INFORME - olade.org · Se verificó el estado de los conductores eléctricos MT/BT, transformadores, elementos de protección, acometidas y ... Para el cálculo del valor de los activos

MINISTERIO DE ENERGÍA Y MINAS DE NICARAGUA

PROYECTO DE ELECTRIFICACIÓN RURAL EN ZONAS

AISLADAS - PERZA

LEVANTAMIENTO, DIAGNÓSTICO, Y DISEÑO

DE REDES ELÉCTRICAS DEL SUB-PROYECTO WIWILÍ

CONTRATO MEM – PERZA – 003-09

INFORME:

TOMO I

Resumen Ejecutivo

Informe General

TOMO II

Anexos

TOMO IIIA y IIIB

Planos Red Existente

TOMO IVA y IVB

Planos de Adecuaciones de Red Existente

Planos de Diseño Redes Nuevas

Managua, 12 de junio de 2009

Proyecto de Electrificación Rural en Zonas Aisladas – PERZA Pág. 2 de 61

Levantamiento, Diagnóstico y Diseño de Redes Eléctricas del Sub-Proyecto Wiwilí INFORME FINAL

I N D I C E

CONTENIDOS Página RESUMEN EJECUTIVO ……………………… 4 1. INTRODUCCION ……………………… 10 1.1 Objetivos del Estudio ……………………… 11 1.2 Localización de Wiwilí ……………………… 12 1.3 Fuente de Alimentación Eléctrica de la Zona ……………………… 14 1.4 Calidad del Servicio ……………………… 15 2. ADMINISTRACION ACTUAL DE LAS REDES ……………………… 17

3. DIAGNÓSTICO DE LAS REDES ELÉCTRICAS EXISTENTES …. 18

3.1 Levantamiento de Redes Existentes ……………………… 18 3.2 Inventario de Redes Existentes en Wiwilí ……………………… 20 3.3 Cantidad de Usuarios en Wiwilí ……………………… 21 3.4 Estado Físico de la Red ……………………… 24

4. CALCULO DE DEPRECIACION DE LA RED Y VALORACION DEL ACTIVO 27

4.1 Cálculo de los Costos de Inversión a Costos de Mercado …. 27

4.2.1 Resultados Finales ……………………… 30

5. SELECCIÓN DE TOPOLOGIA RED MT ……………………… 33 5.1 Comportamiento de la Demanda ……………………… 33 5.2 Escenarios modelados en Red Eléctrica MT ……………………… 36

6. CRITERIOS DE DISEÑO EN BAJA TENSION ………………… 48

7. REHABILITACION Y READECUACION DE RED EXISTENTE …. 51

7.1 Red Troncal Estancia Cora-Wiwilí-PCH ……………………… 51 7.2 Red MT y BT Poblados de Wiwilí ……………………… 52 7.3 Conversión tramo S.M.Pantasma a Estancia Cora ……………. 55



I N D I C E

CONTENIDOS Página 8. EXTENSIONES DE NUEVAS REDES ……………………… 56 8.1 Longitudes y Diseño ……………………… 56 8.2 Caídas de Tensión en redes BT ……………………… 57 8.3 Clientes beneficiados ……………………… 59

9. COSTOS Y PRESUPUESTOS ……………………… 60

10. CONCLUSIONES ……………………… 61



RESUMEN EJECUTIVO

Dando continuidad al programa de desarrollo estratégico de la electrificación rural, el Ministerio de Energía y Minas de la República de Nicaragua, en el marco del Proyecto de Electrificación Rural de Zonas Aisladas (PERZA), contrató los servicios de nuestra empresa para el desarrollo del estudio denominado “Levantamiento, Diagnóstico y Diseño de Redes Eléctricas del Sub-Proyecto Wiwilí”. El proyecto consiste en realizar un levantamiento y diagnóstico para la rehabilitación y operación eficiente de las redes eléctricas existentes en la Zona de Wiwilí, y el estaqueado y diseño final de las extensiones de redes eléctricas en las comunidades de las Quebraditas de Yakalwás - Plan de Grama – Wamblán. Dicho levantamiento se realizó recorriendo la red eléctrica a pie, captando imágenes y georeferenciando punto a punto, con el propósito de determinar con precisión el inventario de la red existente, estado físico y cantidad de usuarios conectados. El resultado del inventario es:

También se levantaron los datos de la red eléctrica existente en las comunidades de Plan de Grama y Wamblán, las cuales operan con voltajes de 14.4/24.9 kV y es alimentada por generadores diesel funcionando como un sistema aislado. El inventario existente se muestra a continuación:

Elemento U/M Total

Poste de Madera MT Unidad 682

Poste de Concreto MT Unidad 16

Poste de Madera BT Unidad 143

Poste de Concreto BT Unidad 70

Estructura Trifásicas MT Unidad 605

Estructura Bifásicas MT Unidad 7

Estructura Monofásicas MT Unidad 123

Retenidas (Vientos) Unidad 595

Conductores Trifasicos MT Km 52.0

Conductores Bifasicos MT Km 0.3

Conductores Monofasicos MT Km 2.7

Estructura BT Unidad 662

Conductores Desnudos BT Km 10.9

Conductores Aislados BT Km 13.5

Acometidas en BT Km 37.32

Transformadores KVA 1,160

Puesta a Tierra Unidad 616

Luminarias Unidad 106

Medidores de energia Unidad 1,205

INVENTARIO DE REDES EXISTENTES EN WIWILI

VOLTAJE DE OPERACION 14.4 Kv - 120/240 V



Se hizo el levantamiento de los usuarios por transformador, los cuales se clasificaron en los siguientes grupos o estatus:

a. Usuarios con medidor de energía. b. Usuarios directos/con consumo fijo c. Conexiones Ilegales, en la mayoría de los casos con conductores inadecuados d. Sin energía, asentados en el radio de cobertura de las redes. En algunos casos

se observó que estos pobladores poseen artefactos eléctricos, lo que los convierte en potenciales ilegales.

El resumen y distribución porcentual se muestra a continuación:

Del universo de pobladores de la zona dispersos en la trayectoria de las redes eléctricas existentes, hay un 8% de ilegales y un 27% sin energía/potenciales ilegales, por lo que es oportuno recomendar la implementación de una campaña comercial que permita integrar este segmento de pobladores a un estatus legal. En el caso de Wamblán y Plan de Grama los usuarios conectados a la red no poseen equipos de medición por lo que se han clasificado en dos bloques: con energía y sin energía.

Elemento U/M Total

Poste de Madera MT Unidad 62

Poste de Madera BT Unidad 70

Estructura Trifasicas MT Unidad 8

Estructura Bifasicas MT Unidad 7

Estructura Monofasicas MT Unidad 45

Retenidas (Vientos) Unidad 78

Conductores Trifasicos MT Km 0.223

Conductores Bifasicos MT Km 0.957

Conductores Monofasicos MT Km 1.683

Estructura BT Unidad 123

Conductores Aislados BT Km 5.668

Acometidas en BT Km 9.12

Transformadores KVA 277.5

Puesta a Tierra Unidad 36

Luminarias Unidad 52

Medidores de energia Unidad 0

INVENTARIO DE REDES EXISTENTES EN WAMBLAM Y PLAN DE GRAMA

VOLTAJE DE OPERACION 14.4 kV - 120/240 V

Con Medición 1,205

Consumo Fijo 39

Ilegales 154

Sin Energia 515

Esta

tus



En cuanto al estado físico de la red se revisó punto a punto los elementos de la red en mal estado producto de vandalismo, vejez u otros agentes. Se verificó el estado de los conductores eléctricos MT/BT, transformadores, elementos de protección, acometidas y demás componentes con desperfectos constructivos que no se ajustan a lo establecido en los manuales de construcción para redes de distribución aéreas con niveles de tensión 14.4/24.9 kV. (Norma ENEL 1998). Las principales anomalías y recomendaciones se muestran a continuación:

Para el cálculo del valor de los activos de la red eléctrica existente en el municipio de Wiwilí se trasladaron los costos nominales a costos relativos. A partir de este concepto se realizaron los cálculos de depreciación y valor actual del activo. Posteriormente el valor actual del activo se trasladó a precios del año 2008. De acuerdo a las recomendaciones del Ministerio de Energía y Minas se realizan los cálculos considerando dos escenarios a saber: Escenario 1: Se realiza considerando el costo del inventario existente. Escenario 2: Se realiza considerando una estimación de la estructura de costos

directos, indirectos, gastos administrativos y utilidades a partir del costo de los inventarios.

Se utilizó como base para cálculo de la depreciación de las redes los valores estipulados por el Ministerio de Fomento Industria y Comercio (MIFIC), y certificados por

SEGMENTOS DE RED CANTIDAD

Postes en mal estado 36

Postes desaplomados 13

Postes con maleza 4

Crucetas en mal estado 8

Aisladores en mal estado 192

Sin elementos de protección 7

Retenidas flojas o fuera de norma 18

Líneas aéreas bajas 4

Transformador recalentado 2

Estructuras sin puesta a Tierra 399

Poblado de Wiwili B + Adecuación y Rehabilitación de la

Red de Baja Tensión

A + Red de Baja Tensión deteriorada, conductores no

adecuados y fuera de estandar

PRINCIPALES ANOMALIAS RECOMENDACIONES

Estancia Cora - Wiwili

Wiwili - PCHA B

Sustitución-Complemento-

Corrección-Intercalar elemento

Con Energía Sin Energía

1 Plan de Grama 170 113

2 Wamblán 134 102

TOTALES 304 215

No. COMUNIDADEstatus



el Instituto Nicaragüense de Energía (INE) para el cálculo del Valor Agregado de la Distribución (VAD), y como procedimiento el método de depreciación de línea recta. El valor residual ya depreciado de la red al año 2008, en los dos escenarios es el siguiente:

En la relacionado a las nuevas extensiones de redes, a fin de determinar la estructura a recomendar con un criterio económico y funcional, se modelaron flujos de carga en media tensión en diferentes escenarios hasta alcanzar la red objetivo (convertir el tramo monofásico de 4.9 kms existente entre Santa María de Pantasma a Estancia Cora a trifásico + Rehabilitación de la red en los Poblados de Wiwilí + Ampliaciones de redes a los poblados de Plan de Grama y Wamblán + Puesta en servicio de minicentral hidroeléctrica 1.48 MW PCH

Yakalwás). Los resultados de los flujos de carga de la red objetivo, muestran que los voltajes en todos los nodos de la red se encuentran en límites permisibles y las pérdidas de potencia en máxima demanda en la red MT son del orden del 2.14%. De estos resultados concluimos que la red MT se diseñara con la siguiente estructura:

- Tramo PCH Yakalwás - La Central - Red Trifásica - Tramo La Central – Plan de Grama - Red Monofásica - Tramo La Central – Wamblám - Red Monofásica

Escenario 1 Escenario2

Postes para tendido Eléctrico 84,121.83 129,917.77

Líneas, Equipos y Acometidas de MT 164,587.37 254,188.73

Centros de Transformación MT/BT 22,431.82 34,643.72

Líneas, Equipos y Acometidas de BT 26,756.78 41,323.17

Luminarias de Alumbrado Público 0.00 0.00

Equipos de Medición 0.00 0.00

SUBTOTAL US$ 297,897.80 460,073.39

Otras Inversiones (1,100 medidores) 49,500.00 49,500.00

TOTAL US$ 347,397.80 509,573.39

Costos Residuales Trasladados al Año 2008

VALOR RESIDUAL DEL ACTIVO EN DOLARES NOMINALES AL AÑO 2008

RED DE DISTRIBUCION ELECTRICA EXISTENTE EN WIWILI

Elemento



Una vez definido la estructura de las extensiones de red, se procedió a la etapa de diseño conforme las normas de construcción predefinida en este estudio. Las longitudes de las nuevas redes, poblados y clientes beneficiados se muestran a continuación:

TRIFASICO MONOFASICO

PCH - LA CENTRAL 6.21

LA CENTRAL - PLAN DE GRAMA 4.22 1.64 326

LA CENTRAL - EMPALME EL BARRO 13.10 0.42 12

EL BARRO - WAMBLAM - EL CASTILLO 14.30 1.10 287

SAN JOSE ESQUIPULAS 1.10 0.25 13

AGUAS AMARILLAS 2.41 0.72 32

LOS COCOS 1.70 0.85 28

SANTA CRUZ 2.70 0.80 27

ANEXO MALECONCITO 0.07 0.23 31

EXTENSIONES EN BT 1.34 134

TOTAL 6.21 39.60 7.35 890

KMS MT 1/O ACSRPOBLADOS Y SEGEMENTOS

CLIENTES

BENEFICIADOS

KMS BT

TRIPLEX



El presupuesto se han estructurado en diferentes segmentos para identificarlos con mayor claridad y también poder cuantificar la inversión desagregada de forma que permita gerencialmente decidir que inversiones priorizar. El presupuesto considera costos finales de construcción (costos de venta) y se muestra a continuación

SEGMENTOS DE REDES COSTOS EN US$

Cambios de Elementos en Troncal 22,437.55

Conversión Trifásica Pantasma-Estancia Cora 45,442.34

Rehabilitación Poblado de Wiwili 111,342.06

Ubicar transformadores en sus fases (balance) 1,556.10

Nuevas Extensiones de Redes 709,543.18

Instalaciones Domiciliares Internas 30,117.36

SUB-TOTAL 920,438.58

Movilización Adicional (10%) 92,043.86

Imprevistos (10%) 92,043.86

TOTAL EN DOLARES 1,104,526.30

Nota: Los Costos no incluyen el 15% de IVA ni impuestos municipales.

Se estima un 10% del total del proyecto en imprevistos y un 10% de movilización adicional por estrategia constructiva. Este último concepto significa que dado que la red es estrictamente radial se recomienda que los cortes de energía no deberán ser mayores de 10 hrs continua y máximo 2 veces por semana en un mismo sector. Por tanto el contratista deberá planear su estrategia alternando obras de rehabilitación y ampliaciones de nuevas redes.



1. INTRODUCCIÓN

El Proyecto de Electrificación Rural para Zonas Aisladas (PERZA) del Ministerio de Energía y Minas (MEM) tiene como objetivo brindar el acceso inmediato a los servicios eléctricos en sectores rurales del territorio nacional, de una forma sostenible y económica. Para realizar esta meta, el MEM/PERZA ha seleccionado aquellos proyectos que tienen la característica de estimular la economía local con costos efectivos, ofreciendo servicios dentro la capacidad de pago de los usuarios potenciales.

