EEGSA Etapa C Costos UUCC Final 20130326

ESTUDIO DEL VALOR AGREGADO DE DISTRIBUCIÓN PARA EMPRESA ELÉCTRICA DE GUATEMALA S.A.

ETAPA C – MÓDULO C.1: OPTIMIZACIÓN DE LA RED DEL DISTRIBUIDOR

COSTOS DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS

Preparada para:

Marzo, 2013

R1051

Etapa C – Módulo C.1: Optimización de la red del distribuidor Sección 1 y 2 2

ETAPA C – MODULO C.1: OPTIMIZACIÓN DE LA RED DEL DISTRIBUIDOR

CONTENIDO

RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................................... 4

SECCIÓN 1 - DEFINICIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS ÓPTIMAS Y/O UNIDADES CONSTRUCTIVAS ................ 5 ENFOQUE CONCEPTUAL ..........................................................................................................5 INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE MT .........................................................................................5

2 RED AÉREA DE MT .......................................................................................................5 2.1.1. Postación .................................................................................................................... 5 2.1.2. Aislación ..................................................................................................................... 7 2.1.3. Conductores ................................................................................................................ 8 2.1.4. Cruceros ................................................................................................................... 12

3 RED SUBTERRÁNEA DE MT ......................................................................................... 12 4 EQUIPAMIENTO DE MANIOBRA Y PROTECCIÓN MT AÉREO ............................................... 13

2.3.1. Equipos de protección ............................................................................................... 13 2.3.2. Equipos de maniobra ................................................................................................. 13 2.1.5. Equipamiento de maniobra y protección MT subterráneo ............................................ 14

INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE BT ......................................................................................... 14 5 CENTROS DE TRANSFORMACIÓN DE MT-BT Y TRANSFORMADORES MT-BT ..................... 15

3.1.1. Montados en Poste .................................................................................................... 15 3.1.2. Subterráneos ............................................................................................................. 15

6 REDES AÉREAS DE BT ............................................................................................... 15 7 ACOMETIDAS Y MEDIDORES ........................................................................................ 16

SECCIÓN 2 - DETERMINACIÓN DE COSTOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS ................................. 18 DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS ............................................................... 18 COMPOSICIÓN DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y CÓMPUTO DE RECURSOS .................. 18

8 PRESENTACIÓN DE LA LÓGICA PARA LA COMPOSICIÓN DE LAS UUCC Y CÓMPUTO DE RECURSOS ................................................................................................. 18 9 FUENTE DE INFORMACIÓN PARA LA COMPOSICIÓN DE LAS UUCC Y CÓMPUTO DE RECURSOS ................................................................................................................... 18

2.1.1. Informe de ETAPA B - Valores eficientes de referencia .............................................. 19 2.1.2. Definición de los armados que conforman las UUCC, y de los componentes que conforman los armados ........................................................................................................ 19 2.1.3. Definición de la mano de obra y equipos de montaje .................................................. 19 2.1.4. Tiempos de ejecución de actividades ......................................................................... 26 2.1.5. Tiempo efectivo en una jornada laboral ...................................................................... 28 2.1.6. Actividades complementarias a la construcción .......................................................... 30 2.1.7. Definición de otros costos y costos indirectos ............................................................. 31 2.1.8. Información sobre vanos medios ................................................................................ 31 2.1.9. Información sobre cantidad de postes compartidos entre la red de AT, MT y BT .......... 39 2.1.10. Información complementaria sobre la red de BT ......................................................... 39


2.1.11. Información complementaria sobre acometidas .......................................................... 40 10 UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y CÓMPUTO DE RECURSOS ................................ 43 11 VALORES EFICIENTES DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS .............................................. 43

ANEXO I – DESCRIPCIÓN DE ARMADOS PARA LÍNEAS ............................................................................. 48

ANEXO II – CARTA DE RESPUESTA A COMENTARIOS CNEE SOBRE ETAPA C ....................................... 55

ANEXO III – ARCHIVOS DE RESPALDO Y ANÁLISIS ................................................................................. 138

ANEXO IV - UNIDADES CONSTRUCTIVAS - CÓMPUTO DE RECURSOS – VALORES EFICIENTES .......... 139


RESUMEN EJECUTIVO Este informe tiene como objeto presentar los resultados del Informe de Etapa C– MODULO C.1: OPTIMIZACIÓN DE LA RED DEL DISTRIBUIDOR(Versión Final) incorporando las modificaciones derivadas de las observaciones recibidas de la CNEE mediante Notas CNEE-27644-2013 GTTE NotaS-2013-17 y CNEE-27782-2013 GTTE NotaS2013-18.Todas y cada una de las observaciones formuladas por la CNEE, tanto las observaciones aceptadas, las cuales están incorporadas en el presente Informe, así como aquellas en las que había diferencia de criterio, fueron respondidas y enviadas por medio de las cartas Ref. GPC-057-2013, en la que se expone más ampliamente los criterios utilizados por el consultor y se adjuntan al presente documento

En particular, este informe tiene como objeto presentar la metodología, soporte y resultados de la optimización de la red del distribuidor adaptada a la demanda a través de un modelado que permite diseñar una Red de Distribución eficiente en función de las características de la demanda a servir (densidades típicas y cargas puntuales), y el Valor a Nuevo de Reposición VNR resultante.

El Informe está organizado en cuatro secciones en el mismo orden que indican los TdR:

1) Definición de las tecnologías óptimas y/o unidades constructivas

2) Determinación de costos de las unidades constructivas

3) Evaluación técnico-económica

4) Cálculo del VNR

En este documento se presentan los resultados de las secciones 1 y 2.

Los resultados obtenidos de costos de las unidades constructivas se resumen en el inciso “4.4. VALORES EFICIENTES DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS” y su Anexo correspondiente


SECCIÓN 1 - DEFINICIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS ÓPTIMAS Y/O UNIDADES CONSTRUCTIVAS ENFOQUE CONCEPTUAL El análisis que se realiza para determinar las Tecnologías Óptimas y/o Unidades Constructivas a ser utilizadas en la definición de la red de distribución eficiente tiene como objetivo la selección de las soluciones que constituyen el óptimo económico, sujeta al cumplimiento de las condiciones técnicas de seguridad y calidad de servicio.

Al respecto, constituyen antecedentes a ser considerados los resultados de los estudios realizados para las anteriores fijaciones tarifarias y por supuesto, las soluciones constructivas realmente utilizadas actualmente por EEGSA y su reflejo en la NTSD.

En efecto, si bien se asume que la Empresa Modelo adopta las tecnologías óptimas en cada momento, creemos que ello debe entenderse en relación a incorporar los avances tecnológicos y las tendencias que representan ventajas económicas y que se prevé tendrán una razonable permanencia en el tiempo, más que situaciones coyunturales de corta duración.

Por lo tanto, en la medida en que no se hayan producido cambios sustantivos en los niveles relativos de precios de las distintas opciones y no haya nuevas tecnologías antes no disponibles, constituyen antecedentes válidos para la definición de las tecnologías adaptadas las conclusiones alcanzadas en estudios anteriores.

En esta sección se definen los criterios básicos a ser cumplidos por las instalaciones adaptadas, quedando para más adelante en este documento la definición de la configuración óptima entre las alternativas aceptables, dado que la optimización se realizará para definir de las características adecuadas de la red para cada nivel de densidad.

El proceso de optimización de las unidades constructivas parte con la selección de las tecnologías óptimas de los principales materiales a ser utilizados en la definición y costeo de las Unidades Constructivas (UUCC). Definidas las tecnologías óptimas para la postración, aislación, tipos de conductores, transformadores, etc., solo resta definir aspectos relacionados con el montaje de las instalaciones, que son estándares en su desarrollo y de aplicación internacional. Estos aspectos son fundamentalmente lo que se denomina en el documento presentado como “armados”, y que así se los llama en procesos regulatorios equivalentes en Latinoamérica, donde se debe definir la cantidad de elementos necesarios para el desarrollo de las redes, y la cantidad de recursos de mano de obra y movilidad, y otros costos.

INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE MT RED AÉREA DE MT Con relación a las redes aéreas, es necesario definir el material del poste, el tipo de aislador, crucero y los conductores, considerando las especificidades de las zonas en que se utilizará y en particular las zonas que presentan contaminación salina.

2.1.1. POSTACIÓN

Se han considerado los postes listados por la CNEE, con sus precios, para seleccionar los más idóneos en la elaboración de los armados para líneas de media tensión (ampliando en este inciso también para líneas de baja tensión por obvias razones).

En primer lugar se escogen en función de la altura para lograr las distancias mínimas de seguridad. Las longitudes de postes listados por la CNEE son desde 25 p (7.62 m) hasta 45 p ( 13.72 m). Tomando en cuenta que las distancias mínimas de seguridad son 5.6 m para


líneas de 7.62 kV y 5.0 m para líneas 240/120 V, y la luz del poste (que es el espacio utilizable del mismo), resulta que los postes de 25 p (7.62 m) solamente se pueden utilizar para retención (stub); los postes de 30 p ( 9.15 m) solamente se pueden utilizar para líneas de baja tensión y los postes de 35 p (10.67 m), 40 p ( 12.20 m) y 45 p( 23.72 m) pueden utilizarse para instalar: línea de media tensión, centro de transformación MT/BT y línea de baja tensión.

El otro criterio de selección lo constituye la clase del poste, la cual está relacionada con la fuerza transversal que puede soportar con seguridad. El análisis se muestra en el archivo “Poste económico.xls” que el poste de 30 p por llevar solamente línea de BT puede ser clase 500, pero los postes de mayor altura, que ya pueden llevar línea de media tensión y línea de baja tensión, deben ser clase 750 cuando la línea tiene los menores ángulos de desviación, pero puede requerirse que sea de clase 3000 en los ángulos de mayor desviación.

Poste de 30 pies con secundario

Poste de 30 pies primario más secundario

Finalmente, se seleccionó entre postes de madera y de concreto, para esto se consideraron postes equivalentes en altura (40 pies) y clase (4 en madera y 2000 en concreto). En la evaluación económica se consideró una vida de 30 años para el poste de concreto, y 20 años para el de madera. Además entre los costos de mantenimiento, se consideraron costos de re tensado de retenida y costos re impregnación de sustancias preservantes para lograr que el poste de madera tenga su vida útil.

