .. .LOR -NUEVOD REIEMPLAZO - I'OR SUBE5TACIOHEI ii Of ~ lE NQ A S *51 EWr . A tJ .A PT ADO

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CUADRO N 6.3.4VALOR NUEVO DE REEMPLAZO DE LAS SUBESTACIONES DE POTENCIADE ELECTROCENTRO SISTEMA ADAPTADO

SUBEST ACION NIVEL DE TENSION POTENCIA COSTOTOTAL( KV) (MVA) (Miles US$)Cobriza II 60 172Ayacucho 60 15 890Cangallo 60 3 31 0Huanta 60 3 230Machahuay 60 3 185Tablachaca 33 1.5 92Huancayoccasa 33 1 122Pampas 60 7 42 7

Huancavelica Norte 1 0 2 .5 2 64Rumichaca 22 2.6 20 8Restitucion 33 0.5 117Chala Nueva 33 1 12 2Chupaca 33 5 298Comas 33 0.63 1 73Concepcion 60 9 339Chumpe 10 0.5 1 11Huarisca 33 0.5 1 17Ingenio 13.2 2 1 28Matapa 33 0.4 149Parque Industrial 60 22 1220

Salesianos 60 14 1 002Incho 60 14 750Jauja 60 7 295Andaychahua 60 2 2 11

Goyllarisquizga 60 3 198Pachacayo 60 1 103Pasco 60 7 225Junin 60 3 253Alto Marcavalle 60 7 336Curipata 60 6 269Chaprin 2.4 3 2 41Carhuamayo 60 7 30 0Smelter 2.4 1.2 134Shelby 60 0.6 186Ninatambo 60 10 454Condorcocha 60 172Chanchamayo 60 10 317Villa Rica 22.9 2 8Yaupi 13.8 20 544Oxapampa 60 15 65 9Centro de Control 847

TOTAL ( Miles US$) 13,200

COSTa MEDIO DE INVERSION ~Miles US$

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RESUMEN COSTO TOTAL PROYECTO CCO ($ USC)ASIGNACION A ELECTROCENTRO S.A.

1',~:;~I,'~i;~~~~_8~,~:~J:~:~Sif5~:~a) Sistema 438,282 102,807 541,089

Gastos Generales yb) Utilidades del 43,829 10,281 54,109Contratista

Total Costo Directo 482,111 113,088 595,199c) Ingenieria y 33,748 7,916 41,664Supervisi6nd)

Gastos de12,896 3,025 15,922Adrninlstracion

e) Intereses 35,426 8,310 43,736PreoperativosTOTAL DEL 564,181 132,339 696,520PROYECTO

Parnclpacton en 150,782 150,782Sede LimaTOTAL ASIGNADO 714,963 132,339 847,302AELC

6.6 Resumen del VNR de ELECTROCENTRO S.A.

Uneas de Transrnision Miles de US$ 17,712,478.13Transformacion (Incluye Celdas) Miles de US$ 13,200,406.58Centro de Control Miles de US$ 847,302.00TOTAL Miles de US$ 31,760,186.71

" " " ' III

I. J


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EI ca tcu to se basa en el esquema del Sistema Econornicament Adaptado(SEA), donde esta tiene una conflquraclcn muy proxima al 5i tema Real,siendo entonces un Sistema Ideal; el SEA esta conformado or modulesnormalizados, considerando los materiales que intervienen en las actividadesque conforman los procesos de mantenimiento en Transmision, ara el SEAse calcula los costos anuales de los procesos de Oper cion y deMantenimiento en Transmislon, considerando el periodo anual d ejecucion,es decir, los intervalos de ejecucton en un ano, a excepcion de I s procesosde mantenimiento en celdas de transformadores de pote cia y losrelacionados a estos, en donde si se considera mantenimiento n intervalosde hast a 24 meses. En el caso de ifneas, tarnbien corresponde al esquemaadaptado, en donde se han estimado las cantidades de elemento principalesque intervienen en el mantenimiento sobre la base de los miles d kllometrosde Linea de Transmision, sequn los niveles de tension establecl os para elestudio de cada una de las Uneas, considerando de manera etallada losmateriales, equipos, herramientas y mana de obra, emplea a para elmantenimiento de cada actividad a realizarse en ella, cabe menci nar que esel que se aproxime a 1 0 real.