En este sentido, y en continuidad a su programa de desarrollo estratégico de la electrificación rural, el MEM/PERZA ha identificado el Sub Proyecto de electrificación para la comunidad de Wiwilí, perteneciente al municipio de Wiwilí en el departamento de Jinotega y Nueva Segovia, con el que se beneficiaran a unas 2800 viviendas con unos 25,596 habitantes. Este Sub Proyecto será ejecutado con fondos del Banco Mundial, fondos de la donación GEF y fondos propios del concesionario. A la fecha un sector de la comunidad cuenta con servicio eléctrico, ya que anteriormente fueron construidas parte de las redes de distribución de energía necesarias para brindar el servicio eléctrico al total de la comunidad. Actualmente este Sub Proyecto tiene como alcances de obra la rehabilitación y ampliación de estas redes de distribución, más la construcción de una Pequeña Central Hidroeléctrica (PCH) de 1480 kW. El propósito del Proyecto en su conjunto es mejorar la calidad del servicio eléctrico ofrecido en este momento, aumentar la cobertura a las comunidades y viviendas que aun no cuenta con dicho servicio y vender eventualmente los excedentes generados. Actualmente en el Municipio de Wiwilí existe una empresa de distribución eléctrica conformada por personas de la localidad denominada Empresa Municipal de Energía Eléctrica Autónoma de Wiwilí (EMEEAW), a la cual se le brindó la concesión de distribución de energía por parte de la Empresa Nicaraguense de Electricidad (ENEL) por un periodo de 30 años, para dar cobertura a las comunidades localizadas desde Estancia Cora en el Municipio de Santa María de Pantasma, incluidos los poblados de Wiwilí Jinotega y Nueva Segovia, hasta el sitio de la futura central hidroeléctrica „„Wiwilí-Yakalwás‟‟ en la Comunidad las Quebraditas de Yakalwás. Hoy por hoy EMEEAW no opera el sistema eléctrico de distribución, este es administrado por ENEL, la que asumió la responsabilidad de brindar el servicio eléctrico en el área de concesión de EMEEAW, y además administra los sistemas eléctricos aislados en las comunidades de Plan de Grama y Wamblán que se encuentran localizadas al norte de Wiwilí Jinotega. En la actualidad el Ministerio de Energía, con el presente estudio de „„Levantamiento, Diagnostico y Diseño de Redes Eléctricas en el Sub. Proyecto Wiwilí‟‟, está dando continuidad a los esfuerzos realizados para el correcto funcionamiento del proyecto, bajo el que fue concebido, buscando la forma de realizar mejoras en la red de distribución existente para lograr una correcta operación técnica, como primer paso para lograr el traspaso de la administración de ENEL a la Empresa EMEEAW.



1.1 OBJETIVOS DEL ESTUDIO

Objetivos Generales - Realizar un levantamiento y diagnóstico para la rehabilitación y operación

eficiente de las redes eléctricas existentes en Wiwilí y nuevos diseños para las extensiones de redes a las comunidades de las Quebraditas de Yakalwás - Plan de Grama – Wamblán, incluidas las comunidades existentes a lo largo de esta trayectoria.

- Realizar un diseño de red óptimo, económico, práctico, sencillo y funcional procurando integrar la mayor cantidad de beneficiarios con inversiones menores. Objetivos Específicos

- Levantamiento de las redes de media tensión (MT), baja tensión (BT) y

alumbrado público (AP) existentes dentro del Área de concesión de la EMEEAW, con el fin de valorar el costo real de las mismas, el tiempo de vida útil, depreciación y los costos de reposición en las condiciones actuales.

- Levantamiento de los datos e información necesaria y/o requerida para

elaboración de diseños de redes eléctricas, para extensiones de líneas troncales y derivaciones MT y BT, con el fin de brindar el servicio eléctrico a las comunidades de Plan de Grama y Wamblán tomando en cuenta la electrificación de las comunidades que se encuentran a lo largo de la trayectoria.

- Realizar los cálculos de caída de tensión para garantizar voltajes adecuados a

los beneficiarios ubicados en los puntos finales de la red. - Georeferenciar con coordenadas UTM, todos los puntos de la red existente y

nuevas extensiones. - Hacer un levantamiento de todos los usuarios conectados a la red existente por

transformador, así como de los nuevos beneficiarios a incorporarse. - Digitalizar en planos unifilares las propuestas de rehabilitación y extensiones de

redes



1.2 LOCALIZACIÓN DE WIWILÍ

El Municipio de Wiwilí se encuentra localizado en la Región Norte de Nicaragua

y tiene la tiene la particularidad de estar emplazado entre dos departamentos, Jinotega y Nueva Segovia, por lo cual desde el punto de vista del ordenamiento territorial o división geopolítica en realidad corresponde a dos municipios. WIWILÍ DE NUEVA SEGOVIA

Fundada el 5 de Marzo de 1970, pero con la peculiar situación que se desprende de la Ley que se transcribe continuación: Ley No. 332, Managua, Viernes 11 de Febrero del 2000. LEY DE REFORMA A LA LEY No.59, LEY DE DIVISION POLITICA ADMINISTRATIVA, LEY DE RESTABLECIMIENTO DEL MUNICIPIO DE WIWILI AL DEPARTAMENTO DE NUEVA SEGOVIA Arto.1 El objeto de la presente Ley es el restablecimiento del Municipio de Wiwilí de

Nueva Segovia, al Departamento del mismo nombre, desde la parte que Comprende izquierda del Río Coco, y cuya cabecera municipal se localiza geográficamente en las coordenadas 13º 37’ 21” Latitud Norte y 85º 49’ 30” Longitud Oeste, y contando con una superficie municipal de 398 kilómetros cuadrados. El Municipio de Wiwilí tendrá como cabecera Municipal el poblado de Wiwilí.

El municipio de Wiwilí de Nueva Segovia se ubica al noreste del departamento de Nueva Segovia a unos 300mts sobre el nivel del mar, con una superficie aproximada de

Wwili



398 km2. Pertenece a las estribaciones del denominado „macizo segoviano‟; y a la cuenca alta del Río Coco, cuyo curso sirve de límite natural a los departamentos de Nueva Segovia y Jinotega. Sus suelos son moderadamente rocosos, inadecuados para la agricultura, pero aptos para el uso forestal de tipo latifoliado. Su principal actividad económica es la agrícola. Su cabecera municipal es el poblado de Wiwilí y tiene como municipios colindantes a Wiwilí y Santa María de Pantasma del departamento de Jinotega; Quilalí y Murra del departamento de Nueva Segovia y el límite internacional con la República de Honduras. Su territorio fue desmembrado del actual municipio de Jinotega.

Se caracteriza por sus relieves ondulados y cerros comprendidos en las alturas de 500 a 1500 msnm, con pendientes del 20 al 45%, geológicamente se trata de rocas metamorfositas en la parte oeste del Municipio.

Wiwili de Nueva Segovia es una zona eminentemente agropecuaria, sus principales actividades las constituyen, la Agricultura, Ganadería, Comercio y otras de menor escala como productos no tradicionales. La actividad más predominante en el Municipio es el cultivo del maíz y frijoles, seguido por la Ganadería y la Caficultura, también se cosechan bananos WIWILÍ DE JINOTEGA

El territorio de Wiwili de Jinotega está ubicado entre las coordenadas 13º 37' latitud norte y 85º 49' longitud oeste. Ocupa el ángulo noreste del territorio, su región es montañosa y es regada por el curso del Río Coco. Sus límites geográficos son: Norte: República de Honduras. Sur: Municipios de Cuá Bocay y Santa María de Pantasma. Este: Municipio de Cuá Bocay. Oeste: Municipio de Wiwilí Nueva Segovia. Y tiene una superficie de 2,444.7 km2. El municipio de WIWILI JINOTEGA tiene el clima de sabana tropical de altura, con una precipitación anual que oscila entre los 1,200 y 2000 mm., la temperatura anual varia entre los 24º y 25º C. La estación lluviosa dura aproximadamente 8 meses, de Mayo a Diciembre y la estación seca de Enero a Abril. La principal actividad económica del municipio de WIWILI JINOTEGA es la Agricultura, la que se destina para el auto consumo y la comercialización fuera del municipio.



1.3 FUENTE DE ALIMENTACIÓN ELÉCTRICA DE LA ZONA

En la actualidad el suministro de energía eléctrica en la zona parte de la subestación alta tensión (AT)/media tensión (MT) denominada Planta Centroamérica, que debe su nombre a la central de generación hidroeléctrica que se ubica a escasa distancia de la anterior. La subestación tiene una potencia instalada de 10.5 MVA compuestos por dos transformadores de potencia, en nivel de tensión AT/MT de 138/24.9 KV. De la misma salen dos circuitos de media tensión con identificación PCA-4010 y PCA-4020, siendo el PCA-4010 el que alimenta el municipio de Wiwilí, el cual es un circuito radial que no tiene opción de retroalimentación con redes adyacentes, se caracteriza por ser un circuito con múltiples derivaciones, un mercado mayoritariamente rural y una extensión de 249 km de redes. La cantidad de clientes que alimenta en su área concesionada es de 9,934, según fuente de la Empresa Distribuidora de Electricidad del Norte DISNORTE S.A.



DISNORTE S.A., tiene límite de concesión justamente en la comunidad Estancia Cora, ubicada a unos 500 metros del puente la Marañosa. Dicha empresa por medio de contrato de cliente no regulado es el único proveedor de energía eléctrica para el municipio de Wiwilí, el cual tiene como frontera comercial un contador de energía y potencia en el límite de la concesión (Estancia Cora).

De Estancia Cora hacia Wiwilí la red es propiedad de la concesionaria EMEEAW y administrada por la Empresa Nicaragüense de Electricidad, con estructuras aéreas trifásicas 14.4/24.9 kV, pero que actualmente se explota como red monofásica debido a la ausencia de dos hilos en un tramo de 4.91 km dentro de la concesión de DISNORTE. 1.4 CALIDAD DEL SERVICIO

Como ya hemos mencionado la red eléctrica MT que alimenta Wiwilí (Circuito PCA-4010) es estrictamente radial, extensa y sus únicos elementos de protección es a través de fusibles de expulsión. Por tanto ante fallas que no son despejadas por los elementos de protección de la red el único respaldo es la protección por sobrecorriente del interruptor de circuito, dejando sin energía a los clientes en su totalidad. Según

RED TRIFASICA

RED BIFASICA

RED MONOFASICA

LEYENDA

SUBESTACIÒN

LIMITE MUNICIPAL

Subestación Planta Centroamérica

RED ENEL

WIWILÍ

PUNTO FRONTERA

ENEL - DISNORTE



datos recabados en la Empresa DINORTE S.A, las causas y tiempos de interrupciones ocurridas en los meses enero a marzo 2009 son los siguientes:

Como puede observarse de las ilustraciones, en este período el sector estuvo con ausencia de energía por 333.95 hrs lo que representa un 15.5 % del total del período. Una de las causas predominantes son los disparos desconocidos, que usualmente son fallas no identificadas por las cuadrillas a cargo de las reparaciones y que por lo general se deben a cortocircuitos ocasionados por los árboles y fallas de aislamiento, entre otras. Este dato nos conduce a recomendar que dicha red en toda su extensión debe someterse a un programa de mantenimiento preventivo riguroso.

Jan-09 Feb-09 Mar-09

Tiempo de

interrupción

(hrs)

Tiempo de

interrupción

(hrs)

Tiempo de

interrupción

(hrs)

Animal sobre la línea 16.03 16.03

Descargo 13.95 28.73 42.72 85.40

Disparo desconocido 0.05 115.18 50.73 165.97

Disturbio en el SIN 4.20 4.20

Fuertes vientos 4.12 0.02 4.13

Jumper primario roto 21.27 21.27

Poste 31.65 5.30 36.95

Total 45.65 190.63 97.67 333.95

Causa

Total Tiempo

de interrupción

(hrs)

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

Animal sobre la línea

Descargo Disparo desconocido

Disturbio en el SIN

Fuertes vientos Jumper primerio roto

Poste

Mar-09

Feb-09

Jan-09



2. ADMINISTRACION ACTUAL DE LAS REDES ELECTRICAS DE WIWILI

La administración actual de las redes eléctricas de distribución en Wiwilí las realiza la Empresa Nicaragüense de Electricidad (ENEL) que es una entidad del Estado, adscrita al Ministerio de Energía y Minas (MEM), propietaria de plantas generadoras geotérmicas, hidroeléctricas, y térmicas de diferentes tipos y capacidad. Su política, planes y proyecciones lo determina el MEM de acuerdo a la estrategia energética del Gobierno de Nicaragua. ENEL tiene como misión, aportar y promover al desarrollo socioeconómico del país, mediante el desarrollo de fuentes alternas de generación, y el suministro adecuado de energía eléctrica en su área de competencia. ENEL incorpora en su estructura interna a la Dirección General de Generación quien es la encargada de garantizar mediante una acertada planificación, programación, organización, dirección, coordinación y control, el cumplimiento de objetivos y desarrollo de todas las actividades inherentes a la generación, mantenimiento y comercialización de la energía producida por las plantas generadoras conectadas a la red nacional y los sistemas aislados conforme las Leyes del sector. La Dirección General de Generación a su vez incorpora entre otras, a la Gerencia de Plantas Aisladas la cual cumple con la función de transmitir, distribuir, dar mantenimiento y comercializar en forma eficiente la energía en los sistemas aislados de Nicaragua. Las regiones atendidas por ENEL a través de esta gerencia se encuentran fuera del sistema concesionado por la empresa UNION FENOSA (DISNORTE –DISSUR). Entre otros municipios atendidos por ENEL se destacan: Bluefields, Puerto Cabezas, los Municipios de Corn Island, Siuna, Rosita, Mulukuku, Waspam, Wiwilí, El Ayote, Laguna de Perlas, Kukra Hill, el Bluff, San Juan de Nicaragua y las comunidades de Karata, Sasha, Wawabar, Sandy Bay, Pueblo Nuevo, Tasbapounie, Orinoco, Wamblan y Plan de Grama. .