El resultado de la evaluación es que el poste de concreto tiene menor costo, por lo que es el que se adopta para la red modelo en el área urbana, y rural convencional, pero se optará por el poste de madera en lugares donde el acceso es complicado o no hay acceso para vehículo que transporta el poste. Así también, se opta por el poste de madera en el área salina y costa, porque el poste de concreto sufre corrosión que le acorta su vida útil. El documento que sustenta lo dicho acá está en el archivo “Poste económico.xls”

VANO MOMENTOS CLASEANT ANGULO RAD/2 C. VERT. C. TRANS. C. VERT. C.TRANS. (KgM) (Lbs)3535 0 0.00 0.00 0.00 36.40 100.21 1513.73 222.0135 10 0.09 0.00 0.00 36.40 157.73 1945.15 285.2935 20 0.17 0.00 0.00 36.40 214.82 2373.29 348.0835 30 0.26 0.00 0.00 36.40 271.03 2794.88 409.9270 40 0.35 0.00 0.00 53.31 376.05 3582.52 525.4470 50 0.44 0.00 0.00 70.21 479.35 4357.26 639.0770 60 0.52 0.00 0.00 70.21 530.42 4740.30 695.2470 70 0.61 0.00 0.00 70.21 578.98 5104.51 748.6670 80 0.70 0.00 0.00 70.21 624.66 5447.10 798.9170 90 0.79 0.00 0.00 70.21 667.11 5765.48 845.60

PRIMARIO NEUTRO / SECUNDARIO




El respaldo de los análisis realizados se presenta en el archivo “Poste económico.xls”

2.1.2. AISLACIÓN

A continuación se presenta el análisis comparativo entre dos alternativas de material de aisladores, para aislador tipo PIN y suspensión.

Las tecnologías para aisladores o aislantes eléctricos comprenden el uso de porcelana o de polímeros. Los primeros corresponden a una tecnología comparativa de menor costo, pero

Cant. US$/u US$ Cant. US$/u US$Costo del poste e instalación (US$/km) 30 418 12.534 30 179 5.371 Vida útil conductor (años)Costo anualizado total (US$/km-año)

Tasa de actualización adoptada 7%

Cant.km/año US$/u US$ Cant.km/año US$/u US$Aplomado - - - 3,00 28 85 Cambio de Poste 0,30 418 125 0,45 179 81 Retensado rienda - - - 3,40 42 144 Reemplazo de poste por accidente 0,06 418 25 0,12 179 21 Reimpregnación - - - 4,50 17 76 Costo total (US$/km-año)Total

150 407 568 675

418 269

COSTOS EXPLOTACION POSTES CONCRETO MADERATipos de Poste

COSTOS DE INSTALACION POSTES CONCRETO MADERA

30 20

Tipos de Poste

Cantidad US$/u US$ Cantidad US$/u US$Costo Aislador 1,00 8,93 8,93 1,00 4,12 4,12 Espiga para aisladorCosto anualizado instalaciónPérdidas de potencia (W) 0,11 13,86 1,52 0,16 13,86 1,67 Pérdidas de energía (kWh) 0,96 0,139 0,13 1,40 0,139 0,19 Costo oym 1,00 0,45 0,45 1,00 0,21 0,21

Costo explotación anualCOSTO TOTAL

Tasa de actualización 7%Vida util en años 20

AISLADOR TIPO PIN

2,11 2,07

Aisladores Polimerico Porcelana

0,84 0,39

2,95 2,46

Cantidad US$/u US$ Cantidad US$/u US$Costo Aislador 1,00 9,22 9,22 2,00 7,02 14,04 Espiga para aislador - - - - - - Costo anualizado instalaciónPérdidas de potencia (W) 0,11 13,86 1,52 0,16 13,86 1,67 Pérdidas de energía (kWh/año) 0,96 0,139 0,13 1,40 0,139 0,19 Costo oym 1,00 0,46 0,46 1,00 0,35 0,35

Costo explotación anualCOSTO TOTAL

Tasa de actualización 7%Vida util en años 20

AISLADOR TIPO SUSPENSIÓN

Aisladores Polimerico Porcelana

0,87 1,33

2,12 2,22 2,99 3,54


sus costos de mantenimiento y operación son más altos, pues el material polímero es más resistente a la impregnación de agua en su superficie, con lo cual también es mayor su resistencia a la impregnación de sustancias contaminantes que reducen su distancia de fuga.

Por otro lado, la tangente de pérdidas de energía que caracteriza un aislante de polímero es aproximadamente 12.5 veces menos que las de un aislante de porcelana, con lo cual sus pérdidas de energía son también menores a las que se dan en la porcelana.

Realizado el análisis resulta conveniente la adopción del aislador de porcelana para el aislador tipo PIN, y para el aislador de suspensión el aislador polimérico.

2.1.3. CONDUCTORES

Se consideraron los conductores AAC, ACSR, AAAC y de cobre seleccionados por la CNEE, con sus precios. Se calcularon las pérdidas para rangos de carga que van desde 250 kW hasta 7 MW y las pérdidas de energía se calcularon utilizando el factor de pérdidas 0.432. Los costos de pérdidas anuales se sumaron al costo anual del conductor, al cual se le multiplicó por un factor 1.03 para tomar en cuenta catenaria y para derivaciones y puentes. Finalmente se tomó en cuenta el costo incremental de herrajes que cada conductor necesita en relación al de menor sección, mediante un factor que va de 1.10 a 1.20 en los conductores de mayor sección. Los resultados obtenidos indican:

el conductor Sparrow (# 2, ACSR) para cargas menores a 250 kW,

el conductor Raven (1/0, ACSR) para el rango entre 250 kW;

el conductor Tulip(336.4 MCM, AAC) entre 500 kW y 2000 y finalmente

el conductor Mistletoe (556.5 MCM, AAC) para cargas mayores a 2 MW.

Dado que en el área salina y costa, no es posible utilizar el conductor ACSR (Sparrow o Raven) y el conductor Popy (1/0, AAC) es muy frágil, últimamente no se fabrica y no está considerado entre los conductores listados por la CNEE, se opta por utilizar en esas áreas el conductor Asuza (1/0, AAAC) el cual ofrece alta tensión de ruptura y es resistente a la corrosión, está entre los conductores listados por la CNEE y es de menor precio comparado con los conductores de mayor sección que brindan una opción viable.

El respaldo de los análisis realizados se presentan en el Archivo “Conductores económicos.xls”.

Selección del conductor óptimo: AAC, ACSR, AAAC

La primera razón para utilizar cable de aleación de aluminio 1/0 AAAC 6201, en vez de cable aluminio AAC 1350 en zonas salinas, se debe a que la aleación de aluminio 6201 AAAC, tiene más del doble (un 53% más) de resistencia mecánica con relación al AAC, aunque la capacidad conductiva es similar, se opta por esta alternativa como conductor óptimo, debido a que normalmente en el área salina, el viento y la contaminación son de mayor intensidad, hay una mayor cantidad de vegetación, árboles y ramas que constantemente golpean las líneas de media tensión y la resistencia mecánica que tiene el tipo AAAC, resiste más estos efectos, resultando en una mayor calidad del servicio en relación a su costo que es superior en un 10.7%.


1/0 ACSR AAC AAAC

NOMBRE RAVEN POPPY AZUSA

NORMA ASTM 230, 232, 498 230, 231 398, 399

SECCION (mm²) 53.5 53.51 62.4

CARGA DE RUPTURA (Kg) 1987 901.43 1928.28

PESO (Kg/Km) 216 147.5 172

RESISTENCIA A 75°C (Ohms/Km) AC. 6O HZ 0.7166 0.6588 0.6382

Los mapas de viento ya mostrados en el informe de etapa A.2, muestran los vientos predominantes en la áreas salinas bajo discusión sobre el conductor óptimo a utilizar, debe considerarse además que estas áreas son predominantemente arboladas, con lo cual es muy usual el fenómeno de ramas conducidas por el viento contra los conductores que deben tener la capacidad mecánica adecuada para resistir tal impacto sin romperse independientemente de que corto circuito pueda ocasionar fallas temporales, su ruptura causaría fallas de mucho más larga duración.

Finalmente para la determinación de los conductores óptimos de una empresa modelo, no puede descartarse el aspecto comercial y los conductores AAC no tienen mercado en Centro América, como se muestra en la carta adjunta del más grande fabricante del área y como también demuestra el hecho de que los mismos, no existan en la normalización de EEGSA ni en la base de datos de materiales incluida en la resolución CNEE-223-2012.


2.1.4. CRUCEROS

El crucero se utiliza para lograr las distancias mínimas de seguridad sin necesidad de utilizar poste muy altos, además para facilitar la conexión de centros de transformación MT/BT.

El crucero considerado es el de madera, que por su costo y prestación, de 96 pulgadas (2.44 m) para soportar los 3 conductores de una línea trifásica en configuración horizontal, centrada o en bandera hasta calibre 336.4 MCM.

Para conductores de mayor calibre se usa también el crucero de metal, de las mismas dimensiones ya que soporta mayores pesos.

RED SUBTERRÁNEA DE MT La red propuesta es de líneas monofásicas con conductor de aluminio con aislamiento XLPE a 100 % y neutral concéntrico de cobre con una capacidad de conducción del 100 % de la capacidad de conducción de fase.

Por el momento esta tecnología de aislamiento en conductores para líneas subterráneas es la disponible en el mercado. En cuanto al conductor puede ser aluminio o cobre pero por los elevados costos de cobre se adopta el aluminio 1/0 ó 4/0, cuyas capacidades de conducción de límite térmico son 1.2 MVA y 1.8 MVA. Sin embargo, el neutral es de cobre porque reduce la sección del conductor, lo cual facilita su manejo y su instalación.

En cuanto a la tecnología de instalación se propone su realización en ductos de PVC de 4 pulgadas cuando la línea va debajo de la acera o en lugares donde no hay circulación de vehículos, porque en lugares donde hay circulación, tales como cruce de calles, se utiliza tubos de metal para que soporten el peso y eviten el daño del aislamiento del cable.El uso del ducto es sobre todo por seguridad, para evitar que personas particulares puedan encontrar directamente el cable al hacer excavaciones para otro tipo de instalaciones, ya que hasta el momento no existe reglamentación municipal que regulen el desarrollo de las instalaciones subterráneas.

La configuración de la distribución es anillo, para aumentar confiabilidad, facilitando la operación de la red, debido a que los transformadores que se utilizan son subterráneos o sumergibles y tipo pedestal, cuentan con dos interruptores LBOR de dos posiciones en el lado de media tensión.


En la red de líneas trifásicas se utilizan conductores monopolares entorchados entre si, con las mismas características de conducción, aislamiento y neutral mencionadas en los conductores para líneas monofásicas, con la diferencia que el neutral concéntrico tiene una capacidad de conducción igual a un tercio de la capacidad de conducción en cada cable, esto con el fin de ahorrar costos de instalación.

La instalación es en ductos de PVC o metal por las razones indicadas en la línea monofásica, haciendo la aclaración que los tres entorchados y su neutral común van en un solo ducto.

En la instalación de la red subterránea se prevé un ducto extra de respaldo, tal como lo recomiendan las mejores prácticas.

EQUIPAMIENTO DE MANIOBRA Y PROTECCIÓN MT AÉREO El dimensionado del número y tipo de elementos de protección y seccionamiento de la red de MT adaptada deberá resultar del proceso de optimización.

2.3.1. EQUIPOS DE PROTECCIÓN

Se encuentran los siguientes dispositivos: re conectador automático de línea, seccionalizador electrónico tipo corta circuito y el corta circuito-fusible, cada uno con una función diferente, la cual, se describe a continuación.

a) Re conectador automático de línea Este dispositivo es auto controlado y protege líneas de distribución y equipos. Consiste de un interruptor y una caja de control del tipo electrónico.