7 COSTO DE OPERACION Y MANTENIMIENTO (CO&M) DE SISTEMAADAPTADO

7.1 Procedimientos de Calculo

Para la determinacion del Costo de Operacion y Mantenimiento s ha seguidoel procedimiento descrito a ccnflnuacion:Se determina los costos de los recursos que intervienen, c mo de losmateriales, mana de obra, equipos y herramientas. Definido estos recursos sedefinen los procesos y actividades tanto para Subestaciones como paraUneas de Transrnision.En el Anexo CO&M-A se describe de manera detallada y c mpleta lasactividades que intervienen en los procesos de mantenimiento e llneas detransmlslon y subestaciones de potencia, donde se precisa las nidades detrabajo y el intervalo de ejecucion aproximado.En el Anexo CO&M-B se consideran los costos unitarios de las actividadesdesarrol1ados en Uneas y 5ubestaciones de Potencia. Para ca a actividad,se tomo en cuenta las experiencias en operacion y manteni iento, paradeterminar los costos unitarios se considera los rendimientos en 0 referido amana de obra y herramientas indispensables, seguidamente de ateriales yrepuestos (Detallado en el Anexo CO&M-E), para ello se eligiero tres Lineasmodele como son la Linea Salesianos - Parque Industrial de 60 V . Chupaca- Huarisca de 33 kV Y Oxapampa - Villa Rica de 22.9 kV. En el A exo B-1 semuestran los analisis de costos unitarios de las actividades des rrolladas enlos mantenimientos en lineas de transrnision y en el Anexo C &M B-2, sedetalla los costos unitarios de mantenimiento de subestacione , donde sedesarrollaron adecuadamente los costas de las actividad s de lasSubestaciones de Potencia de Salida y Llegada de las Uneas a teriormenteespecificadas.En el Anexo CO&M-C se muestra los recursos para las a tividades yprocesos de mantenimiento en Subestaciones y Lineas de las inst laciones de

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- . . - - 1 .

ELECTROCENTRO S.A. Especificando los Materiales, Mano de Obra,Equipos y Herramientas empleadas en los calculos del Costo Unit rio de cadauna de las actividades desarrolladas en LL.TT. Y SS.EE.Se tornaran los reportes de datos caracteristicos de Subestacion s y Lineas,en cada Sistema Electr ico para contar con los parametres neces rios para elestudia.En el casa de Lineas nos basamos en los costos unitarios de las ctividades,donde la determinacion del costo anual por actividad y proceso de cada Lineaesta determinado por la cantidad de elementos e interval as, del ismo modose emplea para las Subestaciones, donde se porcentualiza sequn us distintoscostos en los procesos y actividades.

7.2 Revision y Analtsts de la Informacion RecibidaTodas la informacion y reportes que se emplearon para fa defin cion de loscostas de operaci6n y mantenimiento, han sido validadas por el ersonal deOperacion y Mantenimiento de ELECTROCENTRO SAPara establecer los criterios considerados en el desarrollo del est dio, se hanelaborado listados y cuadros de trabajo para fa aprobacion del ersonal deO&M de ELECTROCENTRO S.A., los aspectos a tratar fueron los ue siguen:.:. Identificaci6n de los intervalos 0 frecuencias a considerar en el studio .:. Revisi6n de las Subestaciones pertenecientes a su sistema e dentificar si

son atendidas .:. Identificar el tipo de celda de cada una de las Subestaclones .:. Verfficacion de las Lineas de transrnision Secundaria admin stradas porELECTROCENTRO en el caso de pertenecer a otra empresaspropietarias de la Linea y propias de la empresa .:. Seiialar la cantidad, tumos de los operadores de las Sub staciones ycomo estan distribuidos .:. Concemiente al costo de seguridad se sefiala la cantidad con ello elnurnero de puestos de vigilancia en las Subestaciones atendid s .:. Para la obtenci6n de los costas por Gesti6n nos referirnos a lIevar un

organigram a conciso en transmision y tornando los costos por cargasdiversas de gestion.Toda la informaci6n radica en 10 existente en los r gistros deELECTROCENTRO S.A., para la revisi6n de los costos de peraci6n ymantenimienta se trabajaron en formatas y medias magnetic scoma semuestra en el Anexo-E; compuesta par los siguientes Sub Anexos:.:. Costas de Opsracion de SS.EE (CO&M D).:. Casto Directo de Operacion y Mantenimiento en CCO .(CO&M 0.1).:. Datos tecnicos de Lineas de Transmlsion (CO&M E-1 ).:. Actividades previas a la ejecuclon del Mantenim iento (CO&M -2).:. Analisis de Costos Unitarios de LL.TI y SS.EE.(CO&M E..J).:. Proceso de Mantenimiento y Anallsis de Costas Unitarios de SS.EE

(CO&M E-4).:. Resultada del costa de Mantenimiento total de LL.TI. y de SS EE. (CO&MF ).:. Organigrama de ELECTROCENTRO(CO&M G)

.:. Costas de Seguridad por LInea (CO&M H)

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.:. Costas de Seguridad para SS.EE. (CO&M I)

.:. Detalle de Costa Personal.