En lo que a la red eléctrica de Wiwilí se refiere, la Gerencia de Plantas aisladas nos brindó la siguiente información:

- En Wiwilí opera una oficina comercial integrada por un grupo de 9 personas.

- Para efectos de mantenimiento preventivo y correctivo cuentan con 3 linieros.

- No se lleva un control estadístico de fallas y tiempo de interrupción de la red.

- No han realizado inversiones en los últimos tres años, con excepción de la instalación de 1100 medidores de energía, con un costo promedio incluida instalación de cuarenta y cinco dólares. Estos medidores fueron instalados en el período Marzo-Abril 2009.



- La Gerencia de Plantas Aisladas no brindó la información asociada a las compras de energía, facturación, y cantidad de clientes integrados al sistema. Cabe señalar que esta información no proporciona ningún dato relevante a este estudio y la misma se encuentra contenida en el informe de pérdidas que nos suministró el Ministerio de Energía.

- Un dato relevante obtenido y ratificado por el Ministerio de Energía, es que la red

eléctrica de Wiwilí fue construida en tres segmentos: a. Poblado Wiwilí construida en el año 1998. Inicialmente operó como un

sistema aislado abastecido por plantas diesel. b. Tramo Estancia Cora – Poblado de Wiwilí construida en el año 2004,

posterior a la tragedia ocasionada por el Huracán Mitch, cuyo objetivo fue abastecer de energía al Poblado de Wiwilí desde las redes eléctricas del circuito PCA-4010.

c. Tramo Poblado Wiwilí-PCH construida en el año 2004, como parte del

Proyecto de integración a la red de la minicentral hidroeléctrica.

3. DIAGNÓSTICO DE LAS REDES ELÉCTRICAS EXISTENTES

3.1 LEVANTAMIENTO DE REDES EXISTENTES

Una de las primeras actividades desarrolladas en este estudio consistió en hacer un levantamiento exhaustivo de la red existente en el área de concesión de la Empresa Municipal de Energía Eléctrica Autónoma de Wiwilí, cuya cobertura inicia en el punto frontera con la Empresa Disnorte (conocido como Estancia Cora, con coordenadas UTM, X=614861.3, Y=1476037.5, Z=409.88), y se proyecta hasta el poblado de Wiwilí de Jinotega y de Nueva Segovia, hasta terminar en la futura minicentral hidroeléctrica conocida como PCH Yakalwás. Cabe señalar que el levantamiento se inició en la zona de concesión de DISNORTE, desde Santa María de Pantasma hasta Estancia Cora, tramo de red monofásico existente con una longitud de 4.91 km, que será convertido a red trifásica, a fin de que permita realizar intercambios de energía con mayor estabilidad y eficiencia una vez puesto en marcha el Proyecto futuro a ser administrado por EMEEAW. Dicho levantamiento se realizó recorriendo la red eléctrica a pie, captando imágenes y georeferenciando punto a punto, con el propósito de determinar con precisión el inventario de la red existente, estado físico y cantidad de usuarios conectados, temas que en lo sucesivo de este informe abordamos con mayor detalle.



A continuación se presenta un mapa cartográfico de la trayectoria de la red eléctrica existente:

Cabe señalar que los segmentos de redes Estancia Cora-Wiwili y Wiwili-PCH, en buena parte de su trayectoria se encuentran situados fuera del derecho de vía, lo que dificulta el mantenimiento preventivo y correctivo.



3.2 INVENTARIO DE REDES EXISTENTES EN WIWILI

Tomando como punto de partida la información suministrada por el MEM, en la que indica que la red eléctrica de Wiwilí fue construida en tres tramos importantes y en diferentes fechas, hemos estructurado el inventario en tres segmentos, para luego aplicar este concepto discrecionalmente en la valoración del activo de la infraestructura existente. Los resultados obtenidos del proceso de levamiento punto a punto se muestran a continuación:

Adicionalmente se realizó el levantamiento de la red eléctrica existente en las comunidades de Plan de Grama y Wamblán, las cuales operan con voltajes de 14.4/24.9 kV y es alimentada por generadores diesel funcionando como un sistema aislado. Según datos proporcionados por la población el servicio eléctrico que se les provee es de 5 hrs promedio por día. La red eléctrica en la salida de los generadores es trifásica con el fin de lograr un balance de carga en la operación, sin embargo los transformadores de distribución que reducen los voltajes a los consumidores finales son monofásicos. En general la red de distribución se encuentra en muy buen estado y el inventario existente se muestra a continuación:



En el Tomo II, Anexo 1, se presenta con mayor detalle los diferentes elementos que componen el inventario de la red existente en Wiwilí, así como en los sistemas aislados de Wanblam y Plan de Grama . En adición se incorpora una hoja de datos punto a punto, donde se presenta el elemento de red con sus componentes, longitud de tramos de línea MT/ BT con su tipificación y coordenadas UTM. 3.3 CANTIDAD DE USUARIOS EN WIWLI

Se hizo el levantamiento de los usuarios por transformador, los cuales hemos clasificado en los siguientes grupos o estatus:

a. Usuarios con medidor de energía

b. Usuarios directos/con consumo fijo

c. Conexiones Ilegales, en la mayoría de los casos con conductores inadecuados

d. Sin energía, asentados en el radio de cobertura de las redes. En algunos casos se observó que estos pobladores poseen artefactos eléctricos, lo que los convierte en potenciales ilegales.



El resumen por distribución geográfica y porcentual se muestra a continuación:

Como puede observarse del universo de pobladores de la zona dispersos en la trayectoria de las redes existentes, existe un 8% de ilegales y un 27% sin energía/potenciales ilegales, por lo que es oportuno recomendar la implementación de una campaña comercial que permita integrar este segmento de pobladores a un estatus legal.

Con Medición Consumo Fijo Ilegales Sin Energia

1 Sector Estancia Cora 9 1 - 2

2 El Chile 19 1 - 4

3 Sector Santa Cruz 5 - -

4 Sector Sompopera 1 y 2 71 3 - 16

5 El Comal 11 - 3

6 El Guanacaste 5 - 1 -

7 Finca R.Gonzalez y Los Laureles 3 - - -

8 La Marañosa 43 4 5 18

9 Sector Las Flores 6 - - 1

10 Empalme La Marañosa 11 - - 4

11 Sector Maleconcito 91 7 2 41

12 El Jicote y Finca El Carmen 25 2 2 15

13 Colonia Eveneser 54 5 5 6

14 Colonia Bello Amanecer 52 3 11 45

15 Wiwili de Jinotega 535 11 49 244

16 Wiwili de Nueva Segovia 236 1 79 101

17 Asentamiento La Joba 22 1 - 15

18 Finca La Joba 1 - - -

19 El Campamento 5 - - -

20 Antena Repetidora 1 - - -

TOTALES 1205 39 154 515

No Poblado/Comunidad/Sector/FincaEstatus

63%

2%

8%

27%

Con Medición

Consumo Fijo

Ilegales

Sin Energia



En el caso de Wamblán y Plan de Grama los usuarios conectados a la red no poseen equipos de medición por lo que se han clasificado en dos bloques: con energía y sin energía. La cantidad de usuario en estos poblados se muestra a continuación:

Como puede observarse existe un 41% de pobladores sin energía lo cual puede estar motivado por la falta de continuidad en el servicio eléctrico, no obstante se recomienda instalar equipos de medición a los usuarios que manejan una relación comercial con ENEL y generar una campaña que permita la integración del resto de pobladores. Estas actividades preliminares facilitarán el manejo comercial una vez puesto en marcha las obras contempladas por el MEM en el Sub Proyecto Wiwilí. Adicionalmente también es recomendable desarrollar una campaña del uso eficiente y racional de la energía, para que los pobladores ajusten su consumo de acuerdo a sus capacidades de pago. En Tomo II, Anexo 2, se presenta el listado detallado de los pobladores, con el ID del plano, capacidad del transformador del que se encuentran conectados, nombres y apellidos y estatus de conexión.

Con Energía Sin Energía

1 Plan de Grama 170 113

2 Wamblán 134 102

TOTALES 304 215

EstatusNo. COMUNIDAD



3.4 ESTADO FISICO DE LA RED

En el proceso de levantamiento fueron verificando punto a punto los elementos de la red en mal estado producto de vandalismo, vejez u otros agentes. Se verificó el estado de los conductores eléctricos MT/BT, transformadores, elementos de protección, acometidas y demás componentes que no se ajustan a lo establecido en los manuales de construcción para redes de distribución aéreas con niveles de tensión 14.4/24.9 Kv. (Norma ENEL 1998).

En general y de acuerdo a los segmentos de red estructurados en este informe, las anomalías encontradas y recomendaciones se presentan a continuación:

A continuación se presentan imágenes representativas de los elementos de red en mal estado:

SEGMENTOS DE RED

Postes en mal estado

Postes desaplomados

Postes con maleza

Crucetas en mal estado

Aisladores en mal estado

Sin elementos de protección

Retenidas flojas o fuera de norma

Líneas aéreas bajas

Transformador recalentado

Estructuras sin puesta a Tierra

Poblado de Wiwili

Estancia Cora - Wiwili

Wiwili - PCH

PRINCIPALES ANOMALIAS

A

A + Red de Baja Tensión deteriorada,

conductores no adecuados y fuera de estandar

RECOMENDACIONES

BSustitución-Complemento-

Corrección-Intercalar elemento

B + Adecuación y Rehabilitación de la

Red de Baja Tensión

Elemento U/MEstancia Cora -

Wiwili Poblado Wiwili Wiwili-PCH Totales

Postes en mal estado Unidad 10 25 1 36

Postes desaplomados Unidad 6 6 1 13

Postes con maleza Unidad 3 1 - 4

Crucetas en mal estado Unidad 3 5 - 8

Aisladores de espiga en mal estado Unidad 65 3 43 111

Aisladores de suspensión en mal estado Unidad 39 6 36 81

Sin elemento de protección Unidad 5 2 - 7

Sin retenidas o fuera de norma Unidad 8 10 - 18

Líneas aéreas bajas/angulos pronunciados Tramos 2 1 1 4

Transformador recalentado Unidad 1 1 - 2

Estructuras sin puesta a tierra o cortado Unidad 295 101 3 399

ELEMENTOS EN MAL ESTADO

RED ELECTRICA EXISTENTE WIWILI



Postes en mal estado Postes Desaplomados

Redes Bajas (No cumple distancia de seguridad) Transformador recalentado (fuga de aceite)



Aisladores de suspensión quebrados Sin elemento de Protección (pararrayo)

De lo anterior es importante resaltar que además de las recomendaciones de sustitución/complemento/corrección/intercalar elementos de red, los mayores esfuerzos se enfocarán en la readecuación y rehabilitación de la red de baja tensión en el Poblado de Wiwilí Nueva Segovia y Wiwilí Jinotega, que es la red físicamente más deteriorada.

En el Tomo III A y Tomo III B, se presentan 45 láminas en formato A1 digitalizadas en AUTOCAD las cuales incluyen sus hojas de datos y que corresponden a la red existente desde Estancia Cora hasta Yakalwás incluido ambos poblados de Wiwilí.



4. CALCULO DE DEPRECIACION DE LA RED Y VALORACION DEL ACTIVO

Para el cálculo del valor de los activos de la red eléctrica existente en el municipio de Wiwilí se trasladarán los costos nominales a costos relativos. A partir de este concepto se realizarán los cálculos de depreciación y se determinará el valor actual del activo a precios del año 1994. Posteriormente el valor actual del activo se trasladará a precios del año 2008. De acuerdo a las recomendaciones del Ministerio de Energía y Minas se realizan los cálculos considerando dos escenarios a saber:

Escenario 1: Se realiza considerando el costo del inventario existente.

Escenario 2: Se realiza considerando una estimación de la estructura de costos directos, indirectos, gastos administrativos y utilidades a partir del costo de los inventarios.

4.1 METODOLOGIA DE CÁLCULO

CALCULO DE LOS COSTOS DE INVERSION A COSTOS DE MERCADO EN DOLARES

Para la determinación de los costos nominales de los activos de la red existente, se establece como criterio que todos los componentes de la red independientemente del año de instalación, se valuarán a precios actuales de mercado del año 2009. Se ha adoptado para este análisis lo siguiente; a) no se considera los costos por trabajos de mantenimiento, debido a que durante las inspecciones realizadas no se encontraron evidencias objetivas de que se hayan realizado labores periódicas de mantenimiento preventivo de las redes durante los años que se ha explotado el sistema, b) los elementos de red en mal estado y algunas pequeñas obras construidas en los últimos años, no se contabilizan ya que consideramos que sus valores no son significativos, por tanto no alteran la esencia del análisis. CALCULO DE LOS COSTOS DE INVERSION A COSTOS RELATIVOS EN CORDOBAS

Para homogenizar los costos de inversión de los diferentes componentes de las redes eléctricas objeto de estudio, se trasladarán los precios actuales de mercado del año 2009 a precios relativos, tomando 1994 como año base. Este procedimiento se realizará a través de las siguientes etapas:

Trasladando los costos de inversión calculados en dólares a precios actuales de mercado de 2009, a córdobas nominales del año de construcción de las obras, para lo cual se utiliza el Tipo de Cambio Promedio Anual del córdoba respecto al dólar.

Inversión Año 1998: C$ 10.5819 x U$ 1.00 Inversión Año 2004: C$ 15.9373 x C$ 1.00



Se calcula los costos de inversión a precios relativos o constantes con respecto al año base 1994. Se utilizará los siguientes Indices Deflactores del PIB:

Inversión Año 1998: DIPIB = 1.56 Inversión Año 2004: DIPIB = 2.35

El Cálculo de la Inversión a precios relativos se realizará a través de la siguiente fórmula:

A continuación se presenta Tabla Resumen de Indicadores de Crecimiento del PIB Nominal y PIB:

Nicaragua: Indicadores del PIB

AñoCorriente

Mill. C$

TCPIBc

(%)

Real Mill.