El interruptor sirve para aislar el circuito (extingue el arco producido al abrir el circuito con carga o bajo falla) entre la fuente de alimentación y la salida del circuito, mientras que la caja de control detecta las sobre corrientes y abre para dar tiempo a que se libere la causa de la falla y luego cierra automáticamente el interruptor para restablecer el suministro y evitar así la interrupción del suministro ante fallas temporales.

Si la falla es permanente, el dispositivo realiza un número establecido de operaciones apertura/cierre hasta un número en el que se queda interrumpido el suministro.

La curva de operación es más rápida que la de los fusibles tipo T que están aguas abajo, para evitan que se quemen.

b) Seccionador electrónico tipo corta circuito Este trabaja en conjunto con un re conectador automático, para aislar una sección fallada del sistema de distribución, consta de un corta circuito y en vez de llevar un porta fusible lleva un módulo con circuito lógico, que permite contar las aperturas del re conectador que se encuentra aguas arriba. Es necesario que el re conectador haga una secuencia de eventos para que el circuito lógico del seccionador electrónico haga el conteo y al llegar a determinada cuenta abre la falla permanente, con lo cual aísla únicamente el sector de la red donde está la falla.

c) Corta circuito fusible Este se compone de: a) un elemento fusible, cuya función es fundirse cuando la corriente de falla que porta supera su valor nominal de transporte, y b) un corta circuito, que proporciona el medio de extinción del arco provocado por la fusión del elemento fusible, seccionando la línea dañada de la parte sana de la red de distribución.

2.3.2. EQUIPOS DE MANIOBRA

a) Seccionador automatizado (SA) Se le dice SA a un seccionador en la red de distribución de media tensión, que es controlado


remotamente desde un centro de control para realizar transferencia de carga o seccionamiento de tramos dañados en la red de media tensión.

El equipo básicamente está conformado por el seccionador que tiene los contactos que abren y cierran los conductores de media tensión, el control motorizado encargado de abrir los contactos y el equipo de automatización compuesto por: unidad terminal remota, fuentes de poder, fuentes auxiliares y equipo de radiocomunicación.

Se consideran dos tipos de automatismo por el tipo de seccionador, el de apertura al aire y el de apertura en gas SF6.

Seccionador de Gas SF6 Seccionador de Aire Equipos de Automatización

b) Cuchillas e IAS Las cuchillas seccionadoras e IAS (interruptores de seccionamiento en aires), son elementos instalados en la red de media tensión de 13.2kV, para seccionar los circuitos de media tensión.

Las cuchillas consideradas tiene capacidad de 600 amperios, de apertura monofásica con pértiga operación manual, mientras que los IAs tiene capacidad de 900 amperios, de operación trifásica operados con maneral.

Se ubican estos equipos en puntos estratégicos de la red, para poder realizar de forma segura el seccionamiento de la red de media tensión.

2.1.5. EQUIPAMIENTO DE MANIOBRA Y PROTECCIÓN MT SUBTERRÁNEO

Red Subterránea El mismo documento reconoce subestaciones de seccionamiento, interruptores (en aceite o vacío), seccionadores bajo carga y conectores aislados separables.

Con relación a la tecnología adaptada, corresponde señalar que para interruptores, la tecnología más aceptada internacionalmente en MT es hoy la de corte vacío, aunque también es utilizado el corte en SF6. Para seccionadores bajo carga, es creciente el uso de corte en SF6.

INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN DE BT


CENTROS DE TRANSFORMACIÓN DE MT-BT Y TRANSFORMADORES MT-BT 3.1.1. MONTADOS EN POSTE

Transformadores en la red de distribución aérea: auto protegidos y convencionales, los primeros cuentan con flipón en baja tensión y pararrayos en media tensión, son idóneos para alimentar la red de baja tensión y para dar servicios monofásicos 120/240 V.

Las capacidades normalizadas y adecuadas para atender la carga que se presentan en la red de distribución, tanto urbana como rural son: 10, 25, 50 y 75 kVA. Los convencionales se utilizan para conformar centros de transformación trifásicos para obtener en baja tensión los voltajes normalizados: 120/240 V, 120 /208 V, 240/ 480 V y 277 /480 V. Las capacidades indicadas permiten conformar centros trifásicos que van desde los 30 kVA hasta los 225 kVA. Estos centros de transformación trifásicos son instalados en postes y suministran energía a requerimiento de un usuario en particular.

Dado que las pérdidas técnicas de energía en la red de baja tensión son debidas en gran parte a los transformadores MT/BT, ambos tipos de transformadores son de bajas pérdidas, tanto en vacío como con carga, para hacer eficiente la red de distribución.

Se han adoptado los equipos aprobados por la CNEE con sus correspondientes valores eficientes, los cuales fueron aprobados por medio de las resoluciones CNEE-223-2012, CNEE 03-2013 y CNEE-49-2013 3.1.2. SUBTERRÁNEOS

Los transformadores utilizados en la red subterránea son los subterráneos sumergibles, monofásicos 120 /240 V, de 50 y 75 kVA en casos en los que se dificulta instalar el transformador en otro espacio. Pero cuando existe espacio para colocar el transformador en la superficie, se utiliza el transformador tipo pedestal monofásico 120/240 V en potencias de 50 y 75 kVA.

Para cubrir requerimientos especiales de potencia trifásica desde la red subterránea y en los casos donde hay espacio para colocar el transformador en la superficie se utiliza el transformador tipo pedestal, trifásico, 120/208 V y con potencias en kVA de 112.5, 150, 225, 300, 500 y 750. La protección y operación de estos transformadores tipo pedestal se logra con fusibles contenidos en codos de hule que van instalados en la base que sirve para la conexión de la línea al transformador.

Estos transformadores también son de bajas pérdidas y cuentan con 2 interruptores LBOR de dos posiciones en media tensión, para contar con la alimentación de dos puntos de alimentación, lo cual permite versatilidad en la operación y el mantenimiento de la red subterránea.

En los casos en los que el transformador no puede estar en el exterior, por seguridad se utiliza un transformador seco, encapsulado en resina epóxica, ya que no son inflamables y adicionalmente son auto extinguibles. Sus potencias en kVA son 100, 150, 300, 500 y 750.

La protección y operación de los transformadores secos es mediante seccionadores fusibles instalados en gabinete.

REDES AÉREAS DE BT Con relación a los postes, aplican las conclusiones adoptadas para la red de MT.

Entre la lista de conductores seleccionados por la CNEE, se seleccionaron los conductores triplex, entorchados, de aluminio y ACSR, cuyos códigos son: CCA23, CCA60 y CCA63. El rango de cargas analizado fue desde 10 kVA hasta 75 kVA , en radio de 250 m considerando la carga uniformemente distribuida. En todos los casos, el conductor con el menor costo anual tanto de costo del conductor como de pérdidas, es el CCA63 (AAC,2 4/0 y 1 2/0).

El respaldo de estos análisis se encuentra en “Conductores económicos.xls”.


El conductor de cobre fue excluido del análisis ya que su solo precio, y el riesgo asociado al hurto no lo colocan como una opción a analizar.

ACOMETIDAS Y MEDIDORES Los servicios de suministro de energía eléctrica que atiende EEGSA están clasificados por número de fases, nivel de tensión y módulo de la carga a alimentar. Estos parámetros determinan el número y calibre de los conductores de la acometida que alimenta el servicio y también el tipo, la clase del medidor y los parámetros que debe medir de la energía suministrada para el cálculo de la factura por el servicio brindado.

Los servicios por el número de fases pueden ser monofásicos y trifásicos.

Los monofásicos, son en la tensión 120/240 V. y hay varios rangos de potencia, así: si el consumo mensual implica una potencia máxima menor a 11 kW, no se mide demanda, pero si el consumo implica una demanda mayor a 11 kW, se coloca un medidor con medición de potencia. La potencia máxima a servir es 48 kW. La acometida es con cable de aluminio triplex, entorchado y forrado; los calibres a utilizar según la carga a servir son: 3 # 4; 3 # 2, 3 # 1/0, 3 # 4/0 y 2 # 2 y 1 # 4. En consumos de potencia menor a 11 kW, los medidores son electromecánico con 5 agujas, clase 200, 120/240 V que registra solamente medición de energía y para consumos con potencia máxima mayor a 11 kW, medidor electrónico, clase 200, 240 V, con capacidad para registrar potencia en kW y energía en kWh. En edificios de apartamentos o con locales comerciales, donde existe demanda de cargas monofásica y trifásica, y con el fin de aprovechar mejor la capacidad del centro de transformación que la alimenta, evitando desbalance de fases, los servicios monofásicos se suministran en 120/208 V y se miden con medidores de dos elementos tipo network. Finalmente, para usuarios que son autoproductores con excedentes de energía se tiene el medidor electrónico 240 V, clase 200, bidireccional que registra kWh.

Los servicios trifásicos pueden ser en las siguientes tensiones: 120/240 V; 120/208 V, 240 /480 V y 13.2 kV. Las acometidas son con cable cuádruplex aluminio y forrado, en los siguientes calibres: 4 # 4, 4 #2, 4 #1/0 y 4 # 4/0. Los medidores son: Medidor trifásico, 120 / 480 v. conexión delta 4 alambres, despliega: Activa kWh, Demanda Máxima en kW, Reactiva kVArh. Medidor electrónico trifásico, 120/480 V, clase 2.0, despliega: Activa kWh, Demanda Máxima en kW, Reactiva kVArh. Medidor Electrónico, trifásico, con memoria masiva y capacidad de descarga de archivos vía remota (telemedida), registra energía activa kWh, potencia activa en kW, energía reactiva en kVArh, utilizado para medir a grandes usuarios y en los puntos de suministro de energía y potencia a la red de distribución.

Además, suministros cuya potencia está entre 70 y 100 kW se proporcionan en baja tensión y el medidor requiere la instalación de transformadores de corriente; mientras que servicios con potencia mayor a 100 kW son proporcionados en media tensión y requieren uso transformadores de potencial y de corriente.

El análisis del conductor de menor costo anual para acometidas mono y bifásicas se realizó con los conductores triplex seleccionados por la CNEE, entre los cuales se tomaron para este fin los conductores con códigos CCA21, CCA23, CCA37, CCA61, CCA64 y CCA 66 con sus precios, la suma del valor anual del conductor y del valor anual de las pérdidas de energía, indica que los conductores CCA21 (Triplex # 4) es económico en el rango hasta 2 kW, el CCA23 (Triplex 1/0) es económico entre 2 y 5 kW y que el conductor CCA64 (Triplex 2 4/0 y 1 2/0 ACC es el más económico de 5 kW hasta 48 kW.

Con relación a las acometidas trifásicas, se tomaron los conductores cuádruplex proporcionados por la CNEE cuyos códigos son: CCA22, CCA24, CCA63 y CCA65. Se consideraron rangos de carga hasta de 500 kW. El resultado es: Conductor CCA24 (Cuadruplex 1/0 ) para cargas hasta de 10 kW y conductor CCA 65 (Cuadruplex 4/0) para cargas mayores hasta 500 kW. norma aprobada, acometida 11kW EM).