.:. Casto total de Gesti6n.(CO&M J).:. Cuadra generalizado de Costas de Mantenimiento en Transmi i6n (CO&MK) .

:. Cuadra generalizado de Costos de Operacion, guridad enTransmlsion (CO&M L).7.3 Definicion de los Procesos y Actividades de O&M

Su definicion se refiere al conjunto de acciones que se realizan a tes, durantey despues del trabajos en SS.EE. y LL.TT., con la finaJi ad de sumantenimiento y una optima operaclon de estas. Sin em bar 0 para lasactividades de O&M en instalaciones electricas deben utiliza e mano deObra calificada (Servicios prestados por terceros).En 1 0 referido a la determinacion del Costo de Mantenimiento e LL.TT., setomaron como base de estudio, tres Uneas anteriormente encionadas,donde se detaUa en cada una de elias los recursos necesarios ara trabajosen Mantenimiento, los intervalos de trabajo, las cantidades de actividadesrealizadas, para asi tlegar al costa unitario de cada actividad, 10 c.u. varianuna linea de otra, sobretodo cuando no tienen el mismo nivel de tension.Cada una de estas Uneas de estudio representan a Iineas de 60 kV, 33 kV Yde 22.9 kV. La determinacion del costo anual de cada una de la Lineas, espor medio del costo/km de Linea para ello se considera la mayo longitud detodas las Lineas del mismo nivel de tension y se hace los cal ulos con elCosta anual de Mantenimiento de Linea, esto es, porque al omenta deproyectamos a las actividades en LL.TT se tornaron de referen ia 1 km detrabajos, es justamente esto, que nos obliga a tomar las longitu es maximaspara obtener los costos/km modelo.

7.4 Costas y Precios Unitarios EstandarEn el caso de Mana de Obra que interviene en las actividades y pracesos deoperacion y mantenimiento de Subestaciones y Lineas, es consi erada comocategoria netamente tecnlca, mas amplia y can precios muy difer ntes que enotras actividades como construccion civil, ya que se reftere a co to de manade obra especializada. Dentro de costo se consideran 10referido a hospedajey alirnentaclon ya sea rural y urbano. En cuanto a los equipos y erramientasse consideran los normalmente requeridas y necesarios para el umplimientode las actividades de operacion y mantenimiento que se pres nta. En etAnexo CO&M-C se brinda una relacion completa de material s, mana deobra, equipos y herramientas can sus costos unitarios.

7.5 Determinacion de los Costas de O&M para las Instalaciones del SistemaAdaptadoLas instalaciones Adaptadas en las que se determinan los costos e operaciony mantenimiento se muestran en los cuadros 7.1 y 7.2.

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CUADRO 7.1Lineas de Transrnlslon Secundaria en el estudio

SISTEMA DESDE HASTA k \VELECTRICOHuayucachi Salesianos 6Salesianos pque.lndustrial 6~Pque.lndustrial Chupaca 3Chupaca Huarisca 3Huarisca Chala Nueva 3

Huancayo - Valle Pque.lndustrial Concepci6n 6Concepci6n Ingenio 13.~Ingenio Comas 3Comas Matapa 3Comas Sinaycocha 3Concepcion Xauxa 6~Inchu Parque Industrial 6~Tarma - Condorcocha Ninatambo 6~Chanchamayo Ninatambo Chancham avo 6~Cobriza II Machahuay 6)Machahuay Huanta 6)

Ayacucho Huanta Mollepata 6)Mollepata Ayacucho 6)Manepata Canqallo 6)Campo Armina Der.Huancayaccasa 33Der. Huancayoccasa Tablachaca 3;)

Huancavelica Der. Huancayoccasa Huancayoccasa 33Cobriza I Pampas 6)Ingenio Rumichaca 2 2 9Yaupi Oxapampa 6)

Pasco Oxapampa Villa Rica 2 2 9Der. A.Marcavalle A .Marcavalle 6)

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CUADRO 7.2SUBESTACIONES TOMADAS PARA EL ESTUDIO

I SISTEMA I SUBESTACION TENSION POTENCIAMVASalesianos 60/10 14Parque Industrial 60/10 15Concepcion 60/13 ,2 10Xauxa 60/13 ,2 7Sinaycocha 33 1Chala Nueva 33 / 13 , 2 1Chumpe 12 ,5 /22 ,9 0,5