C$ 94

TCPIBr

(%)

DIPIB

(%)1

DIPIB

(%)2

1994 20,008.00 20,008.00 100% 352%

1995 24,029.00 20.1% 21,191.00 5.9% 113% 311%

1996 28,009.00 16.6% 22,536.00 6.3% 124% 284%

1997 31,967.00 14.1% 23,430.00 4.0% 136% 258%

1998 37,805.00 18.3% 24,299.00 3.7% 156% 227%

1999 44,198.00 16.9% 26,009.00 7.0% 170% 207%

2000 49,952.00 13.0% 27,076.00 4.1% 184% 191%

2001 55,155.00 10.4% 27,877.00 3.0% 198% 178%

2002 57,376.00 4.0% 28,088.00 0.8% 204% 173%

2003 61,959.00 8.0% 28,796.00 2.5% 215% 164%

2004 71,156.00 14.8% 30,325.00 5.3% 235% 150%

2005 81,524.00 14.6% 31,624.00 4.3% 258% 137%

2006p/ 93,017.00 14.1% 32,858.00 3.9% 283% 125%

2007e/ 104,983.00 12.9% 33,893.00 3.1% 310% 114%

2008e/ 123,307.00 17.5% 34,986.00 3.2% 352% 100%

Fuente: Estadísticas del Banco Central de Nicaragua

1/ Indice Deflactor del PIB, Año Base 1994.

2/ Indice Deflactor del PIB, para el Año 2008.

p/ Preliminar

e/ Estimado

Comportamiento Histórico Deflactor del PIB

Período de 1994 al 2008

Precios Nominales Año de Construcción

Indice Deflactor del PIB correspondientePrecios Relativos de Inversión =



CALCULO DE DEPRECIACION DELOS COMPONENTES DE LA RED

Se utilizará como base para cálculo de la depreciación de las redes eléctricas los valores estipulados por el MIFIC, y certificados por el Instituto Nicaragüense de Energía (INE) para el cálculo del Valor Agregado de la Distribución (VAD). A continuación se detallan los mismos:

Se utilizará el Método de Depreciación de Línea Recta

El procedimiento para el cálculo de la depreciación se efectuará a través de la siguiente fórmula:

CALCULO DEL COSTO ACTUAL DE LOS ACTIVOS

El procedimiento para el cálculo del valor actual de los activos se efectuará a través del siguiente procedimiento:

Calculando los costos actuales de los activos a córdobas relativos o constantes del año base 1994.

El Cálculo se realizará a través de la siguiente fórmula:

Elementos de Red Años

Postes para tendido Eléctrico* 25

Líneas, Equipos y Acometidas de MT 25

Centros de Transformación MT/BT 25

Líneas, Equipos y Acometidas de BT 20

Luminarias de Alumbrado Público 4

Equipos de Medición 10

* Para hacer una mejor clasificación, se han desagregado los postes considerando una vida util de 25 años

Valor de Activo

Años de Vida Util

Donde el Valor Residual = 0

Depreciación Anual =

Costos Depreciación = (Años de Explotación x Depreciación Anual en Córdobas a precios relativos del año 1994)



Se traslada el costo actual de los activos a córdobas nominales del año 2008. Se utilizará los siguientes Indices Deflactores:

Inversión Año 1998: DIPIB = 2.27 Inversión Año 2004: DIPIB = 1.50

Se efectúa la conversión del costo actual de los activos a dólares

americanos utilizando el Tipo de Cambio Promedio Anual del año 2008 (C$ 19.3719 x U$ 1.00).

Se adicionará al valor actual de los activos totales en dólares, el costo de Instalación de 1,100 medidores eléctricos a un precio unitario de mercado de U$ 45 dólares.

4.2 RESULTADOS FINALES ESCENARIO No. 1: CONSIDERANDO EL COSTO DE LOS MATERIALES

A continuación se presenta tabla resumen de los costos de inversión calculados a precios de mercado respecto al año 2009:

En la tabla a continuación, se ilustra el resumen de los cálculos realizados, donde se observa que el costo total de la inversión en activos a precios relativos año base 1994 es de US$ 402,1845.33 dólares, la depreciación total de la red existente es de US$ 161,041.90 dólares y el valor residual de los activos es de US$ 241,142.42 dólares.

Elemento

Estancia Cora -

Wiwili

2004

Poblado Wiwili

1998

Wiwili-PCH

2004Totales

Postes para tendido Eléctrico 130,969.00 62,423.00 35,190.00 228,582.00

Líneas, Equipos y Acometidas de MT 284,522.34 69,062.39 88,037.49 441,622.22

Centros de Transformación MT/BT 30,089.00 27,564.00 4,641.00 62,294.00

Líneas, Equipos y Acometidas de BT 48,773.06 42,996.01 2,705.76 94,474.83

Luminarias de Alumbrado Público 3,584.00 7,840.00 448.00 11,872.00

Equipos de Medición 0.00 0.00 0.00 0.00

TOTAL US$ 497,937.40 209,885.40 131,022.25 838,845.05

VALOR DEL ACTIVO EN DOLARES, AÑO 2009




Finalmente se presenta el valor del activo trasladado a precio nominal del año 2008.

ESCENARIO No. 2: CONSIDERANDO COSTOS DE CONSTRUCCION

En este escenario se ha considerado para la valoración del activo los costos de construcción, similares a los utilizados por empresas constructoras locales oficialmente establecidas en este sector. Dichos costos en relación al escenario 1 incluyen la siguiente estructura:

- 22% en costos de mano de obra - 10% en costos de transporte - 4% en costos indirectos - 13% en administración y utilidad

Inversión

Inicial1 Depreciación

Costo

Residual

Postes para tendido Eléctrico 110,720.70 42,638.25 68,082.45

Líneas, Equipos y Acometidas de MT 202,806.86 69,529.14 133,277.72

Centros de Transformación MT/BT 32,447.95 14,307.98 18,139.98

Líneas, Equipos y Acometidas de BT 49,467.43 27,825.16 21,642.27

Luminarias de Alumbrado Público 6,741.39 6,741.39 0.00

Equipos de Medición 0.00 0.00 0.00

TOTAL US$ 402,184.33 161,041.90 241,142.42

Notas: 1)Costos Relativos Utilizando el Deflactor del PIB referidos al Año Base 1994.

SITUACION DE LA RED ELECTRICA AL AÑO 2008

(Costos en Dólares referidos al Año Base 1994)

Elemento

Inversión Red Eléctrica Total

Elemento Costos Residuales Trasladados al Año 2008

Postes para tendido Eléctrico 84,121.83

Líneas, Equipos y Acometidas de MT 164,587.37

Centros de Transformación MT/BT 22,431.82

Líneas, Equipos y Acometidas de BT 26,756.78

Luminarias de Alumbrado Público 0.00

Equipos de Medición 0.00

SUBTOTAL US$ 297,897.80

Otras Inversiones (1,100 medidores) 49,500.00

TOTAL US$ 347,397.80





El procedimiento de cálculo se realizó con la misma metodología que en el escenario anterior, obteniendo los siguientes resultados:

Elemento

Estancia Cora -

Wiwili

2004

Poblado Wiwili

1998

Wiwili-PCH

2004Totales

Postes para tendido Eléctrico 202,268.52 96,406.08 54,347.44 353,022.04

Líneas, Equipos y Acometidas de MT 439,416.30 106,659.96 135,965.10 682,041.36

Centros de Transformación MT/BT 46,469.45 42,569.84 7,167.56 96,206.85

Líneas, Equipos y Acometidas de BT 75,325.12 66,403.03 4,178.78 145,906.93

Luminarias de Alumbrado Público 5,535.13 12,108.10 691.89 18,335.12

Equipos de Medición 0.00 0.00 0.00 0.00

TOTAL US$ 769,014.53 324,147.01 202,350.76 1,295,512.30

VALOR DEL ACTIVO EN DOLARES, AÑO 2009


Inversión

Inicial1 DepreciaciónCosto

Residual

Postes para tendido Eléctrico 170,997.05 65,850.51 105,146.54

Líneas, Equipos y Acometidas de MT 313,214.92 107,380.80 205,834.12

Centros de Transformación MT/BT 50,112.62 22,097.24 28,015.38

Líneas, Equipos y Acometidas de BT 76,397.49 42,973.17 33,424.32

Luminarias de Alumbrado Público 10,411.40 10,411.40 0.00

Equipos de Medición 0.00 0.00 0.00

TOTAL US$ 621,133.48 248,713.12 372,420.36

Notas: 1)Costos Relativos Utilizando el Deflactor del PIB.

SITUACION DE LA RED ELECTRICA AL AÑO 2008

(Costos en Dólares referidos al Año Base 1994)

Elemento

Inversión Red Eléctrica Total

Elemento Costos Residuales Trasladados al Año 2008

Postes para tendido Eléctrico 129,917.77

Líneas, Equipos y Acometidas de MT 254,188.73

Centros de Transformación MT/BT 34,643.72

Líneas, Equipos y Acometidas de BT 41,323.17

Luminarias de Alumbrado Público 0.00

Equipos de Medición 0.00

SUBTOTAL US$ 460,073.39

Otras Inversiones (1,100 medidores) 49,500.00

TOTAL US$ 509,573.39





En Tomo II, Anexo 3, se presenta la valoración del inventario, así como el detalle de los cálculos realizados en los diferentes segmentos de la red (inversión inicial, depreciación y costo residual) tanto para el escenario 1 como para el escenario 2.

5. SELECCIÓN DE TOPOLOGIA DE RED MT

5.1 COMPORTAMIENTO DE LA DEMANDA

En el proceso de investigación se logró obtener los datos de la medición comercial que se encuentra localizada en Estancia Cora y que es la fuente oficial para la liquidación de las ventas de energía que actualmente realiza la empresa DISNORTE con ENEL. Los datos obtenidos corresponden a las lecturas continuas de los meses de Enero a Marzo 2009. Dicha medición registra la energía con periodos de integración de 15 minutos, además toma los registros de potencia activa, reactiva, voltaje y corriente. A fin de determinar el comportamiento de la demanda de las redes existentes en Wiwilií, se procedió a filtrar los datos registrados en el período de medición, obteniéndose la curva típica siguiente:

El comportamiento de la demanda como es de esperarse corresponde a un uso de la energía típicamente residencial, cuyas elevaciones de potencia y pico se producen entre las 18:00 y 20:00 hrs. Con el fin de evaluar las condiciones actuales de la red existente y diferentes escenarios que nos conduzcan a recomendar una estructura y topología de red funcional, hemos extraído de las mediciones la curva de potencia activa del día en que se registró la máxima demanda (18.03.06), así como el comportamiento del voltaje en el mismo instante.

0.00

0.10

0.20

0.30

0.40

0.50

0.60

0.70

0.80

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

CURVA TIPICA DE DEMANDA

MW

Hrs



Como puede observarse el pico de carga de 0.73 MW ocurre a las 19:00 hrs. Este dato nos permite determinar el factor de utilización o también conocido como factor de demanda del sistema (red existente), que no es más que la relación entre la demanda

0 - 24 hrs, Lectura cada 15 minutos

PERFIL DE VOLTAJE, CUANDO OCURRE LA DEMANDA MAXIMA

19 hrs12.8 kV

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

MW

PERFIL DE CARGA , MAXIMA DEMANDA


19 hrs0.73MW

12.0

12.5

13.0

13.5

14.0

14.5

kV


PERFIL DE VOLTAJE, CUANDO OCURRE LA DEMANDA MAXIMA

19 hrs12.8 kV



máxima y la capacidad instalada del sistema la cual fue obtenida del inventario (1.160 MVA).

Este dato indica que aproximadamente el 31% de la carga instalada se encuentra ociosa. Sin embargo, este dato es común en redes de distribución rural donde la dispersión de la población es amplia, lo que equivale a decir densidades de carga por áreas muy bajas. Otra dato relevante es el comportamiento del voltaje en el punto fuente (Estancia Cora), donde puede apreciarse que en demanda máxima el voltaje se contrae hasta 12.8 kV, es decir 12.5% por debajo del voltaje nominal (14.4 kV). Como es de esperarse los usuarios finales conectados a esta red reciben voltajes bajos, sin embargo en consultas de campo tal situación no es claramente perceptible por la población. La explicación a este tema gira alrededor de dos conceptos:

- Compensación de voltaje a través de los taps en los reguladores de los transformadores de distribución.

- Por la condición económica de la población no se conectan artefactos eléctricos suceptibles a las variaciones de voltaje. Predominan cargas resistivas y en algunos casos equipos de refrigeración que operan en una banda de voltaje amplia.

Factor de Potencia (PF) = 0.9

69.0160.1

)9.0/73.0(

).(_

/)max(

MVAInstaladaCapacidad

PFMWDFuso



5.2 ESCENARIOS MODELADOS EN RED ELECTRICA MT

Los alcances del Sub-Proyecto Wiwilí definen la red objetivo con la siguiente estructura:

- Convertir el tramo monofásico de 4.9 kms existente entre Santa María de Pantasma a Estancia Cora a trifásico (tramo en la zona de concesión de DISNORTE).

- Rehabilitación y adecuación de la red eléctrica existente en Wiwilí.

- Ampliaciones de redes a los poblados de Plan de Grama y Wamblán.

- Puesta en servicio de minicentral hidroeléctrica 1.48 MW PCH Yakalwás.

Es así, que para alcanzar la red objetivo hemos analizado diferentes escenarios que nos permitan conocer el comportamiento de la red existente en las condiciones actuales y proyectar el crecimiento del sistema de forma óptima, funcional y económica.

Para evaluar la operación de sistemas de distribución o de potencia, controlarlos y planearlos para futuras expansiones existen herramientas de estudios de flujos de potencia, más comúnmente conocidos como estudios de flujos de carga. Un estudio de flujo de carga proporciona principalmente la potencia activa, reactiva, fasores de voltaje y corriente en cada punto del sistema y otras informaciones adicionales, a partir de ciertas variables conocidas por mediciones reales o predefinidas. Es así que para obtener mayor precisión, los flujos de carga se realizan a través de procedimientos numéricos iterativos entre los cuales los más utilizados son los métodos de Gauss-Seidel y Newton- Raphson. A los efectos de este estudio se ha utilizado como herramienta de modelación el software PSS/ADEPT (Power System Simulator/ Advanced Distribution Engineering Productivity Tool) programa realizado para diseñar y/o analizar redes eléctricas en sistemas de distribución. Los escenarios han sido modelados en máxima demanda por ser el comportamiento más crítico y se describen a continuación: a) Red existente monofásica, voltaje fuente en Estancia Cora 12. 8 kV, Fuso

=0.69, Sistema Base= 1,000 KVA Para lograr fijar el voltaje medido en máxima demanda se simuló un generador ideal en estancia cora con voltaje de línea a neutro de 13.2 kV por ser niveles de tensión standard. El 12.8 kV en el nodo fuente se logró regulando la impedancia de la fuente. Como es de esperarse los voltajes en los usuarios finales son bastante bajos, así también el sistema por su extensión presenta altas pérdidas de potencia en la red de media tensión.