El análisis y respaldo de la elección del conductor óptimo para acometidas se encuentra en “Conductores económicos.xls”.

Para la determinación del medidor óptimo, el estudio realizado está limitado a los medidores que pueden operar con el mecanismo de caja socket aprobado para la conexión de los usuarios en la resolución CNEE-61-2004.

Sin embargo se adjunta el ejercicio efectuado considerando aun la posibilidad de conversión de instalaciones existentes tipo socket a instalaciones sobrepuestas en el caso de los usuarios de Baja Tensión.

En el resto de usuarios la selección económica está dominada por el precio del equipamiento. Finalmente sobre los medidores para usuarios de peaje en BT y MT se determina por sus atribuciones adicionales como eficiente el CON22.

El respaldo del análisis de medidores, y la tabla anterior, se encuentra en “medidor económico.xls”

EL MEDIDOR ECONOMICOCON36 CON37 CON29 CON01 CON02 CON32 CON31 CON23 CON22

PRECIO ECONOMICO DESCRIPCION DE MEDIDOR ECONOMICO OBSERVACIONES TECNICAS

GRUPO TARIFARIO

NUMERO DE FASES

TIPO DE MEDIDOR $14.16 $15.21 $27.33 $95.18 $118.07 $125.45 $125.77 $1,973.43 $2,030.18

SIN DEMANDA 360.40$ 361.45$ 27.33$ 95.18$ 118.07$ NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 27.33$ Medidor electromecánico monofásico tipo socket 120/240 V, 30 A clase 200, 3 alambres forma 2S, 2 elementos. (CON29)

1. Para el caso de los medidores CON36 y CON37 se consideró el costo por readecuación de acometidas para medidor de sobreponer.

AUTOCONTENIDO NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 118.07$ NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 118.07$

Medidor electrónico monofásico tipo socket auto rango 120-208 V, 30 A clase 200, 3 alambres forma 12S, 2 elementos, con medición de demanda (CON02)

1. El medidor CON02 reune las especificaciones tecnicas para meidr usuarios con tension de 208 voltios

TRIFASICOAUTOCONTENIDO NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 125.77$

Medidor electrónico trifásico tipo socket auto rango 120-480 V, 30 A clase 200, 4 alambres forma 16S, 3 elementos, con medición de demanda (CON31)

1. Los medidores monofasicos quedan descartados para medir este tipo de usuario.2. El medidor CON02 por ser forma 12S no es apto para medición de energía trifásica.

SIN DEMANDA 360.40$ 361.45$ 27.33$ 95.18$ 118.07$ NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 27.33$ Medidor electromecánico monofásico tipo socket 120/240 V, 30 A clase 200, 3 alambres forma 2S, 2 elementos. (CON29)


AUTOCONTENIDO NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 118.07$ NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 118.07$


1. El medidor CON02 reune las especificaciones tecnicas para meidr usuarios con tension de 208 voltios

TRIFASICOAUTOCONTENIDO NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 125.77$


1. Los medidores monofasicos quedan descartados para medir este tipo de usuario.2. El medidor CON02 por ser forma 12S no es apto para medición de energía trifásica.

MONOFASICOAUTOCONTENIDO NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 118.07$ NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 118.07$


1. Los medidores CON36, CON37, CON29 y CON01 no registran demanda.

MEDICION PRIMARIA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 125.45$ NO APLICA 1,973.43$ 2,030.18$ 125.45$

Medidor electrónico trifásico tipo socket auto rango 120-480 V, 2.5 A clase 20, 4 alambres forma 9S, 3 elementos, con medición de demanda (CON32)

1. Los medidores CON36, CON37, CON29 y CON01 no registran demanda. 2.El medidor CON02 por ser forma 12S no es apto para medición de energía trifásica.

MEDICION SECUNDARIA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 125.45$ NO APLICA 1,973.43$ 2,030.18$ 125.45$



AUTOCONTENIDA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 125.77$


1. Los medidores CON36, CON37, CON29 y CON01 no registran demanda. 2.El medidor CON02 por ser forma 12S no es apto para medición de energía trifásica. 3.El medidor CON32 no es apto para mediciones autocontenidas.













MTDPMEDICION PRIMARIA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 125.45$ NO APLICA 1,973.43$ 2,030.18$ 125.45$



MTDFPMEDICION PRIMARIA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 125.45$ NO APLICA 1,973.43$ 2,030.18$ 125.45$



PEAJEFT BT NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 1,973.43$ 2,030.18$ 2,030.18$

Medidor electrónico trifásico tipo socket auto rango 57-277 V, 20 A. Medición de calidad de potencia y energía con memoria masiva (NCC14) (CON22)

1. Los medidores CON36, CON37, CON29, CON01, CON02, CON32 y CON31 no son aptos para registro de energia trifásica con memoria masiva y no cuentan con comunicación.

PEAJEFT MT NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 1,973.43$ 2,030.18$ 2,030.18$



TOTAL

Medidor electromecánico monofásico de sobreponer 120 V, 2 elementos (CON36)

Medidor electromecánico monofásico de sobreponer 120/240 V, 3 elementos (CON37)

Medidor electromecánico monofásico tipo socket 120/240 V, 30 A clase 200, 3 alambres forma 2S, 2 elementos. (CON29)

Medidor electrónico monofásico 120/240 V, 30 A clase 200, 3 alambres forma 2S, 2 elementos, con memoria masiva (Estudio de Caracterización de Carga) (CON01)



Medidor e lectrónico trifásico tipo socket auto rango 120-480 V, 30 A clase 200, 4 alambres forma 16S, 3 e lementos, con medición de demanda (CON31)

Medidor electrónico trifásico tipo socket auto rango 40-140 V, 2.5 A clase 20, 4 alambres forma 9S, 3 elementos, con memoria masiva y comunicación (NCC14) (CON23)


TRIFASICO

BTSS

BTS

MONOFASICO

MONOFASICO

TRIFASICO

BTDP

BTDFP


SECCIÓN 2 - DETERMINACIÓN DE COSTOS DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS DEFINICIÓN DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS Tal como lo definen los términos de referencia, una Unidad Constructiva (UUCC) es la compuesta por un conjunto de armados o materiales, que integrados entre si cumplen con un propósito específico por unidad, sea ésta el kilómetro, centro de transformación, u otro. De tal forma que cada armado está constituido por materiales dispuestos dé una forma preestablecida que componen una unidad de montaje; y que facilitan el diseño de instalaciones eléctricas de distribución de manera sencilla, ordenada y uniforme.

Las unidades constructivas consideradas para este estudio están reflejadas en el “Modelador de costos” que se anexa a este documento.

También se presenta en Anexo, una descripción y gráficos descriptivos de los principales armados para el desarrollo de las líneas.

COMPOSICIÓN DE UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y CÓMPUTO DE RECURSOS PRESENTACIÓN DE LA LÓGICA PARA LA COMPOSICIÓN DE LAS UUCC Y CÓMPUTO

DE RECURSOS El punto 4.3.2 de los TdR indica que “Para todas las Unidades Constructivas se deberá presentar el diseño básico, materiales, horas – hombre, horas – equipo, montaje, etc., para permitir la estimación objetiva de su costo”, por lo que a continuación se describe la metodología con la que se determinó las horas – hombre y horas – vehículo y equipo de montaje, aplicados a cada uno de los componentes que integran las Unidades Constructivas.

A continuación se presenta de manera gráfica la lógica adoptada para la composición de las Unidades Constructivas, para computar la cantidad de recursos y su posterior cuantificación económica. Esta lógica responde a los lineamientos presentados en los Términos de Referencia.

FUENTE DE INFORMACIÓN PARA LA COMPOSICIÓN DE LAS UUCC Y CÓMPUTO DE

RECURSOS


La información necesaria para la definición de las unidades constructivas y sus costos pueden resumirse de la siguiente manera:

2.1.1. INFORME DE ETAPA B - VALORES EFICIENTES DE REFERENCIA

Los datos utilizados para valorización de los materiales, recursos humanos, movilidad, etc., son los que se presentaron en el informe de Etapa B. 2.1.2. DEFINICIÓN DE LOS ARMADOS QUE CONFORMAN LAS UUCC, Y DE LOS COMPONENTES QUE

CONFORMAN LOS ARMADOS

Considerando la Norma Técnica de construcción de EEGSA como principal insumo para esta actividad, sumando la experiencia de expertos, y la propia del consultor, se definieron por un lado los armados que conforman las UUCC, y luego se identificaron los componentes que conforman los armados.

EEGSA es una empresa con muchos años en el negocio de la distribución de Energía Eléctrica, donde el universo disponible para la construcción de líneas de distribución es global en cuanto a sus diseños, no contemplar la documentación propia de la empresa como referencia bibliográfica, sería negar que estemos frente a tecnologías muy probadas, efectivas y con mucha persistencia en los mercados.

De esta manera se realizó una construcción “bottom up” de las unidades constructivas, a partir de la definición de los componentes, hasta la constitución de la UC.

Para cada una de las UC definidas se computan los materiales normalizados necesarios para su conformación, obteniéndose así las cantidades para este insumo. 2.1.3. DEFINICIÓN DE LA MANO DE OBRA Y EQUIPOS DE MONTAJE

Así como se definió para cada UC la cantidad de materiales, se definen las cuadrillas y su conformación para el montaje de la UC, como así también los equipos de montaje necesarios, y se computan los tiempos necesarios para el mismo.

En el siguiente gráfico se resume esquemáticamente la conformación de los costos que finalmente se reflejarán en las tablas requeridas en los términos de referencia.


A continuación se presentan aspectos relevantes a ser considerados para la determinación de la mano de obra y equipos para el costeo de la UC.

a) Integrantes de una cuadrilla de construcción de redes eléctricas y tiempos de ejecución de las actividades

En este inciso se describe, la manera en la que en forma eficiente, se desarrollan los trabajos de construcción de líneas eléctricas de media y baja tensión, esto se refiere a la instalación de soportes y sus anclajes, armado de cruceros, tendido de conductores, instalaciones de centros de transformación, así como los sistemas de protección necesarios.


La conformación de las cuadrillas de construcción es de vital importancia para lograr la mayor eficiencia en la construcción de redes de media y baja tensión, por lo que a continuación se detalla la forma en la que está integrada una cuadrilla típica, explicitando la cantidad y categorización de sus integrantes.

La adecuada estructuración de las cuadrillas de construcción, en la que sus integrantes posean las competencias necesarias, particularmente que cuenten con experiencia y conocimientos sólidos en la construcción de redes eléctricas, así como, contar con el equipamiento necesario, como lo son los vehículos y equipos de montaje, son imprescindibles para que se logren los tiempos de ejecución incluidos en el presente informe.

Estas cuadrillas se han tipificado en dos tipos:

Cuadrilla de Construcción utilizando Camión Liniero

Cuadrilla de Construcción para instalaciones manuales

Cuando la construcción de la red eléctrica tiene que realizarse en lugares poco accesibles, como pueden ser caminos o callejones estrechos y por lo tanto no es posible realizar el izado de postes ni el tendido de cables con la ayuda del camión liniero, es necesario hacer estas labores manualmente. Para estos casos se requiere mayor fuerza laboral para transportar los postes y los materiales al área a construir.