HUANCAYO Chupaca 33 / 13 , 2 5Huarisca 33 / 13 , 2 2,5Ingenio 2 ,3 /13 ,2 1,25Comas 33 / 13 , 2 0,63Matapa 33 / 13 , 2 0,2Chuicon 33/7 ,62 0,075EITambo 33/7 ,62 0,015La Libertad 33/7 ,62 0,025Inchu 60/10 14Ayacucho 60/22 ,9 15Huanta 60/10 3

AYACUCHO Machahuay 60/22 ,9 3Cobriza II 60/10 20Cangallo 60/22 ,9 3Pampas 60/22 ,9 7

HUANCAVELICA Rumichaca 22,9 2,6Huancavelica Norte 10/22 ,9 2,5Campo Armifio 33/22 ,9Oxaparnpa 60/22 ,9 15OXAPAMPA Yaupi 60 20VillaRica 22,9 0,76Andaychagua 60/22 ,9 2Junin 60/13 ,2 3Carhuamayo 60/10 7Pachacayo 60/10 1Shelby 60 / 10 0,6

PASCO Smelter 60/2 ,4 1,2Goyllarisquizga 60/13 ,2 3Alto Marcavalle 60/10 7Curipata 60 / 10 6Chaprin 13,2 /2 ,4 3Pasco 60 / 10 7Condorcocha 60 20TARMA- Ninatambo 60/10 /22 ,9 10CHANCHAMAYO Chanchamayo 60/35 /22 ,9 10

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Con relaci6n a los costos de operecion, se consideran los gastos el personalque atiende u opera las Subestaciones de potencia, no se c nsidera lasherramientas, equipos, materiales y repuestos, debido a que stos estanconsiderados en las actividades propias de mantenimiento, por 0 tanto, loscostas de operaci6n resultan similares, par considerar en cada ubestaci6nmodelada la misma cantidad de personal, con turnos de trabajo de 8 horasdiarias de acuerdo a Ley, can salarios similares tanto de tecnic s como deoperadores. En algunas Subestaciones se han considerado cuat personas,con la finalidad de tener un recurso humano para reemplazo d descansoslegales, vacaciones, faltas, permisos, enfermedad, etc., que n rmalmentesucede en este tipo de instalaciones (CO&M D).Con 1 0 referente a los costos de Mantenimiento, nos ref riremos almantenimiento de Equipos de Comunicaci6n y mantenimiento de RTU'scomponentes del Sistema Scada. La primers se refiere a equipos deteleprotecci6n, transmisores, antenas y fuentes de aliment cion, cabemencionar que soja en 5 subestaciones presentan sistema de on a portadoraactiva, par 10que se considerara. Con respecto a los RTU's s n unidadesremotas de transrnision que se asemeja al rele, estos equipos reel en senalesAnaloqicas, de estado de 2 tiempos (alarmas), de 3 tiempos (int rruptores yseccionadores). La empresa cuenta con estos equipos en 9 Sube taciones dePotencia. Sus mantenimientos se refieren a verificaci6n de control,operatividad, actuaci6n de los circuitos de proteccion, de limpieza de ajustes,etc. que se arnpliara en el Anexo CO&M D-2 detalladamente.En el cuadra 7.3 se muestran los costas de operacion cansidera os para lasSubestaciones pertenecientes a ELECTROCENTRO S.A., dond el nurnerode operadores en Subestacion sera determinante para sus costos.

56

. . . . . .


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CUADRO 7.3COSTO DE OPERACIONES EN SUBESTACIONES

COSTO ANUALITEM SUBESTACION OPERACION 51.1 Ayacucho 66.811,812 Cangallo 50.108,863 Mollepata 50.108,864 Huanta 33.405,915 Machahuay 33.405,916 Pampas 47.588,167 Chupaca 50.108,868 Concepcion 50.108,869 Huarisca 83.514,7610 Ingenio 66.811,8111 Parque Industrial 66.811,8112 Inchu 50.108,8613 Salesiano 83.514,7614 xauxa 66.811,8115 Junln 100.217,7216 Ninatambo 50.108,8617 Pasco 50.108,8618 Alto Marcavalle 83.514,7619 Chanchamayo 100.217,7220 Villarica 50.108,8621 Carhuamayo 50.108,8622 Andaychagua 50.108,8623 Yaupi 50.108,8624 Oxapampa 50.108,86

TOTAL 1.433.933,25TOTAL EN US$ 428.039,78

Se cansideran tres operadores y un tecnico volante, en Subestaci nespequeiias se considera solo operadores.7.6 Costas deGestion7.6.1 Aspectos Generales