El diagrama unifilar utilizado para modelar la red existente se muestra a continuación:

System Base kVA: 1000

N1 13.20 0.97 12.80

N29 13.20 0.75 9.90

N34 13.20 0.75 9.88

N34A 13.20 0.70 9.23

29-7-1 13.20 0.75 9.87

29-7-1A 13.20 0.71 9.39

13.61%% PERDIDAS DE POTENCIA

Base KV

LN

COMPORTAMIENTO DE NODOS MAS DISTANTESESCENARIO 1

Nodo |Va|Voltaje Línea

KV



b) Red existente trifásica, carga distribuida voltaje fuente en Estancia Cora 13.2 kV, Fuso =0.69, Sistema Base= 1,000 KVA.

Este es un escenario ideal que fue modelado para evaluar el comportamiento del sistema con el simple hecho de distribuir cargas entre las fases. Cabe señalar que en este escenario se distribuyen cargas preparando el escenario de la red objetivo, por lo que no es un sistema balanceado. En estas condiciones al distribuirse la corriente en tres fases el voltaje se mejora sustancialmente en los nodos finales y las pérdidas del sistema en media tensión se reducen considerablemente.


KV

LN Va Vb Vc

N29 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

N30 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

N31 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

N32 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

N33 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

N34 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

29-1 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

29-2 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

29-3 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

29-4 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

29-5 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

29-6 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,67 12,98

29-7 13,20 0,95 0,96 0,98 12,53 12,66 12,97

29-7-1 13,20 0,96 12,66

% PERDIDAS DE POTENCIA 4,08%

COMPORTAMIENTO DE NODOS MAS DISTANTESESCENARIO 2

NODO |Va| |Vb| |Vc|Voltaje de Línea KV



c) Red Trifásica más ampliaciones balanceada, voltaje fuente minicentral PCH Yakalwás 14.4/24.9 kV, Fuso=0.69 Este escenario es el más importante ya que representa la red objetivo y que se muestra esquemáticamente a continuación:

Se toma como premisa que la minicentral y el sistema en su conjunto para operar eficientemente requieren que la red de distribución esté óptimamente balanceada. De aquí entonces se derivan las siguientes acciones a seguir para lograr dicho balance, el cual de forma resumida se presenta a continuación:



Para la proyección del balance final se tomaron en cuenta las ampliaciones de redes en la trayectoria de la red existe, nuevos diseño y reducción de potencia ociosa, concepto que en lo sucesivo de este informe se explica con mayores detalles. El resumen en cuanto a la potencia instalada en la red objetivo es la siguiente:

Derivación Trafo R S T

P51 10 10 Conectar Fase S

P66 10 10 Exclusivo, Conectar Fase S

P79 P79.4 10 10 Derivacion 1F, conectar Jumper Fase S

P119 a P288 217.5 217.5 Conectar Fase S

P322 10 10 Conectar Fase R

336-N1 10

336-N2 10

P338 15 15 Conectar Fase S

P363-6 37.5

P363-9 37.5

P363-N27 10


P370 P370-N1 10 10Derivacion 1F, conectar Jumper Fase T

Anexo MaleconcitoP422 a P452 65 65 Conectar Fase R

P455 P455-4 25 25Derivacion 1F, conectar Jumper Fase R Trafo

de 50 KVA se reduce a 25 KVA

P465 50 50 Conectar Fase R, Filtrando Aceite, Sustituir

P468 37.5 37.5 Conectar Fase T, Trasladar a P470

P477 P477-2 25 25Derivacion 1F, conectar Jumper Fase T

Trafo de 37,5 KVA se reduce a 25 KVA

P478 50 50 Conectar Fase T

P478-4 P478-5 37.5 37.5 Derivacion 2F, Conectar Jumper Fase T

P478-7 25 25 Conectar Fase R

P478-7 P478-14 15 15 Derivacion 1F, conectar Jumper Fase R

P478-22 P478-22-1 10 10 Derivacion 1F, conectar Jumper Fase R

P478-26 P478-26-1 150 50 50 50Derivación 3F Hospital, existe 3x50 KVA, sólo 1 energizado. Red

Futura 50 KVA x Fase

P478-31 P478-32 Se elimina Trafo de 25 KVA

478-33 37.5

P478-34

P478-37

P478-41 25

P478-43 37.5

P478-44 P478-45 y 46 52.5 52.5 Derivacion 1F, conectar Jumper Fase S

P478-47 10 10 Conectar Fase T

P478-52 P478-56 25 25Derivacion 1F, conectar Jumper Fase T

Trafo de 37,5 KVA se reduce a 25 KVA

P478-59 10 10 Conectar Fase S

P478-62 P478-66 25 25 Derivacion 1F, conectar Jumper Fase S

P491 25 25 Conectar Fase T

P500 25 25Conectar Fase S

Trafo de 50 KVA se reduce a 25 KVA

P508 P508-1 10 10 Conectar Fase R


P583 P583-2 10 10 Derivacion 1F, conectar Jumper Fase R

TOTAL KVA EXISTENTE 1,200.0 400.0 530.0 270.0

132.5 132.5 Derivacion 1F, conectar Jumper Fase R

265 265 Derivacion 1F, conectar Jumper Fase T

1,597.5 532.5 530.0 535.0

0.0% 0.5% 0.0%

Derivación 1F Plan de Grama

Derivación 1F Wamblam

TOTAL KVA PROYECTO

% DE DESBALANCE

P478-33 100

Trancisión de 2F a 1F conectar en Fase R

Anexar en P478-33 Trafo de 37.5 kVA

Se eliminan Trafo de 25 KVA en P478-34 y 37

En P478-3 Trafo de 25 KVA pasa a 37,5 KVA

P336 20Derivacion 1F, conectar Jumper Fase S

Anexar San José Esquipulas y Aguas Amarillas

P363 85Derivacion 1F, conectar Jumper Fase S

Anexar Los Cocos

BALANCE DE CARGA PROYECCION FINALID en Plano CAD Transformador

KVA

KVA X FaseObservaciones



Para modelar el flujo de carga se utilizó el siguiente diagrama unifilar equivalente:

CONCEPTO KVA

Capacidad Inicial 1,160.0

Reducción de potencia ociosa -100.0

Ampliación nuevos usuarios en red existente 40.0

Ampliación Hospital 100.0

Sub-Total 1,200.0

Ampliación, nuevos diseños 397.5

BALANCE FINAL 1,597.5

Nota: El diseño de redes de las comunidades el Carmen, Kitris y la Ceiba, no forman parte de los alcances del

estudio, pero se proyecta la capacidad instalada.



Este escenario presenta un comportamiento de la red operando con eficiencia. Como puede observarse en los siguientes resultados los voltajes se mantienen dentro de rangos permisibles y las pérdidas de potencia en MT se reducen a 2.14%.

System Base kVA:1000

Current: Current: Amps

Voltage: Voltage: PU,LN (Base 14,4kV)