A continuación se describe cada una de ellas:

La conformación de la cuadrilla de construcción utilizando Camión Liniero es la siguiente:

1 Jefe de Cuadrilla

1 Liniero de 1ª

1 Liniero de 2ª

1 Liniero de 3ª

Mientras que la conformación de la cuadrilla para instalaciones manuales es:

1 Jefe de Cuadrilla,

1 Liniero de 1ª

1 Liniero de 2ª

1 Liniero de 3ª

2 Ayudantes

Cada uno de los integrantes de la cuadrilla debe poseer habilidades y conocimientos para desarrollar las tareas en una forma eficiente, es por ello que a continuación se describen las mismas para cada uno de los integrantes de la cuadrilla.

JEFE DE CUADRILLA Función principal del Jefe de Cuadrilla: Coordinar, dirigir, ejecutar y supervisar las actividades del grupo de trabajo velando porque se realicen de acuerdo a las normas vigentes de construcción, garantizando la estricta observancia de las normas de seguridad para asegurar la correcta realización de las labores.

Funciones específicas que debe realizar el Jefe de Cuadrilla:

Planificar las labores diarias en campo


Organizar y distribuir el personal adecuadamente

Velar porque los materiales estén completos y sean los adecuados

Coordinar trabajos en campo

Realizar reporte de trabajo diario

Realizar reporte de movimiento de transformadores y postes

Reportar fallas o necesidades en el vehículo a su cargo

Participar en trabajos de alto riesgo y maniobra de líneas energizadas cuando el caso lo amerite

Reportar vía radio o teléfono al COI cualquier trabajo por efectuar y dar aviso al finalizar

Devolver materiales y equipo sobrantes

Entregar con anotaciones correspondientes órdenes de trabajo diario

Dirigir trabajos en redes eléctricas

Aplicar para sí y para sus integrantes de Cuadrilla, normas de seguridad

Operar equipos hidráulicos de camión

Competencias Técnicas: Conocimiento en lectura e interpretación de planos

Conocimiento de líneas de electricidad

Conocimientos de uso y manejo de herramientas y equipo

Conocimientos sobre materiales relacionados con el trabajo

Conocimiento de levantamiento de objetos pesados

Conocimiento del Reglamento de Tránsito

Conocimientos certificados de seguridad industrial y procedimientos operátivos de coordinación y seguridad en líneas energizadas.

Conocimiento para efectuar rescates en altura

Conocimiento de los puntos importantes de revisión en el vehículo

Conocimiento de uso de dinamómetros

Conocimiento de la instalación de transformadores monofásicos y trifásicos

LINIERO DE PRIMERA (LINIERO I) Función principal del Liniero de Primera: Servir de enlace entre el Jefe de Cuadrilla y el resto de integrantes de la misma en las labores de construcción, mantenimiento y operación de redes eléctricas aéreas y subterráneas de baja y media tensión, atendiendo las directrices de calidad en los servicios prestados y seguridad en el trabajo realizando labores con líneas energizadas.


Funciones específicas del liniero de primera:

En adición a lo que hacen los puestos subsecuentes debe hacer:

Instalar y cambiar cruceros

Instalar y cambiar cortacircuitos

Instalar y cambiar bancos de transformadores monofásicos y trifásicos

Instalar y cambiar pararrayos

Instalar y cambiar equipos de medición

Instalar y cambiar aisladores

Hacer puentes aéreos o en crucero

Instalar y cambiar cuchillas seccionalizadoras

Instalar y cambiar capacitores y reclosers

Operar reclosers de línea

Operar cuchillas seccionalizadoras, interruptores de aire, reguladores de voltaje, capacitores, fusibles inteligentes, celdas seccionadoras

Cambio de cadenas de remate o en suspensión en poste

Ensamble de componentes del poste y parado del mismo

Instalar interruptores tipo KPF

Manejar camión con y sin tráiler

Comprobar correcta ejecución de los trabajos asignados

Reportar a Jefe de Cuadrilla

Competencias Técnicas:

Conocimiento en lectura e interpretación de planos





Conocimientos certificados de seguridad industrial y procedimientos operativos de coordinación y seguridad en líneas energizadas.

Conocimiento para efectuar rescates en altura



Conocimiento de la instalación de transformadores monofásicos y trifásicos


LINIERO DE SEGUNDA (LINIERO II) Función principal del Liniero de Segunda: Apoyar al Liniero I y Jefe de Cuadrilla en las labores de construcción, mantenimiento y operación de redes eléctricas aéreas y subterráneas de baja y media tensión, atendiendo las directrices de calidad en los servicios prestados y seguridad en el trabajo realizando labores con líneas energizadas.

Funciones específicas del liniero de segunda:

Perforar agujeros para parar postes

Instalar equipos de medición, distribución y transformación

Apoyar en actividades de montaje, tendido y mantenimiento de líneas

Apoyar en la atención de emergencias

Armar estructuras de postes en tierra

Recepcionar en el Almacén los materiales de los proyectos

Manejar camión

Ensamblar componentes del poste

Parar y aplomar poste

Tender conductores aéreos y subterráneos

Tensar y rematar conductores aéreos

Colocar accesorios en cables primarios y secundarios

Instalar transformadores monofásicos y trifásicos

Aplicar para sí y hacer que se apliquen para los demás normas de seguridad

Instalar equipo de protección a tierra

Apoyar en el retiro de objetos de las redes de la empresa

Apoyar a nivelar y recoger redes eléctricas de la empresa

Apoyar en el cambio de conductores primarios y secundarios

Apoyar en el cambio de aisladores, cruceros, transformadores, pararrayos, cortacircuitos.

Apoyar en la operación de fusibles primarios

Apoyar en el reseteo de bancos de transformación

Apoyar en la operación de cuchillas seccionalizadoras

Apoyar en la operación de bancos de capacitores, reclosers de línea y subestación

Apoyar en la operación de fusibles inteligentes


Apoyar en la operación de interruptores de línea y distribución






Conocimientos básicos de seguridad industrial



Conocimiento de la instalación de un transformador monofásico

LINIERO DE TERCERA (LINIERO III) Función principal de Liniero de Tercera: Ayudar en las labores de construcción, mantenimiento y operación de redes eléctricas aéreas y subterráneas de baja y media tensión (sin tensión) atendiendo las directrices de calidad en los servicios prestados y seguridad en el trabajo.

Funciones específicas del Liniero de Tercera:

Trasladar materiales a los puntos de trabajo

Manejar vehículo (si no está el I y II)

Perforar agujeros

Ayudar en la colocación de herrajes

Ayudar en el traslado de postes

Ayudar en el parado y plomado de postes (especialmente los parados con pica y muerto)

Ayudar en el tendido de líneas

Ayudar en el armado de postes instalados

Ayudar en el tensado y apriete de líneas

Ayudar en la instalación de anclas y tirantes

Ayudar en el montaje de transformadores monofásicos

Recopilar y resguardar herramientas y equipo de trabajo al finalizar labores

Cuidar herramientas de trabajo del vehículo








APRENDIZ DE LINIERO O AYUDANTE: Función principal de puesto: Servir de apoyo a las cuadrillas de trabajo en aspectos de limpieza de vehículo, ordenamiento de materiales en los mismos y diversos trabajos en campo sin subir estructuras (en tierra).

Funciones específicas del Ayudante:

Mantener limpio vehículo asignado

Ordenar materiales

Trasladar materiales en la ejecución de los trabajos

Perforar agujeros para postes y anclas

Apoyar en la provisión de materiales y herramientas

Utilizar la tarea diaria como método de inducción para conocer más el trabajo y evolucionar

Delimitar área de trabajo

Tapar agujeros de postes y anclas (reparando donde aplique)

Competencias Técnicas: Conocimientos de uso y manejo de herramientas y equipo





b) Equipos de montaje Los equipos de montaje considerados están en consonancia con los que ya han sido definidos y valorados en el informe de Etapa B. 2.1.4. TIEMPOS DE EJECUCIÓN DE ACTIVIDADES

Como se ha mencionado anteriormente, el tiempo dedicado a la ejecución de las tareas de construcción, está íntimamente relacionado con la conformación de la cuadrilla y las competencias que deben poseer sus integrantes, así como la utilización de vehículos y equipos de montaje adecuados, de tal forma que se obtenga la mayor productividad y eficiencia.

Basados en esquemas de mejora continua, enfocados en la optimización de los procesos, se hace indispensable para hacer más eficientes los tiempos de ejecución de las distintas tareas, así como para obtener la máxima eficacia en el empleo de recursos, tanto humanos como materiales, se ha determinado el tiempo de ejecución de cada una de las actividades de construcción, las cuales comprende el izado de postes de madera y concreto, el anclaje, el armado de los diversos tipos de cruceros, el tendido de líneas, la instalación de transformadores y equipos de protección de la red.


El estudio se basó tomando en consideración una cuadrilla típica de construcción conformada por cuatro integrantes: Jefe de Cuadrilla, Liniero I, Liniero II y Liniero III, utilizando un camión liniero de un rango entre 9 y 12 toneladas con pluma hidráulica.

La información base la constituye el Manuales Técnico de Actividades de Construcción, el cual fue elaborado bajo Sistema de Gestión de Calidad Certificado ISO 9001:2000. Este manual fue desarrollado tomando en consideración aspectos técnicos de ingeniería eléctrica, donde participó personal de amplia experiencia en construcción de redes eléctricas y con la observación del desarrollo de las actividades en campo.

El manual en referencia incorpora las mejoras implementadas en los procesos productivos, la experiencia del personal técnico y operativo, bajo un enfoque de optimización de recursos. Como un hecho relevante, se ha verificado que el Manual actual supera la eficiencia en la ejecución de las tareas, dando como resultado, tiempos menores a los tiempos empleados anteriormente, por lo que se consideran tiempos eficientes.

Adicionalmente, apoyados en la tecnología actual disponible, a través de dispositivos geoposicionales (GPS´s), ha permitido verificar los tiempos empleados en todo el proceso de construcción de redes eléctricas, los cuales incluyen, tiempos de traslado, así como tiempos directamente dedicados a la construcción propiamente dicha.

Los tiempos eficientes de ejecución de cada una de las tareas de construcción, están incorporados dentro del cálculo del costeo de las Unidades Constructivas.

Con el espíritu de presentar algunos de los análisis realizados, a continuación se describen algunas de las actividades incorporadas dentro del desarrollo de las unidades constructivas, a fin de adoptar la que resulte económicamente más eficiente.

a) Apertura de agujeros para postes de madera y concreto: Existen dos modalidades:

Que la misma cuadrilla de construcción asigne dos o más personas para la apertura de agujeros, mientras los demás integrantes visten el poste en el suelo. Esta modalidad ha sido utilizada en la práctica, pero resulta ser la menos eficiente, por lo tanto, representa un costo mayor.