Los costos de gesti6n correspanden a aquellos incurridos par la E presa en laGesti6n Empresarial, Gerencia, Administraci6n, servicios diversosinfraestructura de oficinas equipadas, necesarias para la tarea em resarialasociadas a las actividades de O&M, pera que no estan directame te incluidasen el costa de las actividades de operaclon y de mantenimiento.Los costos de gesti6n estan constituidos de la siguiente manera:.:. Costo de los recursos humanos donde estan considerados ueldas y

salarios .:. Servicios diversos, ambientes de oficina, mobiliario, equipo decompute, materiales de oficina divers OS, tributos y otros.Dada las principales actividades de la Empresa estan relacionada con la

distribucion y comercializaci6n de energia electrica, 1amayor parte de 18

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orqanlzacion esta asociada a estas, constituyendo la transrnlslon s cundaria,una porcion menor de la actividad ernpresarial, y por 1 0 tanto, de la signaci6nde los recursos de gesti6n.Por consiguiente, en el estudio se ha planteado una organizaci6n odelo soloa nivel de operacion y mantenimiento (CO&M J).A partir de la informacion proporcionada par la Empresa, se h adecuadosolamente las areas donde la actividad esta directamente relacion da con lasde operacion y mantenimiento de los Sistemas de Transrnision Se undario.Los costas de gesti6n de estas areas, par su objetivos y funciones se asignantotalmente al costa de los sistemas de transmisi6n secundaria.Los costas comunes, relacionados can los niveles superiores de Gerencia yDlreccion, as! como de las areas de Adrninistracion General, ontabilidad,Logistica y Servicios, Relaciones Industriales, Asesoria Legal, I forrnatica yotros, comunes a una orqanizacion rnoderna, se han asignado al area detransrnision secundaria sequn los porcentajes de dedicacion es imada paracada una de elias.

7.6.2 Informacion baseparael calculo de costos de gestionLa informacion para los costos de gesti6n reportados par ELECT OCENTROS.A., como son los sueldos del personal de operaci6n y manten miento quesirvieron de base para modular los costas de gestion.La informaci6n que fue proporcionada par ELECTROCENTRO .A. para larevisi6n en el rubro de gestion fue el siguiente:.:. Organigrama de la Empresa.:. Costos de Gesti6n en formatos .:. Costo de Gestion de acuerdo a los costas de Seguridad pa a lasUneas.:. Costos de Seguridad para subestaciones, en formatos.

7.6.3 Determinacionde la OrganizacionModelode la Empresa

Se definio que el trabajo no pretende plantear una orqanizacicn M delo a nivelde toda la Empresa (CO&M G), puesto que sus principales activi ades estanrelacionadas a la Distribuci6n y a la Comercializaci6n, par I que estademanda los mayores recursos de gestion de ELECTROCENTRO S.A.Ademas, a partir de la informacion recibida no es posible es ablecer losorganigramas para todas las areas de la Empresa, por 1 0 ta to, se hanmantenido como valida, la estructura organizacional actual.Para el area de Operacion y Mantenimiento, se ha planteado I estructuraorganizacional que se muestra a continuacion.

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FIGURA 7.1ORGANlZACI6N PROPUESTA PARA EL AREA OE OPERACI6N Y MANTENIMIEII!TO

DE LOS SISTEMAS DE ALTA TENSI6N

GERENCIAGENERAL

OTRASAREASOTRASAREAS

GERENCIADEOPERACIONES

UNlOAD DEMANTENIMIENTO jt..T

IOTRASAREAS

UNIDADDENEGOCIOS

IIOTRASAREAS

UNlOAD DE,---- OPERACIONES

- ING . A 51 STE NTE- EFE

- TEOIICO-SlPERVlSORES- T EC NK X !- AC M N lSTRA TT VO

:. Unidad de Control de Operaciones Encargada d~ planificar,supervisar, coordinar y controlar las actividades de operack nes que seefectuan en cada instalacion, la coordinaci6n can las empresas deGeneraci6n, Transmisi6n y COES Y los aspectos relacionados con lasactividades de Operacion. Adernas tendria a su cargo las estadisticasoperativas, estadisticas de perturbaciones, perdidas, la oocumentacicn yregistros de calidad para la aplicaci6n de las pena idades parincumplimiento de la NTCSE.

ICOORDINADORES DEOPERACIONES DE LAS

UU.NN OTRASAREAS

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.:. Unidad de Mantenimiento de las instalaciones de a ta tensionEncargada de la planitlcaclon, proqrarnacion, supervision control yevaluaci6n de las labores de mantenimiento que serian pcntratadasmediante servicios de terceros. Esta unidad tendria la funcion deaomlnstracon del stock de materiales, repuestos y otros insun os para laslabores de mantenimiento, seleccion y contratacion de servicios deterceros, asi como la administracion de los contratos y su liquidacionestadisticos de costas y rendimientos, innovaclon tecnol6gica y otros.