Power: Power: kWatts, kvars

P Q P Q

Line1 N35 LPCH ABC RAVEN 26,14 25,62 24,46 1,00 1,00 1,00 1,00 -1.014,97 -417,08 0,01 -0,01 0,01

L50 N35 N34 ABC RAVEN 19,85 25,81 11,74 0,99 0,99 1,00 0,99 -761,08 -311,16 2,27 -4,82 3,50

L34 N34 N33 ABC RAVEN 19,32 25,81 11,74 0,99 0,99 1,00 0,99 -754,74 -306,44 0,06 -0,14 3,60

L33 N33 N32 ABC RAVEN 18,69 25,93 11,83 0,99 0,99 1,00 0,99 -741,58 -309,79 3,76 -8,28 9,60

L32 N32 N31 ABC RAVEN 18,20 25,94 11,84 0,99 0,99 1,00 0,99 -734,92 -307,40 0,40 -0,89 10,25

L31 N31 N30 ABC RAVEN 18,22 24,72 11,85 0,98 0,98 1,00 0,98 -718,79 -300,30 0,47 -1,13 11,05

L30 N30 N29 ABC RAVEN 18,23 24,73 10,65 0,98 0,98 1,00 0,98 -702,64 -293,31 0,49 -1,22 11,91

L37 N29 29-1 ABC RAVEN 9,31 6,84 6,72 0,98 0,98 1,00 0,98 -289,16 -149,43 0,02 -0,37 12,10

L40 29-1 29-2 ABC RAVEN 7,32 6,85 4,88 0,98 0,98 1,00 0,98 -240,61 -124,44 0,01 -0,38 12,29

L41 29-2 29-3 ABC RAVEN 6,82 6,85 4,89 0,98 0,98 1,00 0,98 -234,34 -121,45 0,01 -0,30 12,44

L42 29-3 29-4 ABC SPARATE 4,33 4,36 2,44 0,98 0,98 1,00 0,98 -140,40 -73,11 0,02 -1,10 13,00

L43 29-4 29-4-1 CA SPARATE 4,34 1,23 0,98 1,00 0,98 -69,95 -36,94 0,00 -0,05 13,05

L44 29-4-1 29-4-3 CA SPARATE 4,34 0,00 0,98 1,00 0,98 -54,29 -28,77 0,00 -0,05 13,10

L45 29-4-3 29-4-2 A SPARATE 1,25 0,98 0,98 -15,66 -8,24 0,00 -0,01 13,15

L48 29-4 29-5 ABC SPARATE 0,01 4,37 1,22 0,98 0,98 1,00 0,98 -70,45 -36,42 0,00 -0,20 13,10

L49 29-5 29-7 ABC SPARATE 0,00 1,75 1,23 0,98 0,98 1,00 0,98 -37,58 -19,69 0,00 -0,60 13,40

L51 29-7 29-7-1 B SPARATE 1,75 0,98 0,98 -21,92 -11,55 0,00 -0,07 13,65

L29 N29 N28 ABC RAVEN 8,99 17,91 2,11 0,98 0,98 1,00 0,98 -382,14 -127,98 0,02 -0,17 12,01

L28 N28 N27 ABC RAVEN 9,00 17,92 1,60 0,98 0,98 1,00 0,98 -366,37 -120,63 0,11 -0,87 12,51

L27 N27 N26 ABC RAVEN 7,16 17,92 1,59 0,98 0,98 1,00 0,98 -342,86 -108,52 0,03 -0,26 12,66

L26 N26 N25 ABC RAVEN 5,96 17,93 1,56 0,98 0,98 1,00 0,98 -327,11 -101,99 0,16 -1,33 13,42

L25 N25 N24 ABC RAVEN 3,56 17,94 1,55 0,98 0,98 1,00 0,98 -295,46 -84,29 0,05 -0,46 13,68

L24 N24 N23 ABC RAVEN 2,48 17,97 1,49 0,98 0,98 1,00 0,98 -279,49 -78,84 0,31 -2,79 15,28

L23 N23 N22 ABC RAVEN 1,90 17,99 1,45 0,98 0,98 1,00 0,98 -269,88 -75,82 0,21 -1,91 16,38

L22 N22 N21 ABC RAVEN 1,21 18,09 1,26 0,98 0,97 1,01 0,97 -253,25 -76,20 0,97 -8,63 21,38

L21 N21 N20 ABC RAVEN 1,34 18,09 1,22 0,98 0,97 1,01 0,97 -237,56 -68,25 0,03 -0,26 21,53

L20 N20 N19 ABC RAVEN 1,24 13,86 1,12 0,98 0,97 1,01 0,97 -184,07 -44,66 0,25 -3,97 23,68

L18B N19 18N ABC RAVEN 1,21 13,12 1,09 0,98 0,97 1,01 0,97 -174,59 -41,02 0,07 -1,31 24,38

L18NA 18N N18 ABC RAVEN 1,17 12,13 1,06 0,98 0,97 1,01 0,97 -162,00 -36,27 0,06 -1,32 25,08

L18 N18 N17 ABC RAVEN 1,04 12,19 1,06 0,98 0,97 1,01 0,97 -155,50 -38,09 0,24 -5,09 27,78

L17 N17 N16 ABC RAVEN 0,97 10,95 0,99 0,98 0,97 1,01 0,97 -139,73 -32,70 0,11 -2,87 29,28

L16 N16 N15 ABC RAVEN 0,96 10,19 0,98 0,98 0,97 1,01 0,97 -130,32 -28,13 0,01 -0,39 29,48

L15 N15 N14 ABC RAVEN 0,88 9,46 0,89 0,98 0,96 1,01 0,96 -120,82 -26,57 0,09 -3,38 31,22

L14 N14 N13 ABC RAVEN 0,83 8,72 0,84 0,98 0,96 1,01 0,96 -111,37 -23,65 0,05 -2,04 32,26

L13 N13 N12 ABC RAVEN 0,75 7,99 0,76 0,98 0,96 1,01 0,96 -101,91 -21,93 0,06 -3,23 33,90

L12 N12 N11 ABC RAVEN 0,72 6,09 0,73 0,98 0,96 1,01 0,96 -78,40 -10,79 0,01 -1,28 34,54

L11 N11 N10 ABC RAVEN 0,69 5,34 0,70 0,98 0,96 1,01 0,96 -68,99 -7,07 0,01 -1,24 35,16

L10 N10 N9 ABC RAVEN 0,60 4,61 0,60 0,98 0,96 1,01 0,96 -59,56 -6,14 0,03 -4,02 37,16

L9 N9 N8 ABC RAVEN 0,54 4,12 0,55 0,98 0,96 1,01 0,96 -53,29 -5,06 0,01 -2,22 38,26

L8 N8 N7 ABC RAVEN 0,47 3,64 0,48 0,98 0,96 1,01 0,96 -47,01 -4,79 0,01 -3,03 39,76

L7 N7 N6 ABC RAVEN 0,39 3,16 0,40 0,98 0,96 1,01 0,96 -40,74 -4,73 0,01 -3,24 41,36

L6 N6 N5 ABC RAVEN 0,34 2,42 0,35 0,98 0,96 1,01 0,96 -31,33 -2,00 0,00 -2,23 42,46

L5 N5 N4 ABC RAVEN 0,31 1,92 0,31 0,98 0,96 1,01 0,96 -25,06 -0,22 0,00 -1,52 43,21

L4 N4 N3 ABC RAVEN 0,13 1,48 0,14 0,98 0,96 1,01 0,96 -18,79 -4,23 0,00 -7,31 46,81

L3 N3 N2 ABC RAVEN 0,07 0,99 0,08 0,98 0,96 1,01 0,96 -12,53 -3,43 0,00 -2,50 48,04

L2 N2 N1 ABC RAVEN 0,01 0,51 0,01 0,98 0,96 1,01 0,96 -6,26 -2,77 0,00 -2,64 49,34

L1 N1 UF ABC RAVEN 0,01 0,01 0,01 0,98 0,96 1,01 0,96 0,00 -0,53 0,00 -0,53 49,60

L18N1 18N N18N1 B RAVEN 1,01 0,97 0,97 -12,53 -6,33 0,00 -0,26 25,38

L18N2 N18N1 N18N2 B RAVEN 0,51 0,97 0,97 -6,26 -3,29 0,00 -0,26 26,38

L20-1 N20 N20-1 B RAVEN 4,28 0,97 0,97 -53,24 -27,65 0,00 -0,09 21,88

L20-2 N20-1 N20-2 B RAVEN 0,51 0,97 0,97 -6,26 -3,29 0,00 -0,46 23,63

L52 N35 N36 ABC RAVEN 6,50 0,00 12,95 1,00 1,00 1,00 1,00 -250,90 -122,51 0,72 -11,77 6,10

L53A N36 N37 A RAVEN 6,51 1,00 1,00 -83,00 -42,93 0,04 -0,35 7,60

L53B N37 N38 A RAVEN 6,03 1,00 1,00 -76,72 -39,92 0,02 -0,26 8,70

L53C N38 N39 A RAVEN 5,55 1,00 1,00 -70,43 -37,06 0,03 -0,41 10,40

L53 N36 N40 C RAVEN 13,01 0,99 0,99 -167,14 -80,70 0,72 -0,77 13,30

L54 N40 N41 C RAVEN 12,56 0,99 0,99 -160,34 -78,08 0,54 -0,67 19,10

L55 N41 N42 C RAVEN 8,49 0,98 0,98 -106,72 -55,01 0,33 -1,56 27,00

L56 N42 N43 C RAVEN 8,04 0,98 0,98 -100,24 -52,88 0,22 -1,15 32,70

L54A N41 N44 C RAVEN 3,69 0,98 0,98 -46,98 -23,13 0,06 -1,79 26,10

L54B N44 N45 C RAVEN 1,50 0,98 0,98 -18,79 -9,89 0,01 -1,59 32,10

21,71Total System Losses: 2,14%

|Vc| Min

Total Total Total

Branch Power Losses I(a) I(b) I(c) |Va| |Vb|

Power Flow DetailsESCENARIO 3

Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref





d) Red Trifásica más ampliaciones balanceada, voltaje fuente minicentral PCH

Yakalwás 14.4/24.9 kV, Fuso=0.69, en paralelo con la red de Unión Fenosa, Voltaje en Estancia Cora 13.9 kV.

Este escenario considera la PCH en paralelo con la Red eléctrica de Unión Fenosa, idealizando una fuente de voltaje trifásica de 13.9 kV, bajo el criterio que la red balanceada produce en el punto frontera de Estancia Cora un mejoramiento del voltaje en máxima demanda. En este escenario los flujos de potencia tienen la trayectoria desde la PCH hacia la red de Unión Fenosa. Los voltajes se comportan en rangos permisibles, sin embargo las pérdidas como es de esperarse incrementan un poco a consecuencia de la mayor circulación de corriente por los conductores en la red (2.57%). A continuación se muestran el comportamiento en algunos nodos de interés, así como el diagrama unifilar del flujo de carga modelado.





e) Red Trifásica más ampliaciones balanceada, Minicentral PCH Yakalwás fuera de servicio, Fuso=0.69. Alimentación a través de la Red de Unión Fenosa, Voltaje en Estancia Cora 13.9 kV

Este escenario considera fuera de servicios la minicentral y como única fuente de alimentación la red eléctrica de Unión Fenosa. Nuevamente se idealiza el voltaje en 13.9 kV y en estas condiciones los voltajes nodos finales están en rangos permisibles exceptuando los voltajes en Wanblám donde deberán ajustarse los taps en los transformadores de distribución. Las pérdidas de potencia se incrementan en 5.04%.

Current: Amps

Voltage: PU,LN (Base 14,4kV)(120V)

Power: kWatts, kvars

V P Q P Q

L50 N35 N34 ABC RAVEN 7.02 0.28 14.19 0.95 0.98 0.93 0.93 -246.60 -116.25 0.50 -5.47 3.50

L34 N34 N33 ABC RAVEN 7.49 0.44 14.13 0.95 0.98 0.93 0.93 -253.36 -114.09 0.01 -0.16 3.60

L33 N33 N32 ABC RAVEN 8.30 0.44 14.13 0.95 0.98 0.93 0.93 -262.78 -118.90 0.90 -9.37 9.60

L32 N32 N31 ABC RAVEN 8.72 0.71 14.02 0.95 0.98 0.93 0.93 -269.95 -112.85 0.10 -1.01 10.25

L31 N31 N30 ABC RAVEN 8.71 1.16 14.00 0.95 0.98 0.93 0.93 -285.71 -120.09 0.12 -1.26 11.05

L30 N30 N29 ABC RAVEN 8.69 1.17 15.35 0.95 0.98 0.94 0.94 -301.51 -127.15 0.15 -1.33 11.91

L37 N29 29-1 ABC RAVEN 10.03 7.12 7.47 0.95 0.98 0.93 0.93 -289.34 -150.12 0.02 -0.32 12.10

T29-1 29-1 21-1A C USER 237.36 0.91 0.91 -23.29 -11.28 0.22 1.22 12.10

L38 29-1 29-1-1 ABC RAVEN 2.14 0.02 0.02 1.00 1.03 0.98 0.98 -25.06 -12.48 0.00 -0.18 12.20

T29-1-1 29-1-1 29-1-1A A USER 147.83 0.97 0.97 -15.53 -7.52 0.13 0.70 12.20

L39 29-1-1 29-1-2 ABC RAVEN 0.81 0.00 0.00 0.95 0.98 0.93 0.93 -9.40 -4.97 0.00 -0.71 12.60

T29-1-2 29-1-2 29-1-2A A USER 93.68 0.92 0.92 -9.32 -4.51 0.08 0.46 12.60

L29 N29 N28 ABC RAVEN 18.69 8.08 25.53 0.95 0.98 0.94 0.94 -622.37 -292.29 0.06 -0.11 12.01

L28 N28 N27 ABC RAVEN 18.69 8.08 26.89 0.95 0.98 0.94 0.94 -638.10 -300.51 0.31 -0.52 12.51

L22 N22 N21 ABC RAVEN 28.20 8.01 26.81 0.96 0.98 0.95 0.95 -752.92 -356.94 4.31 -3.95 21.38

L21 N21 N20 ABC RAVEN 28.90 7.93 27.25 0.96 0.98 0.95 0.95 -772.90 -361.27 0.14 -0.11 21.53

L20 N20 N19 ABC RAVEN 28.90 12.31 27.25 0.96 0.98 0.96 0.96 -826.27 -388.71 2.02 -1.67 23.68

L19 N19 18N ABC RAVEN 28.85 13.05 27.20 0.96 0.98 0.96 0.96 -837.69 -391.98 0.66 -0.55 24.38

L16 N16 N15 ABC RAVEN 28.74 16.04 27.63 0.97 0.98 0.97 0.97 -886.96 -410.17 0.20 -0.16 29.48

L15 N15 N14 ABC RAVEN 28.74 16.81 27.62 0.97 0.98 0.97 0.97 -896.56 -414.95 1.75 -1.37 31.22

L14 N14 N13 ABC RAVEN 28.70 17.55 27.59 0.97 0.98 0.97 0.97 -907.71 -418.51 1.06 -0.82 32.26

L13 N13 N12 ABC RAVEN 28.68 18.31 27.57 0.97 0.98 0.98 0.97 -918.17 -422.63 1.69 -1.29 33.90

L12 N12 N11 ABC RAVEN 28.65 20.21 27.54 0.98 0.99 0.98 0.98 -943.34 -433.70 0.68 -0.49 34.54

L11 N11 N10 ABC RAVEN 28.63 20.97 27.53 0.98 0.99 0.98 0.98 -953.42 -438.14 0.67 -0.47 35.16

trafo10 N10 N10A B USER 89.78 0.96 0.96 -9.32 -4.51 0.08 0.42 35.16

L3 N3 N2 ABC RAVEN 28.39 25.35 27.29 1.00 1.00 1.00 1.00 -1,023.66 -458.48 1.44 -0.92 48.04

L2 N2 N1 ABC RAVEN 28.36 25.83 27.27 1.00 1.00 1.00 1.00 -1,031.37 -460.83 1.54 -0.97 49.34

trafo1 N1 N1A B USER 58.86 0.98 0.98 -6.21 -3.01 0.05 0.27 49.34

L1 N1 UF ABC RAVEN 28.34 26.32 27.24 1.00 1.00 1.00 1.00 -1,039.17 -463.14 0.31 -0.19 49.60

trafo18 N18 N18A C USER 61.51 0.93 0.93 -6.21 -3.01 0.05 0.29 25.08

L18A 18N N18N1 B RAVEN 1.03 0.98 0.98 -12.52 -6.33 0.00 -0.25 25.38

L18B N18N1 N18N2 B RAVEN 0.52 0.98 0.98 -6.26 -3.29 0.00 -0.25 26.38

T20-1 N20-1 N20-1A B USER 452.27 0.95 0.95 -46.58 -22.56 0.39 2.22 21.88

L20-2 N20-1 N20-2 B RAVEN 0.52 0.98 0.98 -6.26 -3.29 0.00 -0.43 23.63

trafo32 N32 N32A A USER 62.46 0.92 0.92 -6.21 -3.01 0.06 0.30 9.60

trafo33 N33 N33A A USER 93.78 0.92 0.92 -9.32 -4.51 0.08 0.46 3.60

trafo34 N34 N34A A USER 62.51 0.92 0.92 -6.21 -3.01 0.06 0.30 3.50

L52 N35 N36 ABC RAVEN 7.15 0.00 14.31 0.91 0.95 0.88 0.88 -245.72 -125.74 0.88 -9.49 6.10

L53A N36 N37 A RAVEN 7.16 0.91 0.91 -83.15 -43.88 0.05 -0.27 7.60

Trafo37 N37 N37A A USER 64.98 0.89 0.89 -6.21 -3.01 0.06 0.33 7.60

L53B N37 N38 A RAVEN 6.63 0.91 0.91 -76.85 -40.74 0.03 -0.21 8.70

Trafo38 N38 N38A A USER 65.02 0.88 0.88 -6.21 -3.01 0.06 0.33 8.70

L53C N38 N39 A RAVEN 6.10 0.91 0.91 -70.55 -37.73 0.04 -0.33 10.40

Trafo39 N39 N39A A USER 731.94 0.88 0.88 -69.86 -33.84 0.69 3.89 10.40

L53 N36 N40 C RAVEN 14.37 0.88 0.88 -161.60 -82.21 0.92 -0.08 13.70

Trafo40 N40 N40A C USER 67.84 0.85 0.85 -6.21 -3.01 0.07 0.36 13.70

L54 N40 N41 C RAVEN 13.85 0.87 0.00 -154.67 -78.97 0.66 -0.13 19.50

L55 N41 N42 C RAVEN 9.73 0.87 0.87 -107.06 -57.05 0.44 -0.91 27.40

trafo42 N42 N42A C USER 68.73 0.84 0.84 -6.21 -3.01 0.07 0.37 27.40

L56 N42 N43 C RAVEN 9.21 0.86 0.86 -100.50 -54.37 0.28 -0.70 33.10

Trafo46 N43 N43A C USER 1,104.80 0.83 0.83 -99.40 -48.12 1.10 6.25 33.10

L54A N41 N44 C RAVEN 4.23 0.87 0.87 -47.10 -24.17 0.07 -1.34 26.50

Trafo44 N44 N44A C USER 308.02 0.84 0.84 -27.95 -13.53 0.30 1.71 26.50

L54B N44 N45 C RAVEN 1.71 0.87 0.87 -18.83 -10.16 0.01 -1.23 32.50

Trafo45 N45 N45A C USER 205.49 0.84 0.84 -18.63 -9.02 0.20 1.14 32.50

52.42

Total Total

Dist Branch Power Losses

Total System Losses: 5.04%

I(c) |Va| |Vb| |Vc|Min

Total

Power Flow DetailsESCENARIO 5


Name 1st Node 2nd Node Phase Library Ref I(a) I(b)



De los resultados anteriores concluimos que la red MT se diseñara con la siguiente estructura:

- Tramo PCH Yakalwás - La Central, Red Trifásica - Tramo La Central – Plan de Grama, Red Monofásica - Tramo La Central – Wamblám, Red Monofásica

En Tomo II, Anexo 4, se presenta el balance de carga de la red objetivo, los resultados de flujos de carga y diagramas esquemáticos.



6. CRITERIOS DE DISEÑO EN BAJA TENSION Uno de los principales problemas que frecuentemente sucede en el momento de seleccionar un transformador de distribución es que se piensa únicamente en su carga máxima, lo cual conduce a seleccionar capacidades mucho más altas que las realmente requeridas. El mejor criterio es seleccionar los transformadores en la medida que se posible, basándose en la carga promedio de la curva real de demanda o proyectada. Un factor de seguridad para el diseñador es la capacidad de sobrecarga que permiten los transformadores. Tal es así, que tomando del Estudio de Pérdidas algunas mediciones continuas realizadas en transformadores de distribución existentes en la red de Wiwilí, se revelan los siguientes datos:

Esto demuestra que el sistema existente en cuanto a transformadores de distribución se refiere está sobredimensionado, lo que representa para las empresas que administran estas redes pérdidas económicas innecesarias. De aquí una de las primeras acciones de este estudio fue reducir y/o eliminar algunos transformadores de la red, sin embargo esto no siempre es posible por las siguientes causas:

- Las redes de distribución en zonas rurales tiene una densidad de carga por área relativamente baja, lo que imposibilita que los transformadores de distribución alcancen niveles óptimos de cargabilidad.