Enviar una cuadrilla integrada por un Liniero de segunda y un Ayudante con anticipación para que al momento de llegar la cuadrilla de construcción, inicie con la instalación de los postes sin mayor demora. La participación del Liniero de segunda es indispensable, puesto que dados sus conocimientos, puede interpretar la posición correcta basada en los planos y diseños, por lo que de presentarse algún inconveniente en cuanto a la posición, linderos de propiedades, posibles accesos a inmuebles u otro tipo de eventualidad, el Liniero II, basado en su experiencia y en el conocimiento de la normativa de construcción, pueda tomar una decisión al respecto.

Es importante tomar en consideración que en el área urbana, las extensiones de línea se construyen en sectores urbanizados, por lo tanto hay banqueta existente donde tiene que instalarse el poste, por lo tanto, la cuadrilla dedicada a esta actividad tiene que romper el concreto de la acera para perforar el agujero, tanto para el poste como para las retenidas. De igual forma, una vez instalada la línea y aplomado el poste, es necesario resanar la acera con concreto premezclado. Basados en la experiencia, se concluye que tanto el agujero para el poste y para el ancla representa básicamente el mismo trabajo.

Para propósitos de Estudio se considera que los postes a instalarse en el área rural no presentan el inconveniente de la acera, por lo que únicamente se perfora directamente en el suelo.

Por lo anterior, se adopta como tiempo y recursos eficientes, la perforación de agujeros con una cuadrilla formada por dos personas, quienes utilizan un vehículo tipo pick-up, donde


transportan la herramienta necesaria. Esta alternativa en comparación con la descrita en el numeral 1) evita también tiempos improductivos, puesto que la cuadrilla completa no experimenta demoras por posibles eventualidades mencionadas anteriormente o el inconveniente que el agujero lleve demasiado tiempo por encontrarse con un suelo duro o rocoso.

b) Arbolado en construcción: Es frecuente que dentro del trazado de las líneas de distribución se encuentren tramos con vegetación que obstruyen la construcción de la red, particularmente el tendido de cables. En este caso, la cuadrilla de construcción procede a realizar las tareas de poda y desrame a fin de poder ejecutar la obra sin inconveniente. Estas actividades las realizan utilizando un camión canasta o bien un camión liniero. Una vez realizada la poda y desrame, los integrantes de la cuadrilla deben hacer una limpieza del área, dejándola libre de desechos y posteriormente, disponer dichos desechos en los vertederos municipales o en lugares que no ocasionen inconvenientes a la comunidad.

Otra alternativa consiste en asignar una cuadrilla especializada en poda y desrame para que previo al trabajo de construcción, realice dichas tareas. Al evaluar ambas opciones se determinó que la cuadrilla especializada de poda y desrame es más eficiente dado que representa un menor costo. Los arboles que crecen cerca o debajo de las líneas de distribución y los equipos eléctricos son podados generalmente para contar con un espacio libre adecuado para mantener la confiabilidad del servicio, sin olvidar que los árboles pueden ser talados por completo cuando sea necesario para eliminar los peligros para las líneas de distribución.

Los arboles serán talados cuando la poda no resulta suficiente para mantener libres a las líneas de distribución pero para hacer esto se deberán de seguir reglas de seguridad que protejan tanto a los transeúntes como al mismo equipo de trabajo y vehículos, el tiempo necesario será tomado en cuenta para delimitar el área de trabajo y lograr podar el árbol o en su defecto talarlo, evitando que las ramas caigan al suelo de forma peligrosa.

Para las unidades constructivas se está utilizando el uso de cuadrillas especializadas para esta labor.

De esa cantidad, tienen una incidencia mayor las áreas rurales con un 80% y un 25% en las áreas urbanas. 2.1.5. TIEMPO EFECTIVO EN UNA JORNADA LABORAL

Un aspecto crítico en la determinación de los costos de las UUCC es la determinación del tiempo neto diario del personal para la ejecución de las actividades específicas.

El Código de Trabajo estipula una jornada laboral de 9 horas diarias para el horario diurno, para completar 44 horas a la semana.

Dentro de una jornada laboral, una cuadrilla de construcción, además del proceso mismo de construcción de las instalaciones, debe realizar las siguientes actividades:

Asignación del trabajo: El Ingeniero responsable del área de Construcción asigna diariamente la orden de trabajo o proyecto a realizar e imparte instrucciones específicas al Jefe de Cuadrilla. Para esta actividad se estima que en promedio se efectúa en no menos de 10 minutos.

Recepción de materiales: La cuadrilla procede a retirar del almacén los materiales y equipos necesarios para la obra, dentro de estos materiales se encuentran postes de concreto o madera, cruceros, cables, transformadores y herrajes. El pedido de materiales es realizado el día anterior. Tomando en consideración que el cargado de postes puede llevar más tiempo y que el almacén atiende a todas las cuadrillas dentro de un mismo rango de tiempo, y además de la carga que debe contemplarse la descarga en obra de los materiales, a esta


actividad realizada eficientemente se le asigna un tiempo de 55 minutos.

Tiempos de traslado: Se asume para un tiempo de traslado de 2.2 horas, ida y vuelta, considerando la situación real del entorno donde EEGSA opera, puesto que por un lado está afectado por el alto tráfico del área metropolitana en el departamento de Guatemala, y por el otro lado, las distancias más largas en el interior del país.

De acuerdo a las leyes laborales vigentes en Guatemala, todo trabajador que labore una jornada continua de 9 horas, tiene derecho a 30 minutos para tomar sus alimentos. Literalmente el Código de Trabajo en su artículo 119 que “…Siempre que se pacte una jornada ordinaria continua, el trabajador tiene derecho a un descanso mínimo de media hora dentro de esa jornada, el que debe computarse como tiempo de trabajo efectivo”.

Una vez terminada la ejecución de la obra, la cuadrilla debe devolver al almacén los materiales que le hayan sobrado de dicho proyecto, y realizar el pedido de materiales para la jornada siguiente. Esta actividad está computada su realización en paralelo con otras actividades no insumiendo así tiempos adicionales.

Lo descrito anteriormente, se esquematiza en el cuadro siguiente, donde se muestran los tiempos dedicados a cada actividad, así como los horarios en las que las tareas son llevadas a cabo, tomando como base un horario diurno de 8:00 horas a 17:00 horas.

Hora Inicio Hora Fin Tiempos

inevitables Tiempo efectivo

Uso vehículo

Jornada Diaria (Horas) 9.00

Instrucciones 08:00 08:10 0.17

Recepción de Materiales 08:10 08:40 0.50

0.50

Traslado de ida 08:40 09:46 1.10

1.10

Descarga de Materiales en obra 09:46 10:11 0.42

0.42

Tiempo Efectivo 10:11 12:54

2.72 2.72

Almuerzo 12:54 13:24 0.50

Tiempo Efectivo 13:24 15:54

2.50 2.50

Traslado de regreso 15:54 17:00 1.10

1.10

Entrega de reporte y devol. Materiales 17:00 17:00 0.00

Total Tiempos

3.78 5.22 8.34

Factor tiempos inevitables

1.725

De lo anterior se concluye que de una jornada laboral de 9 horas, el tiempo efectivo dedicado a actividades propiamente de construcción de redes, representa el 58% del tiempo total. El tiempo remanente dedicado a otro tipo de actividades, las cuales son necesarias, pero que no son de ejecución directamente en la obra.

Dado que, estas son labores realizadas dentro de la jornada laboral y donde el vehículo está siendo utilizado, ya sea para la carga de materiales o para transportar a la cuadrilla y los materiales, para propósitos de costeo de las unidades constructivas, este tiempo está siendo


distribuido dentro de las actividades directas de construcción.

Cabe también destacar la existencia de restricciones a la circulación de vehículos pesados en el área metropolitana, que por disposiciones municipales afecta y limita el tiempo dedicado directamente a la construcción de redes, que no han sido consideradas en la determinación de los tiempos presentados. El Acuerdo COM-005-07 emitido por el Consejo Municipal de la Ciudad de Guatemala, estipula en el artículo 5 que “Conforme la clasificación que determina el artículo 9 del Reglamento de Tránsito, Acuerdo Gubernativo número 273-98, se restringe la circulación de vehículos pesados y especiales de lunes a viernes, en el horario de 5:30 a.m. a 9:00 a.m. teniéndose como vehículo pesado el que tiene más de 3.5 toneladas métricas de peso bruto máximo, que son: autobuses, camiones, remolcadores o cabezales; y, camiones con remolque, y, como vehículo especial, los de peso y dimensiones de autorización especial: vehículos agrícolas; y vehículos especiales movibles con o sin grúa. La señalización que corresponda se instalará en los ingresos al municipio de Guatemala. La restricción se aplica en las vías de circulación, que se enumeran a continuación:…” en dicho artículo se describen 31 tramos importantes de circulación del municipio de Guatemala. Esta medida ha sido implementada por varias municipalidades del área metropolitana, lo que imposibilita la movilidad dentro del municipio y de un municipio a otro dentro de los horarios señalados.De tenerse en cuenta las restricciones de circulación dentro del área metropolitana, lo cual afecta considerablemente la actividad de construcción de líneas eléctricas, el factor de tiempos inevitables sería mayor. 2.1.6. ACTIVIDADES COMPLEMENTARIAS A LA CONSTRUCCIÓN

En todo momento, el responsable de la planeación y ejecución de las actividades es el Jefe de Cuadrilla, de igual forma velará por que se cumplan las medidas de seguridad, tanto para las personas como para los bienes materiales y adicionalmente deberá velar porque se realicen todas las tareas previo a la ejecución de las obras, como lo es la preparación y señalización de área.

a) Actividades previas a la ejecución de las obras Como parte de las actividades de planificación, el Jefe de Cuadrilla a cargo de la obra, con base en los planos y diseños correspondientes, instruirá al personal acerca de la forma en la que se desarrollará el trabajo, a fin de optimizar el tiempo propio del montaje de las instalaciones eléctricas.

Es importante tener en cuenta que trabajar en actividades del sector eléctrico trae implícita una gran responsabilidad, debido a los riesgos a que están expuestas las personas que tienen la misión de construir este tipo de proyectos.

b) Señalización Previo a la ejecución de la obra, el área de trabajo deberá quedar debidamente señalizada con avisos de fácil visibilidad con cinta de peligro, así como, toda la señalización que sea necesaria, indicando que se están realizando trabajos de redes eléctricas para evitar accidentes a terceros y a los propios integrantes de la cuadrilla.