Los coordinado res de Operaciones y supervi sores de Mantenim ien areportarian funcionalmente a las unidades de operacion y de rnante nimiento,pero estarian bajo la jefatura administrativa del jefe de la unidad dE negocios.La unidad de Operaciones estaria conformada por: Un jefe de Unidad. Un Ingeniero asistente. Un tecnico administrativo.

La unidad de Mantenimiento estaria conformada por el siguiente pe rsonal: Un jefe de Unidad. Un Ingeniero asistente. Dos tecnicos supervisores. Un tecnico administrativo.A continuacion se rnostrara el organigrama del Area del Centro de :;ontrol deOperaciones:

FIGURA 7.2O_GRAMA DELCE;NTRODECONTROl DEOPEAACIOIES

I I II

_C>lTi'!CECI)t~UlNiOl"EfW:IONf~

~ Y J O . . I O H O

5U1!(~mR()tIEC~"\1OOloe__ fW:1()IIf5~CII

SloeCw_CE~oeOI'ERIIClOO


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7.6.4 Determinacion de los costos de gestion .

:. Organismos de gestion generalPara este rubro se ha utilizado los costas mensuales reportado parELECTROCENTRO S.A.Los costas correspondientes se indican en el cuadro 7.4, a la in orrnaclonde ELECTROCENTRO S.A., se ha agregado el correspondient alaGerencia General y desarrollado en el Anexo CO&M J .

:. Organismo del area de Oparacion y MantenimientoPara la orqanizaclcn propuesta se han cal cui ado los costos de ersonal yotros costas de qestion sequn el siguiente detalle:Costas de PersonalSe ha estimado los haberes del personal considerando sueldos paraprofesianales y tecnicos tipicos de ELECTROCENTRO S.A.Los costas anuales calculados para la Gerencia de Operacione seaprecian en el cuadra 7.4 el cual incluye bonificaciones, benefi iossociales, CTS y aguinaldos.

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CUADRO 7.4F1JACION TARlFARlA 2004

COSTaS DE GESTI6N PARA ELECTROCENTRO S.A.

N" Costo Costo Otros Total Costo asignadoITEMS Area por %aO)MPersonas Mensual Anual Costos A.rea a TransmlsionGerencla GeneralGerente 1 20000 240000

1 Secretaria 1 3000 36000Auxiliar Administrative 0 1500 0

Sub-Total por Area 276000 82800 358800 5% 17940Gerencia de OperacionesGerenle 1 12000 144000

2 Secretaria 1 1500 18000Auxiliar Administrative 0 1500 0

Sub-Total por Area 162000 48600 210600 10% 21060Unldad de Operaciones y MantenimlentoJefe de Unidad 1 7000 MODOIngeniero Asistente 1 3000 36000

2,1 Tecnicos Super.;sores 2 2000 46000Tecnico Administrative 1 1500 16000Tecnico de Estadistica 0 1500 0

Sub-Total por Area 186000 55800 241600 l00~ 241800Unidades de NegocloJefatura 5 7000 420000

2,2 Secretaria 5 1500 90000Auxiliar Administrative 5 800 48000

Total Area 558000 167400 725400 5% 36270Centro de Control de Operaclone~COORDINADORES DE 5 3000 180000OPERPCIONES

SUB-TOTAL 180000 54000 234000 10'll 23400Organlsmos de Gestl6n GeneralGerencia de Administracion 25000 300000 12000 312000Contabilidad 10000 120000 6000 126000

3 RR,II. y segundad 10000 120000 6000 126000Logistica 10000 120000 5000 125000Informatica 10000 120000 5000 125000

780000 34000 814000 5% 40700Total de Costos de Ga8tl6n para la Transmlsi6n an Sol lEts Sf. 381,170,00

Miles de O6lal Its $113,782,09

....?I ....


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Otros costos IndirectosEn adicion al costo de personalla empresa incurre en los siguiente gastosindirect os:.:. Oficinas.:. Servicios de luz, agua y telefono .:. Mobiliario de oficina .:. Equipo de computaci6n y comunicaciones .:. Tributos municipales diversos .:. OtrosPara las unidades de Operacion y Mantenimiento, el rubro de otros costos seha estimado en e130% de los costos del personal.