- En las redes actuales existen transformadores exclusivos para algunos clientes, que generalmente están sobredimensionados.

- Existen transformadores fuera de su centro geométrico, pero probablemente no de su centro eléctrico ya que originalmente se instalaron por dueños de finca y

Antigua Cotran 50.0 100.0 26.3 0.8 31.2 0.6 0.3

Bello Horizonte 50.0 60.0 13.1 0.9 14.6 0.3 0.2

Iglesia Catolica 37.5 43.0 17.0 0.9 18.4 0.5 0.4

Cruz Roja 37.5 75.0 28.6 0.9 32.7 0.9 0.4

Frente a escuela 37.5 80.0 17.6 0.8 21.0 0.6 0.2

Barahona 25.0 50.0 13.5 0.9 15.0 0.6 0.3

Policia 25.0 38.0 7.1 0.9 7.8 0.3 0.2

Auxilio 25.0 16.0 10.2 0.9 11.7 0.5 0.6

Frente al Parque 25.0 45.0 3.6 0.8 4.4 0.2 0.1

0.3

Sector

Participación

por Cliente

KW

Demanda Máxima

Medida (KW)Trafo KVA

No.

Clientes

PF

Medido

Demanda

Máxima (KVA)Factor de Uso

Damanda Promedio por Cliente (KW)



con el tiempo se han realizado algunas extensiones de red de baja tensión para viviendas rurales.

Tomando como base las cargas predominantes en las viviendas rurales se pueden considerar dos tipos, sin embargo como criterio hemos seleccionado una sola cuya participación por vivienda rural será de 360 watts. Este dato representa el valor promedio de la vivienda tipo 1 y tipo 2.

Otro criterio a utilizar es la cantidad máxima de usuarios que pueden conectarse a un transformador de distribución. Para ello tomamos como referencias métodos estadísticos que han sido desarrollados a través de estudios exhaustivos del comportamiento de cargas residenciales conglomeradas y que se han ido corrigiendo con mediciones reales. El origen se fundamenta en el factor de simultaniedad (Fsim) de las cargas que es la relación que se muestra a continuación: Por ejemplo, Unión Fenosa en base a los conceptos antes mencionado ha resumido lo siguiente:

Equipos Potencia (w)

3 Bujías de 25w 75

Radio 15

TV 125

Abanico 50

Sub-Total 265

Tipo 1 265

+

Refrigerador 190

Sub-Total 455

Tipo 1

Tipo 2

Viv

ien

das

Ru

rale

s

360

wa

tts =

0.3

6 k

W

Par

tici

pac

ión

po

r C

lien

te

A B C D E F G HkW Máx 10 6 4.5 3 2 1 0.7 0.4

kVA Máx 11.11 6.67 5.00 3.33 2.22 1.11 0.78 0.44

KVA TRAFO

10 1 2 3 5 11 19 4025 2 4 6 10 17 44 70 125

37.5 3 7 10 17 30 71 105 19250 5 10 14 26 44 98 14475 9 17 26 44 71 152

100 12 26 38 62 98

TIPO RESIDENCIAL / CLIENTES

NÚM. MÁXIMO CLIENTES POR TIPO

.max_

_max

esIndividualD

conjuntodelDFsim



Lo anterior nos muestra que los factores de simultaneidad promedio utilizados para los clientes cargas típicas G y H son:

A los efectos del estudio y considerando que hemos tipificado la carga por vivienda rural única en 0.36kW, el máximo número de viviendas a conectar será la siguiente:

De todas formas el criterio anterior solamente será válido en la medida que los voltajes a en la red secundaria estén dentro de valores permisibles. De aquí el criterio a utilizar en cuanto sea posible para definir las caídas de tensión permisible ( ∆Vk ) será:

A los efectos de conocer las caídas de tensión en la red secundaria se ha utilizado una hoja de cálculo práctica y sencilla desarrollada por el Ministerio de Energía, a la cual se le han realizado algunas pequeñas adaptaciones según los criterios antes expuestos. El modelo realiza los cálculos de forma discreta y toma los siguientes datos de entrada: Longitud de conductor Calibre del conductor. Usuarios por punto. Nivel de potencia por cliente. Factor de potencia

KVA TRAFO Client/Teoric Fsim (promedio) Max/Clientes

10 23 0.56 40

25 56 0.45 125

37.5 84 0.44 192

50 64 0.45 144

KVA TRAFO % Dif Potencia Max/Clientes

10 10% 44

25 10% 138

37.5 10% 211

50 49% 215

Urbano Rural Aislado

Baja Tensión ( ≤ 600 V ) ± 7 % ± 8 % ± 8.5 %

Media Tensión (600 V < V < 115 kV) ± 6 % ± 7 % ± 8.5 %

∆VkNIVEL DE TENSION



7. REHABILITACION Y READECUACION DE RED EXISTENTE La premisa fundamental adoptada es recomendar soluciones funcionales y económicas. Es así que luego del reconocimiento de la red existente hemos lograr evaluar las principales acciones a seguir, las cuales se han estructurado en diferentes segmentos para identificarlas con mayor claridad y también poder cuantificar la inversión desagregada, de forma que permita gerencialmente decidir que inversiones priorizar. 7.1 RED TRONCAL ESTANCIA CORA-WIWILI-PCH Este tramo comprende la red troncal trifásica MT de Estancia Cora – Wiwili -PCH y las redes adyacentes sobre esta trayectoria. En general es una red en un estado físico aceptable y se recomienda sustituir los elementos de red que se encuentran en mal estado. El resumen de las principales acciones se muestra a continuación:

Se utilizarán los siguientes criterios constructivos:

- Poste en mal estado, se sustituye por poste nuevo y estructura MT nueva. - Crucetas en mal estado, se sustituye estructura MT nueva. - Aisladores y otros elementos de red en mal estado, se sustituyen por nuevos. - Puestas a tierras, se colocarán en todos los puntos donde se realizarán trabajos

de rehabilitación y en todos los puntos donde existan transformadores de distribución. Cabe señalar como antes mencionado que por efectos de vandalismo y el tipo de construcción en poste de madera (conductor a tierra expuesto), no se recomienda invertir en aterrizar todas las estructuras en donde este material ha sido extraído.

En el Tomo II, Anexo 5, se presenta el resumen de actividades a ejecutar y hoja de estaqueo en detalle de las obras en la red troncal Estancia Cora-Wwili-PCH.

SUSTITUIR/INSTALAR

40'C 2

35'C 11

MT-801 12

MT-802 1

MT-804 1

MT-601 1

MT-604 1

2

108

84

11

67

6

ELEMENTOS

ELEMENTOS DE PROTECCION O MANIOBRA

PUESTAS A TIERRA

ESTRUCTURAS BT

AISLADORES DE ESPIGA

AISLADORES DE SUSPENSION

RETENIDAS

POSTES DE CONCRETO

ESTRUCTURAS MT



7.2 RED MT y BT POBLADOS DE WIWILI

Este tramo considera la red eléctrica MT y BT de los poblados de Wiwilí de Jinotega y Nueva Segovia, lugar donde se encuentra concentrada la mayor cantidad de la población y que se estima el mayor consumo de energía de la zona. A nivel de potencia aporta el 52% de la capacidad instalada en KVA de la red existente. Esta red fue construida en el año 1998 y por su estado físico un tanto deteriorado se presume que el mantenimiento preventivo ha sido escaso. Así también dichas poblaciones no cuentan con una infraestructura urbanística definida por lo que el crecimiento en las viviendas se aprecia un tanto en desorden, lo cual se refleja directamente en el crecimiento de la red eléctrica. En los conductores de baja tensión predominan las barras abiertas lo que facilita las conexiones ilegales, y en muchos casos la sección transversal es inadecuada ocasionando bajos voltajes y un porcentaje apreciable de perdidas de energía. Así también a partir de ciertas mediciones extraídas del estudio de pérdidas y del conocimiento de usuarios conectados a la red se concluye que existe una capacidad ociosa considerable por lo que se ha rediseñado parcialmente la red de baja tensión y eliminado algunos transformadores de distribución, tomando como concepto la reutilización de los transformadores existentes. En algunos casos también se han reubicado transformadores a sus centros de carga.

De las mediciones antes mencionadas podemos intuir que es en el poblado de Wiwilí Nueva Segovia donde existe mayor concentración de carga ociosa por tanto se ha rediseñado la red de baja tensión a fin de lograr una arquitectura de red mejor distribuida como se muestra esquemáticamente a continuación:



Cabe señalar que las decisiones de diseño asociadas a la redistribución de transformadores, deben de estar sustentada por un programa continuo de mediciones en campo de diversas variables eléctricas, que permitan tomar adecuadamente las mejores soluciones. Por tanto es importante recomendar como todo sistema, realizar en el futuro monitoreos periódicos a fin de desarrollar acciones encaminadas a lograr obtener un sistema más eficiente.



En cuanto a los trabajos constructivos se refiere, las principales actividades propuestas a ejecutar en el proceso de rehabilitación de los poblados de Wiwilí entre otras, se muestra a continuación:


- Sustituir los elementos en mal estado. - Sustituir conductores BT desnudos por conductores aislados Triplex. - Puestas a tierras, se colocarán en todos los puntos donde se realizarán trabajos

de rehabilitación y en todos los puntos donde existan transformadores de distribución.

- Sustituir postes en remates de líneas BT - Se reutilizarán al máximo posible los herrajes BT existentes. - Sustituir por nuevas protecciones a los transformadores de distribución,

afectados por reubicación y/o traslado. - Se reconectaran las acometidas existentes de clientes que tengan medición. Se

recomienda usar la cometida existente con dúplex o triplex según el caso, aceptando un máximo de 2 empalmes con conectores aislados por acometida.

- Se convertirán algunos tramos de red MT a trifásicos. - Los transformadores de distribución afectados por reinstalación o reubicación

deberán quedar conectados a sus fases respectivas según las recomendaciones del balance, utilizando como accesorio de instalación conector de cuña con estribo y conector de línea viva.

- Algunos tramos de red MT bifásico o monofásicos existente se convertirán a trifásicos.

- Todo el material a remocionar deberá ser trasladado bajo estricto inventario a una bodega central. Se recomienda que en el inventario el material se clasifique por su estado físico (buen estado y mal estado) a fin de poder su reutilización en futuras ampliaciones.

SUSTITUIR/INSTALAR

40`C 10

35`C 13

30`C 30

39

51

726

7,759

78

47

694

18

7,689

CONDUCTORES BT AISLADOS (mts)

ELEMENTOS

POSTES DE CONCRETO

ESTRUCTURAS MT

ESTRUCTURAS BT

CONDUCTORES MT (mts)

RETENIDAS

PUESTAS A TIERRA

REINSTALAR ACOMETIDAS

ELEMENTOS DE PROTECCION Y MANIOBRA

REMOCION DE CONDUCTORES BT (mts)



En el Tomo II, Anexo 6, se presenta el resumen de actividades a ejecutar y hoja de estaqueo en detalle, para la rehabilitación de los poblados de Wiwilí. 7.3 CONVERSION TRAMO SANTA MARIA DE PANTASMA A ESTANCIA CORA Este tramo de red MT monofásico de 4.9 km se encuentra en el área de concesión de Unión Fenosa, sin embargo la red objetivo tiene como alcance convertir este tramo a trifásico por las ventajas evidentes mostradas en la modelación de los flujos de carga y en el futuro con la puesta en servicio de la minicentral hidroeléctrica de Yakalwás realizar transferencias de energía. Las principales actividades propuestas a ejecutar son las siguientes:


- Instalar nuevas estructuras MT trifásicas. - Sustituir postes en mal estado e instalar nuevos en puntos frontera y remates. - Anexar postes adicionales donde existen líneas eléctricas bajas. - Anexar 2 conductores adicionales MT 1/0 ACSR en todo el tramo. - Desmontar y reinstalar el conductor BT existente con los mismos herrajes. - Puestas a tierras, se colocarán en los puntos donde se instalen nuevos postes. - Completar protecciones en transformadores de distribución, que actualmente no

poseen. - En general sustituir y completar elementos de red en mal estado

- Todo el material a remocionar deberá ser trasladado bajo estricto inventario a una bodega central.

En el Tomo II, Anexo 7, se presenta el resumen de actividades a ejecutar y hoja de estaqueo en detalle, de las obras requeridas para la conversión de la red eléctrica existente monofásica a trifásica en el tramo Santa María de Pantasma a Estancia Cora.

SUSTITUIR/INSTALAR

40'C 8

35'C 9

MT-801 31

MT-802 8

MT-803 4

MT-805 2

MT-808 3

MT-816 2

10,488

4

12

17

7

RETENIDAS

PUESTAS A TIERRA

ELEMENTOS DE PROTECCION O MANIOBRA

INSTALAR 2 CABLES MT 1/0 ACSR ADICIONALES (mts)

ELEMENTOS

POSTES DE CONCRETO

ESTRUCTURAS MT

ESTRUCTURAS BT



8. EXTENSIONES DE NUEVAS REDES 8.1 LONGITUDES Y DISEÑO Una vez definido anteriormente la estructura de las extensiones de red, se procedió a la etapa de diseño conforme las normas de construcción predefinida en este estudio. Las longitudes de las nuevas redes y poblados a ser beneficiados se muestran a continuación:

Las principales actividades propuestas a ejecutar para las extensiones de nuevas redes se muestran a continuación:

El diseño en campo además de la georeferencia, fue auxiliado con un equipo topográfico digital marca BOIF DJD5-GE, cuyos datos se muestran en el Tomo II, Anexo 8.