Con esto se persigue que en el área de trabajo se encuentre solamente el personal capacitado para estas tareas, quienes previo a las maniobras deberán ser instruidos sobre la formas más seguras de realizar dicha actividad.

c) Seguridad del Personal Se deberán revisar todos los elementos de protección personal, en especial los arnés de seguridad, la cuerda de vida, cascos, guantes de cuero, cinturón liniero, mangas y lentes protectores para los ojos, los cuales deberán ser utilizados en todo momento durante la realización de los trabajos. El personal que participa en estas maniobras debe estar capacitado para efectuar rescates en caso de atrapamiento en altura.


d) Supervisión: El Jefe de Cuadrilla se ubicará en una posición de modo que pueda controlar toda las maniobras durante la realización de las actividades de construcción, así como, dirigir y supervisar la ejecución de la obra (izado de postes, tendido de líneas, etc.), verificará que en todo momento se observen las medidas de seguridad y que el personal utilice los equipos de seguridad y protección y de igual forma, que el área de trabajo esté libre de tránsito de personas y de vehículos. Verificará el control de calidad de los procesos productivos relacionados con la construcción de líneas de media y baja tensión, los que se llevarán a cabo siguiendo un estricto cumplimiento del plan de prevención de riesgos y la aplicación de las mejores prácticas en la construcción de instalaciones. 2.1.7. DEFINICIÓN DE OTROS COSTOS Y COSTOS INDIRECTOS

Los otros costos y costos indirectos son los indicados en los términos de referencia, y que se resumen en el siguiente gráfico:

En el inciso 3.3.1. “Costos asociados a los costos directos” se definen el:

Costo de stock del 4,5%

Imprevistos del 5%

Mientras que en el inciso 3.3.2. “ Costos indirectos” se definen:

Ingeniería e inspección de obra del 8%

Intereses intercalares del 0,78% para obras de BT y del 1,39% para obras de MT

Existe en los términos de referencia un concepto de “otros costos”, y el concepto de “beneficio del contratista”, para los cuales se asumen:

Otros costos, 1% calculado sobre mano de obra, en concepto de herramientas

Beneficios del contratista, 15% calculado sobre el costo de la mano de obra directa y equipos. 2.1.8. INFORMACIÓN SOBRE VANOS MEDIOS

a) Condiciones técnicas Los vanos estructurados en el diseño de la red modelo responden además de la optimización económica de la relación vanos de media, baja y acometidas (que se describe


con detalle a continuación) a las restricciones sobre la ubicación de postes en las áreas urbanas ya descritas en el informe de etapa A.2, sobre el código municipal de la ciudad de Guatemala y las restricciones para ubicar postes en las esquinas., Este diseño no pretende replicar la red real, pero dado que la empresa modelo debe operar en un mercado físico con restricciones, estas influyen en su diseño con lo cual no es extraño que el algunos aspectos ambas se parezcan, lo contraria, significaría una asimetría entre la empresa real y su calidad de servicio, relaciones con las municipalidades y los vecinos, conflictivas y que resultarían en mayores costos y menor calidad, lo cual no se evidencia en la realidad.

La NTOID, refuerza estos criterios en sus incisos:

La longitud del vano es un parámetro de diseño muy importante en la construcción de una línea eléctrica, porque determina el número de estructuras que se necesitan a lo largo de su trayecto. Como es sabido, la optimización de la longitud del vano está determinado por el número de estructuras y por la altura de las mismas, es decir, una decisión entre usar menos estructuras de mayor costo por ser más altas, o usar más estructuras de menor costo por ser menos altas, cumpliendo en ambos casos con las distancias mínimas de seguridad.

Las ecuaciones utilizadas para la determinación de la longitud del vano son las siguientes:

Si Hc es la altura a la que se instalan los conductores en el poste, f es la longitud de la flecha de la catenaria del conductor y Hms es la altura mínima de seguridad que deben tener los conductores sobre el suelo, donde transitan vehículos o personas; resulta que: la altura mínima que tienen los conductores de la línea en un vano de longitud L es:

Hcm = Hc – f > Hms

Hms = 8.10 m (en postes de 12.20 m); Hc = 8.95 m; de manera que f < 0.85 m

El cálculo de la flecha f es por medio de la siguiente ecuación:

f = PL2 / 8T

Siendo P el peso del conductor en lb/m; L la longitud del vano en metros y T la tensión en lbr.

Tomando en cuenta los datos de densidad de peso de cada conductor, la tensión de ruptura, se encuentra que la longitud de vano tiene los valores que se muestran en la siguiente tabla, para una tensión aplicada del 5 %. Y postes de 12.20 m:

Conductor Tensión ruptura (lbr)

Peso (Lbr/mil pie)

Flecha (m) Tensión aplicada (lbr)

Vano % Trptra

Mistletoe 9,940 522 0.5 497 34.08 5.00%Hawk 19,500 656 0.5 975 42.57 5.00%Tulip 6,150 315 0.5 308 34.50 5.00%Penguin 8,350 291 0.5 418 41.83 5.00%Oxlip 3,830 198 0.5 192 34.34 5.00%Raven 4,380 145 0.5 219 42.92 5.00%Azusa 4,460 115 0.5 223 48.63 5.00%


Si los postes son de 13.72 m; Hc = 10.32 m y Hms = 8.10 m se tiene que f = 2.22 m y la longitud de los vanos, serían los que se muestran en la siguiente:

Un análisis estadístico de la red de distribución de EEGSA arroja vanos entre 25 m en el área urbana y del orden de 50 m en el área rural, tal como se muestra en el siguiente inciso. El resultado anterior es consecuencia de que la red de distribución crece en forma aleatoria, respondiendo a la solicitud de servicios de diferente magnitud y en distintos lugares, con características urbanas o rurales típicas.

Por lo anterior, la determinación de la longitud del vano en el área urbana debe considerar además de los parámetros de diseño de los elementos que constituyen la línea y la topografía del terreno, la longitud de las cuadras y el ancho de las calles o avenidas que en si determinan las condiciones para la prestación del servicio. En una línea de vano muy largo, las acometidas para los servicios tienden a ser más largas y partiendo más acometidas por poste; agudizándose en la medida que el frente de los inmuebles sea menor, porque implica más servicios por cuadra y por ende, por poste.

Por lo tanto, tomando en cuenta estas condiciones estructurales del medio donde debe modelarse la red de distribución, un criterio para encontrar la longitud del vano más adecuado puede ser el que minimice los costos de postes y de longitud de conductor para acometidas, pues la disminución de una de estas variables implica el crecimiento de la otra, es decir, están inversamente relacionadas con la longitud del vano.

b) Restricciones geográficas Existen restricciones geográficas para el desarrollo de la red que no permiten que los vanos alcancen su máximo valor, como la geometría misma de la urbanización y el nivel de tensión solicitado por los usuarios que requieren de atención dedicada.

La explicación que se da en el caso de vanos de menor longitud es que algunos postes son para soportar centros de transformación de usuarios que requieren tensiones eléctricas especiales: 120/208 V, 240/ 480 V, etc, que obligan a colocar un poste especial para la instalación de estos centros de transformación. Mientras que los vanos mayores se presentan en el área rural, donde la densidad de carga es baja y por la misma razón, no se requieren tantos centros de transformación.

Otro factor que influye en la longitud del vano es la geometría de la urbanización, la cual determina cierta uniformidad acorde al tamaño y conformación de las manzanas en un área determinada.

Estas restricciones ambientales se reflejan por el mismo desarrollo de la red real. Considerando como información de base el inventario de kilómetros de la red de media tensión y la cantidad de postes asociados a este nivel de tensión, es posible inferir el vano medio para la totalidad de las redes de MT de la empresa.

La cantidad de kilómetros de la red de MT es de 6987 km, y la cantidad de postes es de 158649, que resultan de sumar la postación de 35', 40' y 45', resultando así un vano medio de 44 mts.


Peso (Lbr/mil pie)


Vano% Trptra

Mistletoe 9,940 522 2 497 68.15 5%Hawk 19,500 656 2 975 85.15 5%Tulip 6,150 315 2 308 69.01 5%Penguin 8,350 291 2 418 83.66 5%Oxlip 3,830 198 2 192 68.69 5%Raven 4,380 145 2 219 85.83 5%Azusa 4,460 115 2 223 97.26 5%


Dado que no es posible asociar la información de los inventarios con la clasificación en áreas urbanas en damero y rurales, se realizó un levantamiento de la información geográfica de la cantidad de postes y su longitud, para circuitos que predominantemente presentaran un perfil urbano y rural.

Los circuitos relevados para zonas urbanas y rurales son:

Zona Urbana

Circuito RMT Postes MT Vano m

11 20.930 656 31,9

12 27.965 910 30,7

14 18.106 677 26,7

15 19.546 954 20,5

17 24.441 602 40,6

18 11.742 325 36,1

20 29.629 867 34,2

21 7.506 284 26,4

22 6.327 291 21,7

23 10.715 432 24,8

24 11.516 463 24,9

25 11.676 448 26,1

26 23.530 624 37,7

28 25.762 708 36,4

29 26.763 756 35,4

30 11.368 395 28,8

31 10.466 368 28,4

32 16.672 509 32,8

33 16.225 524 31,0

34 6.822 231 29,5

35 18.057 506 35,7

36 15.446 496 31,1

37 6.113 197 31,0

39 17.360 546 31,8

40 6.537 329 19,9

41 9.302 390 23,9

42 10.012 542 18,5

43 6.615 267 24,8


Zona Urbana


44 17.993 533 33,8

46 9.190 333 27,6

47 9.305 412 22,6

48 5.567 211 26,4

49 8.471 274 30,9

50 8.709 261 33,4

51 23.652 677 34,9

52 27.931 759 36,8

59 25.898 748 34,6

84 9.573 302 31,7

85 31.946 949 33,7

87 7.231 275 26,3

89 29.577 1260 23,5

90 24.803 887 28,0

97 4.285 186 23,0

98 7.965 366 21,8

99 6.358 237 26,8

101 17.616 545 32,3

102 27.196 730 37,3

103 25.072 713 35,2

110 43.471 1304 33,3

113 53.322 1290 41,3

120 41.198 1297 31,8

121 16.459 489 33,7

122 21.097 627 33,6

126 13.890 469 29,6

127 14.473 574 25,2

128 4.153 130 31,9

129 9.814 346 28,4

136 9.416 346 27,2

137 23.396 895 26,1


Zona Urbana


142 31.653 1720 18,4

154 5.407 259 20,9

155 14.273 426 33,5

156 5.139 204 25,2

157 4.998 168 29,7

163 68.141 1814 37,6

166 21.319 585 36,4

170 38.685 1066 36,3

171 29.382 1344 21,9

175 26.892 945 28,5

176 8.703 290 30,0

180 25.173 811 31,0

181 25.567 892 28,7

182 12.941 454 28,5

183 16.270 468 34,8

186 9.673 286 33,8

189 13.741 407 33,8

191 1.243 33 37,7

Vano medio 1.365.375 44.894 30,4

Zona RURAL

Circuito RMT Postes

MT Vano m 205 197.013 3831 51,4

231 147.877 1923 76,9

197 128.942 2465 52,3

216 82.062 1997 41,1

162 119.796 2532 47,3

230 114.558 2120 54,0

226 46.598 906 51,4

71 18.801 323 58,2

214 12.424 220 56,5

Vano medio 868.071 16.317 53,2

En virtud de lo anterior se concluye que el vano medio en la red de media tensión en áreas


urbanas es 30.4 m, lo cual es resultado del desarrollo de la red ante el surgimiento de servicios que en si constituyen el crecimiento de la demanda.