7.6.5 Asignacion de Costos de Gestio n del Area de TransrnlsionPara calcular el costa asignado a transrnision se han utilizado los p rcentajessiguientes:

Gerencia GeneralOrganismos de gestion generalJefatura de Unidades de NegociosGerencia Adjunto de Operaciones

.5%10%10%20%

Los costos de las unidades de Operaci6n y Mantenimiento, asi co 0 loscoordinadores de operacion y de mantenimiento de las Unidades d Negociosse consideran al 100% como gastos de gestion de O&M de Trans ision.

7.6.6 ResultadosLos costos de gestion estan modulados para una empresa modelo y elpersonal necesario para el perfecto funcionamiento del area del 0 M de losSistemas de Transrnision Secundario de ELECTROCENTRO SAEn el cuadro anterior se resumen los sueldos de las areas y todos ostrabajadores que conforman el organigrama funcional que reg ira p ra unaempresa eficiente.

7.7 Castes de SeguridadLos costas de Seguridad son los referidos a la custodia para Linea deTransmlsion en patrullajes realizadas par efectivos policiales y de igilanciadiurna y nocturna para las Subestaciones de potencia pertenecien es aELECTROCENTRO S.A (CO&M H).

A continuaci6n se muestra el cuadra 7.5 donde se resume tanto la seguridaden Uneas como en SS.EE.

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ELECTROCENTRO 260.268

CUADRO 7.5

Empresa Miles US$

7.8 RESPONSABILIDADES DE AREASNOBRE DEL AREACODIGO DE AREAAREA

: GERENCIA GENERAL:0: DISTRIBUCI6N

OBJETIVO:Lograr que los procesos de operaci6n y mantenimiento de I~s lineas ysubestaciones de transmisi6n, generaci6n y distribuci6n se real cen en lasmejores condiciones de calidad, continuidad y costa para I ~ empresa,preservando el medio ambiente y la seguridad de las personas.RESPONSABILIDADES BAsICAS:1. Administrar las actividades relacionadas con la operaclon y

mantenimientos de los sistemas de generacion, transmisi6n y ~istribuci6n,bajo el ambito de su responsabilidad.2. Formular, ejecutar y evaluar el plan operativo y presupues 0 anual delarea.3. Elaborar los documentos necesarios para la contrataci6n de serviciosde terceros; administrando los contratos respectivos.4. Proparcionar apoyo tecnico especializado para la ejecuci6n de los

programas de mantenimiento de generaci6n, transmisi6n y distibuci6n.5. Desarrollar e implementar un sistema de informaci6n y estadistica de lagesti6n de operaci6n y de mantenimiento, bajo la responsabil id ad del a rea.6. controlar y evaluar la operatividad de los sistemas de generaci6n,transmision y dlstnbuclon, proponiendo e implementando cciones demejora continua.

7. Cumplir las normas de seguridad e higiene ocupacional y conservaclondel ambiente.8. Otras responsabilid ades que se asigne.

NOMBRE DEL AREATRANSMISIONCODIGO DEAREAAREA

: UNlOAD DE MANTENIM1ENTO: DT: DISTR1BUCI6N

OBJETIVO:Lograr que los procesos de mantenimiento de los sistemas de tre nsrnision serealicen en las mejores condiciones de calidad, calidad y costos; preservandoel media ambiente y la seguridad de las personas e infraestructura.

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1. Elaborar el plan operativo y presupuesto anual de las act vidades demantenimiento de frecuencia fija.2. Supervisar y evaluar el cumplimiento de la ejecucion del p ograma demantenimiento de las LST y SET, en las tensiones de 30 hasta 138 kV,local yen las unidades operativas.3. Supervisar y evaluar la seguridad y calidad del mantenimien 0 de LST ySET.

4. Elaborar estudios y anatlsts enerqetico y electrico, a fin d predecir ysimular el comportamiento operative del sistema a cargo de la mpresa.5. Mantener actualizados los sistemas de informacion de mant nimiento deLST y SET.6. Realizar peri6dicamente ajustes en los sistemas de Protecci6n.7. Realizar el levantamiento de observaciones alcanzadas por OSINERG.8. Participar en los Comites de Planeamiento de Operaciones.9. Proponer mejoras, alcanzando perfiles de proyectos.10.Cumplir las normas de seguridad e higiene ocupacional y cons rvacion del

ambiente.11.0tras responsabilidade s que se Ie asigne.

RESPONSABILIDADES BAsICAS:

RESPONSABILIDADES DE AREASNOMBRE DEL AREA : UNlOAD DE CONTROL DEOPERACIONES

: DC: DISTRIBUCI6N

COOIGO DE AREAAREAOBJETIVO:

RESPONSABILIDADES BAsICAS:

Garantizar que los procesos y sistemas de control de operaciones contribuyanala eficiencia y efectividad del servicio de electricidad.