TRIFASICO MONOFASICO

PCH - LA CENTRAL 6.21

LA CENTRAL - PLAN DE GRAMA 4.22 1.64

LA CENTRAL - EMPALME EL BARRO 13.10 0.42

EL BARRO - WAMBLAM - EL CASTILLO 14.30 1.10

SAN JOSE ESQUIPULAS 1.10 0.25

AGUAS AMARILLAS 2.41 0.72

LOS COCOS 1.70 0.85

SANTA CRUZ 2.70 0.80

ANEXO MALECONCITO 0.07 0.23

EXTENSIONES EN BT 1.34

TOTAL 6.21 39.60 7.35

KMS MT 1/O ACSRPOBLADOS Y SEGEMENTOS

KMS BT

TRIPLEX

INSTALAR

40`C 160

35`C 386

30`C 78

8

99,125

106,997

100

552

139

668

568

394

77

RETENIDAS

PUESTAS A TIERRA

ACOMETIDAS

LUMINARIAS

ELEMENTOS

POSTES DE CONCRETO

ESTRUCTURAS MT

ESTRUCTURAS BT

POSTES DE MADERA

CONDUCTOR MT 1/0 ACSR (mts)

CONDUCTORES BR AISLADOS, TRIPLEX (mts)

TRANSFORMADORES (KVA)



Así también en el Tomo II, Anexo 9, se presentan en detalle el resumen de obras a ejecutar desagregadas por comunidad y las hojas de estaqueos correspondientes a los nuevos diseños. En cuanto a los cálculos mecánicos de retenidas para estructuras en ángulos y remates, se utilizó el procedimiento establecido en la normativa de ENEL conforme tablas D6-2 y D6-3 para los remate y para los ángulos las tablas D7-2 y D7-3, así también se comprobó con la tabla D-8 que es la que resume el número de retenidas para estructuras primarias. En todos los puntos del diseño se cumple con esta normativa, exceptuando el caso de los tramos flojos con vanos menores a 30 mts (puntos obligados por la geografía del terreno) en estructuras de doble remate don se usará una única retenida. Así también se desarrolló un perfil longitudinal para resaltar el comportamiento de un vano de 172 mts, donde se muestra que las distancias de fase a tierra en el centro del vano es de 7.40 mts en la condición final de flechado, cumpliéndose con la norma de ENEL para distancias verticales mínimas en voltajes de 14.4 kV para caminos rurales que es de 5.73 mts. El vano promedio considerando para estos diseños es de 100 mts. Los cálculos de retenida para los diferentes puntos de la red objeto de diseño y el perfil longitudinal del P1 al P77 (tramo PCH-Empalme La Central) se presentan en el Tomo II, Anexo 10. En el Tomo IV A y Tomo IV B, se presentan los planos digitalizados en AUTOCAD con sus hojas de estaqueos insertas en el siguiente orden:

- Extensiones de Redes a Wanblám y Plan de Grama, 29 láminas - Conversión Trifásica S.M.Pantasma – Estancia Cora, 5 láminas - Rehabilitación Poblados de Wiwili, 5 láminas y 3 hojas de estaqueo tamaño

doble carta - Los Cocos-Aguas Amarillas-San José Esquipulas, 5 láminas - Anexo Maleconcito, 1 lámina - Santa Cruz, 2 láminas - Extensiones en Baja Tensión, 1 lámina

8.2 CAIDAS DE TENSION EN REDES BT A los efectos de verificar que las caídas de tensión en las nuevas redes BT diseñadas, incluyendo también las existentes y las rehabilitadas se encontraran en rangos permisibles, se procedió a realizar las modelaciones en los diferentes transformadores de la red. En general todos los transformadores en su condición final presentan en su red de baja tensión asociada un perfil de voltaje aceptable, considerando que la tensión en bornes secundarios del transformador en demanda máxima es 120V. Lo anterior será factible en la medida en que aseguremos que el voltaje en media tensión en los puntos de la red donde se conectan los transformadores, existan valores que estén dentro del rango de regulación del transformador. Es aquí donde los escenarios modelados en MT nos aseguran que la red objetivo, cumple con voltajes permisibles en todos sus nodos. A continuación se presenta el resultado final de un transformador de la red modelado y en el Tomo II, Anexo 11, se presenta el complemento de todos los transformadores y su red de baja tensión asociada que fueron objeto de estudio.



1. Información General Caída Tensión Permisible (Rural)

Tipo de Cliente Residencial Urbano/Rural C.de T. máx. total: 8.00%

Potencia Estimada/Cliente 360 W C.de T. máx. en línea: 7.20%

Factor de Potencia 0.9 C.de T. máx. en acom.: 0.80%

Sistema Monofasico 120/240v, 3 hilos Caída Tensión Permisible (Urbana)

2. Resultado de la corrida de Flujo C.de T. máx. total: 7.00%

Maxima caida de Tensión: 3.28 % Coeficientes de Simultaneidad:

Capacidad de Centro de Transformación (kva) 37.5 No. Sumin. 1.00 2 a 4 5 a 15 > 15

Demanda Maxima de Potencia (kw) 12.96 Coeficiente 1.00 0.80 0.60 0.40

Factor de Utilización del Transformador (%) 38% Comentarios:

3. Resultados del Levantamiento

Longitud de Circuito BT 1016.5 metros

Tipo de Conductor Existente TPX 1/0ACSR

No. Usuarios con Servicio 80 Usuarios Normalizados

No. Usuarios sin Servicio 29 Usuarios/Penciales Ilegales

Nudo inicial Nudo finalLínea o

acometidaTipo Tensión (V)

Tipo

conductor

tramo

Nº clientes

tramo

Longitud

tramo (m)

Potencia

tramo (kW)

Intensidad

tramo (A)

Momento

(P x L)

(kW x m)

C. de T.

tramo

(%)

C. de T.

nudo final

(%)

P478.61 P478.4613 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 46 49 8.06 37.33 395.14 0.90 0.90 OK!

P478.4613 P478.4611 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 40 49 7.20 33.33 352.80 0.80 1.69 OK!

P478.4611 P478.4612 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 8 52 2.09 9.67 108.58 0.25 1.94 OK!

P478.4611 P478.4614 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 0 40 0.00 0.00 0.00 0.00 1.94 OK!

P478.4611 P478.461 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 27 51 5.33 24.67 271.73 0.62 2.31 OK!

P478.461 P478.467 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 20 53 4.32 20.00 228.96 0.52 2.83 OK!

P478.467 P478.468 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 11 50 2.74 12.67 136.80 0.31 3.14 OK!

P478.468 P478.469 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 4 52 1.22 5.67 63.65 0.14 3.28 OK!

P478.467 P478.4671 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 6 50 1.66 7.67 82.80 0.19 3.02 OK!

P478.4671 P478.4672 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 3 52 0.94 4.33 48.67 0.11 3.13 OK!

0 0

P478.61 P478.611 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 8 18 2.09 9.67 37.58 0.09 0.09 OK!

P478.611 P478.612 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 6 70 1.66 7.67 115.92 0.26 0.35 OK!

P478.612 P478.613 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 3 70 0.94 4.33 65.52 0.15 0.50 OK!

P478.61 P478.62 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 0 16 0.00 0.00 0.00 0.00 0.50 OK!

P478.62 P478.621 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 2 45 0.65 3.00 29.16 0.07 0.56 OK!

P478.61 P478.601 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 24 25 4.90 22.67 122.40 0.28 0.28 OK!

P478.601 P478.6 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 19 45 4.18 19.33 187.92 0.43 0.70 OK!

P478.6 P478.4617 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 9 52 2.30 10.67 119.81 0.27 0.97 OK!

P478.4617 P478.4615 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 5 50 1.44 6.67 72.00 0.16 1.14 OK!

P478.4615 P478.4614 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 0 30 0.00 0.00 0.00 0.00 1.14 OK!

P478.4615 P478.4616 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 2 48 0.65 3.00 31.10 0.07 1.21 OK!

P478.6 P478.59 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 3 48 0.94 4.33 44.93 0.10 1.08 OK!

P1 P478.61 Línea 1F 240 Tríp. 1/0 80 1.5 12.96 60.00 19.44 0.04 0.04 OK!

Total del Transformador

PROYECTO ELECTRIFICACIÓN COMUNIDADES SUB.PROYECTO WIWILÍCÁLCULO DE CAIDA DE TENSIÓN EN REDES DE BAJA TENSIÓN

WIWILÍ - NUEVA SEGOVIA CASCO URBANO

Derivación P478-61 al P478-46-7b

Derivación P478-61 al P478-61-3

Derivación P478-61 al P478-59

Diseña: Servicios de Ingeniería y Proyectos (SIPSA)

Usuarios por punto

Punto de Apoyo ó Nodo

1 Ac.

9

Simbologia

Línea Secundaria (mts)

Transformador de Distribución

P478-61 37.5 KVA

478-46-7

51 mts53 mts6 Ac.7 Ac.

478-46-10

50 mts

7 Ac.

478-46-8

52 mts

478-46-9

4 Ac.

3 Ac.

49 mts 478-61

478-46-7b

478-46-7a

478-46-11

49 mts

478-46-13

5 Ac.

478-60-1

45 mts5 Ac.

48 mts

478-46-16

25 mts

2 Ac.

478-46-15

50 mts

4 Ac.

478-46-17

52 mts

7 Ac.

3 Ac.30 mts

48 mts

478-59

3 Ac.

478-60

478-46-14

3 Ac.

3 Ac.

50 mts

52 mts

52 mts

8 Ac.

478-46-12

478-46-14

40 mts

478-61-1

18 mts

2 Ac.

478-61-3

478-61-2

3 Ac.

3 Ac.

70 mts

70 mts

16 mts

478-62

45 mts

478-62-1

2 Ac.

24 Ac.8 Ac.

46 Ac.



8.3 CLIENTES BENEFICIADOS Como antes se ha mencionado en el caso de las comunidades de Wamblan y Plan de Grama se proveen de energía a través de generadores diesel funcionando como sistemas aislados. En ambos casos durante el proceso de levantamiento se verificó que los usuarios conectados a la red eléctrica no poseen equipos de medición de energía. Para efectos de este estudio, los clientes beneficiados se han clasificado de la siguiente forma:

En Tomo II, Anexo 12, se presenta el listado de los nuevos beneficiarios.

Existentes Nuevos

10KVA LA CENTRAL 23

10KVA RIO SANTA FE 20

37.5KVA POBLADO PLAN DE GRAMA 48 20

50KVA POBLADO PLAN DE GRAMA 110 70

15KVA POBLADO PLAN DE GRAMA 12 23

10KVA EMPALME LAS CAÑAS 6

10KVA EMPALME EL BARRO 6

10KVA LOS MANCHONES 11

50KVA POBLADO WAMBLAN 32 18



10KVA LOS CASTILLOS (WANBLAN) 40

10KVA LOS COCOS 28

10KVA SAN JOSE DE ESQUIPULAS 13

10KVA AGUAS AMARILLA 32

10KVA ANEXO MALECONCITO 31

20KVA SANTA CRUZ 27

EXTENSIONES EN BT 134

304 192 394

890

Trafo Comunidad o Sector

Estatus

Sin EnergíaCon Energía

SUB-TOTAL

TOTAL



9. COSTOS Y PRESUPUESTOS Para efecto de presupuesto se cotizaron las unidades constructivas en las empresas proveedoras locales, cotizaciones que se presentan en el Tomo II, Anexo 13. Los costos de mano de obra y transporte a fin de simplificar el cálculo y poder traducir cada concepto de obra a costo de venta, se derivaron de porcentajes utilizados para este tipo de proyectos por empresas contratista establecidas localmente, con la siguiente estructura:

El costo total del Proyecto de tomando en cuenta cada una de los segmentos de obra detallado en este estudio se muestra a continuación:

SEGMENTOS DE REDES COSTOS EN US$

Cambios de Elementos en Troncal 22,437.55

Conversión Trifásica Pantasma-Estancia Cora 45,442.34

Rehabilitación Poblado de Wiwili 111,342.06

Ubicar transformadores en sus fases (balance) 1,556.10

Nuevas Extensiones de Redes 709,543.18

Instalaciones Domiciliares Internas 30,117.36

SUB-TOTAL 920,438.58

Movilización Adicional (10%) 92,043.86

Imprevistos (10%) 92,043.86

TOTAL EN DOLARES 1,104,526.30

Nota: Los Costos no incluyen el 15% de IVA ni impuestos municipales.

Costo de Materiales Costo de Materiales 50%

Mano de Obra Costos de Mano de Obra 20%

Transporte Costos de Transporte 11%

Costo de Venta 100%

Costos Indrectos 4%

Sub-Total 85%

Admon y Utilidad 15%

Costo de Venta 100%

81%

50%

30%

20%

Costos Directos



Se ha estimado para efectos de presupuesto un 10% del total del proyecto en imprevistos y un 10% de movilización adicional por estrategia constructiva. Este último concepto significa que dado que la red es estrictamente radial sin posibilidad de retroalimentación, se recomienda que los cortes de energía no deberán ser mayores de 10 hrs continua y máximo 2 veces por semana en un mismo sector. Por tanto el contratista deberá planear su estrategia alternando obras de rehabilitación y ampliaciones de nuevas redes. En Tomo II, Anexo 14, se presenta el detalle del presupuesto por los segmentos de redes arriba indicados. Finalmente deberá entenderse sin ninguna desviación, que todos los materiales a utilizarse para las construcciones de redes de este Proyecto serán nuevos, de primera calidad y normados según el manual de construcción y especificaciones técnicas de ENEL. En Tomo II, Anexo 15, se presenta el listado de materiales a utilizarse en la electrificación de las comunidades beneficiadas y en Tomo II, Anexo 16, listado de personal afectado por proyección de retenidas dentro de sus propiedades.

10. CONCLUSIONES

- Ejecutar un mantenimiento preventivo riguroso en el circuito PCA-4010, en la zona de concesión de DISNORTE.

- Priorizar la conversión del tramo de Estancia Cora a Santa María de Pantasma

a trifásico y distribuir cargas en la red, así los voltajes en los usuarios finales se mejoran sustancialmente y las perdidas de potencia en la red MT se reducen de 13.61% a 4.08%.

- Ejecutar la rehabilitación recomendada en las redes existentes en Wiwili con prioridad en el uso de conductor aislado en el casco urbano, para mejorar los voltajes, reducir pérdidas y frenar las conexiones ilegales.

- Se recomienda instalar medidores de energía a todos los clientes que tienen relación comercial con ENEL, incluidos los Poblados de Plan de Grama y Wamblán.

- Se recomienda hacer una campaña masiva de gestión comercial para integrar a los clientes asentados en las redes existentes.

- Se recomienda impulsar una campaña de uso eficiente y racional de la energía para educar a los clientes nuevos y potenciales, que ajusten el consumo a su capacidad de pago.

- Construir las extensiones de nuevas redes, acorde a las recomendaciones vertidas en este estudio.

Documents

INFORME - olade.org · Se verificó el estado de los conductores eléctricos MT/BT, transformadores, elementos de protección, acometidas y ... Para el cálculo del valor de los activos