1. Planificar la operaci6n de corto, mediano y largo plazo, inimizandocostos actualizados y maximizando la confiabilidad del sistema deoperacion bajo el ambito de su responsabil idad.1. Ejecutar la operacion en tiempo real.

2. Analizar y evaluar la operaclon de los sistemas elec ricos de laempresa.3. Supervisar y coadyuvar al cumplimiento de la Norma Tecnica deCaltdad de Servicio Electrico, dentro del ambito de la Empresa4. Supervisar y evaluar la seguridad y calidad del suministr de energiaelectrica brindando a los clientes de la empresa.5. Evaluar estudios, anal isis enerqeticos y electricos, a fin e predecir ysimilar el comportamiento operativo del sistema a cargo de la mpresa.

6. Mantener actualizados los sistemas de informaci6n de ope aciones.7. Mantener actualizado el sistema Geo referenciado.8. Realizar la operacion y evaluaclon de los sistemas de generacion,transrnision y distribucion.9. Otorgar la factibilidad de suministros.10. Registrar las interrupciones hasta los alimentadores en edia tensionMT.

7 5 Ii


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.........-J.

11. Curnplir las normas de seguridad e higiene ocupacional y c c nservaci6ndel ambiente.

12. Otras responsabilid ades que se Ie asigne.

RESUMEN DEL CO&M 2004

ELECTROCENTRO ( US$ )LlNEAS SS.EE. CCO TOTAL10PERACION 0.00 428,039.78 11,283.58 439,323.362 MANTENIMIENTO 179,576.04 388,230.29 61,306.70 629,113.033 GESTION 22,946.08 51,430.87 4,747.46 79,124.414 SEGURIDAD 103,557.92 142,606.17 14,103.91 260,268.00

Totales US$ 306,080.04 1,010,307.10 91,441.65 1,407,828.79

COSTOS STANDARES DE OPERACION Y MANTENIMIENTOELC Adinelsa ELC total sin Pasco Pasco

TRANSMISI6N AT 234,912.07 63,867.60 298,779.67 7,300.37TRANSFORMACION AT/MT 780,948.79 134,502.09 915,450.89 186,297.86TOTALES US$ 1,015,860.87 198,369.691 1,214,230.561 193,598.23

8 . DETERMINACION DEL PEAJE SECUNDARIO

8.1 Base LegalEI calculo del peaje secundario se etectua sequn Art.139 del Regie mento de laLey (texto modificado sequn D.S. N" 017-2000-EM que establece I p siguiente:"La demanda servida exclusivamente por instalaciones del ststerru secundariode transmisi6n, pagara una compensaci6n equivalente al 1OO~p del CostoMedio anual de las respectivas instalaciones .Esta com pen sac ion, querepresenta el peaje secundario unitario que permite cubrir dicho ~osto Medioanual, sera agregada a los Precios en Barra de Potencia y/o de E nergia, 0 alprecio de Generaci6n pactado libremente, sequn correspond 3. EI peajesecundario unitario es igual al coeficiente del peaje secundario actualizado,entre la energ fa y/o potencia transportada actualizada, sequn c orresponda,para un horizonte de largo plazo. "

8.2 Procedimiento de Calculo

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EI procedimiento de calculo ha consistido en:

Para determinar los cargos por peaje secundario se agruparon los istemas deELECTROCENTRO en un solo, incluyendo las siguient s cargas,subestaciones y lineas:i) Subestaciones alimentadas desde el sistema de Electroandesii) Sistema Tarma ( Condorcocha - Ninatambo - Chanchamayo )iii) Sistema Yaupi - OxapampaEn estos 3 sistemas el suministro se efectua mediante las lineas deELECTROAN DES.EI peaje secundario calculado para ELECTROCENTRO no incl ye a dichosistema cuyo calculo corresponde ser efectuado por esa empresa.

a) Para cada sistema se determino la demanda de potencia coincidenteentregada en Alta Tension (AT) yen Media Tension (MT) corr spondienteal ana 2001.

por llneaspitulo 6. EIEI costa deha divididode carga

b) Se agregaron las demandas de los subsistemasdemanda total de ELECTROCENTRO en AT y MT.c) Se determino el Costa Media de Inversion (CMI) desagregadde AT y transformacton AT/MT. Tal como se describen en eldimensionamiento de la red adaptada corresponde al ana 10los transformadores de 3 devanados 60 KV/33 KV/MT, se

entre transmisi6n y transformaci6n, en proporci6n al f1ujentregada a 33 KV Y MT, calculado para el ana 2002.d) EI cost

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electrocentro 2