Por su parte, en el área rural el vano promedio es 53.2 m, lo cual se explica porque el surgimiento de servicios es más limitado en esta área, también la densidad de carga es menor y en consecuencia las líneas tienen conductores de menor sección y los centros de transformación tienen una distribución irregular.

c) Análisis de vanos Con el fin de encontrar un vano óptimo o de mínimo costo, en el ´área urbana se analizaron dos casos: uno de tres postes por cuadra y otro de dos postes también por cuadra, en cuadras de 100 m, anchos de calle de 10 m y frentes de vivienda de 8 metros; el primer caso da un vano de 37 m mientras que en el segundo caso, el vano resulta de 55 m.

Vano colocando 3 postes por cuadra

V Va a

L c

Vano colocando 2 postes por cuadra.

L

Va a

Siendo N el número de vanos / km y M es el (número de postes -1) /km, ya que el último postes coincide con el primero del siguiente km de línea.

Al analizar el número de acometidas por poste, se tiene que en el primer caso, cada poste tiene 4 longitudes diferentes de acometida hacia un lado: dos en la acera donde está el

Geometría de vano para 3 ó 2 postes por cuadra en m

Postes/cuadra L c a V M N Frente casa Acm/cuadra Acmt/pst3 100 10 13.33 36.67 27.27 27.27 8 25 8.332 100 10 22.50 55.00 18.18 18.18 8 25 12.5


poste a 4m y 8 m del poste y dos atravesando la calle; y en esa forma otras 4 equivalentes hacia el otro lado del poste, lo cual da 8 acometidas por poste en total. En el caso de dos postes por cuadra, cada poste tiene 6 acometidas diferentes hacia un lado: 3 sin atravesar la calle a 4m, 8 m y 20 m del poste, y 3 atravesando la calle, y otras 6 equivalentes hacia el otro lado, lo cual da 12 acometidas por poste. En el primer caso, la longitud de acometidas es de 217 m/cuadra, tomando en cuenta la diferencia de alturas entre el punto del poste y el punto donde se tensa el cable para introducirlo al tubo de acometida, así las distancias horizontales y la catenaria. En la misma forma, en el segundo caso, es 359 m. requiriéndose 82 m más, es decir, la opción de 2 postes por cuadra significa un poste menos, pero 82 m más de cable de acometida.

El hecho de requerir de haber más conductor en acometidas, significa también que se incrementan las pérdidas por que la intensidad de corriente promedio de acometida recorre 82 m más.

Al considerar que la intensidad de corriente de cada acometida es de 14.71 A y que se usa el conductor triplex # 4, el valor presente de dichas pérdidas en 25 años, a una tasa de actualización del 7 % anual y al precio de 147 $/MWh, la comparación de costos incrementales entre esas opciones muestra que la opción de 3 postes por cuadra es la de menor costo. Los resultados están en el archivo en Excel “Longitud de vano” y se resumen en la siguiente tabla:

Comparación de costos con 2 ó 3 postes por cuadra.

El resultado anterior muestra que es más económico el vano de 3 postes por cuadra.

Por otro lado y para reforzar el resultado anterior, en el área urbana la línea de media tensión siempre compartirá sus estructuras con las líneas de la red de baja tensión. El diseño mecánico del vano para la red de baja tensión, con cable triplex entorchado y con el neutro forrado, en un vano de 37 m implica mejores condiciones mecánicas que aseguran el cumplimiento del requisito que impone la distancia mínima de seguridad en calles con tránsito de vehículos, que un vano mayor como el que implicaría la construcción de 2 postes por cuadra, tal como se muestra en la siguiente tabla:

Por lo anteriormente expuesto, se adoptó para la red modelo en el área urbana, el vano que implica la instalación de tres postes por cuadra, el cual puede ser entre 33 m a 37 m dependiendo de la longitud de la cuadra. Este vano implica, en el caso del conductor Mistletoe, una tensión aplicada de 497 libras y una flecha de 0.6 m.

El respaldo de los análisis y resultados presentados, se encuentra en el archivo “Longitud de Vano.xls”.

En el área rural, donde la densidad de demanda es relativamente baja, principalmente por la reducida concentración con que se presentan las viviendas, incidiendo en escasas acometidas por poste, el vano puede ser mayor, también porque no siempre llevará red de

Comparación de costos en $ Valor presente en $ de GRANpérdidas adicionales TOTAL

Postes por cuadra Conductor m $ Conductor Postes $ postes Total Δ pérdidas kW VP prds $ $3 275.17 267.4256508 3 657.12 $924.55 0 0 $924.552 359.06 348.9582049 2 $547.49 $896.45 240 $410.51 $1,306.96


Peso (Lbr/mil pie) Flecha (m) Tensión

aplicada (lbr) Vano % TrptraTriplex 1/0 4,380 566 0.5 657 37.62 15%Triplex 1/0 4,380 566 1 657 53.21 15%


baja tensión. Finalmente, porque en algunos casos estará por caminos que no son transitados por vehículos automotores.

Las consideraciones anteriores conducen a adoptar un vano de 50 m en el área rural, tanto para las líneas de media tensión, como para las líneas de baja tensión. 2.1.9. INFORMACIÓN SOBRE CANTIDAD DE POSTES COMPARTIDOS ENTRE LA RED DE AT, MT Y BT

Se realizó la extracción de la información de postes –sin considerar cajas y bóvedas- de la tabla de ID_Ubicaciones de la información presentada en respuesta a los requisitos de resolución CNEE-50-2011 al 31/12/2011.

Se obtuvo la siguiente tabulación de postes por tensión:

TENSIONES POSTES PORCENTAJE

AT 3387 1,31%

MT 34810 13,50%

BT 107850 41,81%

AT + MT 1069 0,41%

AT + BT 300 0,12%

MT + BT 108872 42,21%

AT + MT + BT 973 0,38%

Sin Tension 669 0,26%

257930 100,00%

Atendiendo los lineamientos indicados en los Términos de Referencia, el total de postes compartidos por nivel de tensión resulta:

Postación compartida BT 50,08%

Postación compartida MT 1,40%

2.1.10. INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA SOBRE LA RED DE BT

En el inciso 4.3.1 de los Términos de Referencia, se menciona que deben considerarse “Centros de Transformación MT/BT de distintas tensiones, tipos, y potencias considerando 4 salidas de por Centro de Transformación”, en relación al número de salidas existe una divergencia de criterios con la normativa y características del mercado de EEGSA.

La cantidad de salidas que por criterios constructivos, norma de diseño, el desarrollo de la red en el trazado urbano, y restricciones municipales no puede atenerse a los lineamientos dados en los términos de referencia, sino que debe ajustarse a 2 salidas.

El adoptar, para los Centros de Transformación tienen una salida que bifurca en 2 ramales, uno a cada lado del Centro de Transformación se debe básicamente a la ubicación que tiene el centro de transformación en el arreglo urbano, porque se debe colocar en un punto tal que evite las esquinas de la manzana donde se cumpla la normativa vigente, se evite el riesgo de choques de vehículos, no reduzca el radio de giro de vehículos de gran porte y no reduzca la visibilidad de la circulación vehicular en esquinas.

En el Acuerdo COM-002-2002, de la Municipalidad de Guatemala, Reglamento de uso de la vía pública, en el artículo 21, inciso c), se establece que “no se permitirá ubicar postes en las


esquinas o en el área comprendida dentro del ochavo….”.

Asimismo, resulta evidente que en el caso de considerar 4 salidas, considerando que el poste no puede estar en la esquina, necesariamente existirá un solapamiento de redes que redundará en una mayor cantidad de km de red necesarias para la prestación del servicio.

Complementariamente a lo presentado se adjunta el archivo con el análisis de esta condición bajo el nombre “dos salidas versus 4 salidas.xls”, en el que se concluye que es más económico contar con dos salidas por transformador en vez de 4 salidas, lo cual vale también para transformadores de 75 kVA para una red hasta de 260 m de longitud (8 postes).

2.1.11. INFORMACIÓN COMPLEMENTARIA SOBRE ACOMETIDAS

Conforme el numeral 4.4.8.1, inciso 3 de los TdR publicados en la Resolución CNEE-161-2012, para el cáclulo del VNR de las acometidas a usuarios de baja tensión, se procedió a determinar la longitud media real de las acometidas y los resultados se presentan en la tercera columna del cuadro Resultados de los cálculos de la longitud de acometida que aparece inmediatamente antes del numeral 2.3 de este informe. No obstante, la longitud de acometidas en los clientes debe corregirse por un factor que permita la contabilidad de la longitud de conductor en comparación con la longitud horizontal entre poste y medidor resultante del proceso de geoposicionamiento, debido a la distancia vertical (entre secundario y medidor) y la catenaria del conductor.

El cable de acometida parte del poste de red de baja tensión, a una altura de 6.40 m sobre el suelo. Atraviesa una calle de 8.0 m y alimenta el medidor de una vivienda que dista 23.68 m del punto que está frente al poste del otro lado de la calle. Esto hace que la distancia entre el poste y el medidor proyectada en un plano sea 25.0 m, como ilustra la figura siguiente:.


Por otro lado, el conductor no llega directamente al medidor sino que lo hace a un punto que soporta la tensión mecánica del mismo, debida a su peso longitudinal, y que está a 5.50 m sobre el suelo, cuando el conductor de acometida cruza la calle, ya que la distancia mínima de seguridad que establecen las NTDOID es 5.0 m cuando el cable es de baja tensión y cruza lugares con acceso a tránsito. (Tabla No. 2 de las NTDOID). Por lo tanto, la distancia radial desde el punto de conexión a la red de baja tensión al punto de sujeción donde está el medidor es 25.07 m.

Finalmente, la longitud del cable de acometida, debido a la curva catenaria que forma su peso por unidad de longitud y sostenido en ambos extremos es mayor a 25.07 m, lo cual dependerá de la tensión mecánica a la que esté sometido el cable. En la práctica, esta tensión es de un 15 % a un 20 % la tensión de ruptura del conductor, lo cual hace que la longitud del cable sea entre 3% y 5 % mayor, por lo que se toma el 4 %. A esta magnitud, debe agregarse la longitud que va por el tubo hasta llegar al contador, la cual depende de la altura a la que va el contador que en su mayoría es 2.70 m.

Por lo tanto, en el caso de medidores que están en el lado de la calle donde está el poste de donde se deriva la acometida, la longitud a agregar es 4.50 m – 2.70 m = 1.80 m; mientras que para los medidores que requieren que la acometida atraviese la calle, la longitud a agregar es 5.50 m–2.70 m = 2.8 m. En la siguiente gráfica se ilustra con línea gruesa la longitud del cable de acometida.

Poste

25 m

23.68 m sobre la misma acera del poste.

Medidor

8 m Ancho de la calle

0.90 m

25 m

25.02 m


En las siguientes tablas se muestran las longitudes del cable de acometida, según la distancia horizontal y paralela a la calle del medidor al poste donde se conecta a la red de baja tensión. Así mismo se da un factor promedio para la distancia indicada de 1 a 10 m, de 11 a 20 m y de 20 m y más.

Longitud de acometida cuando esta no atraviesa la calle, función distancia al poste.

Longitud de acometida cuando esta atraviesa la calle, función distancia al mismo poste sobre la misma acera de este.

Finalmente dado que la distancia horizontal promedio entre la red secundaria y la medición es de 17 metros y considerando que los clientes se distribuyen de manera uniforme a ambas

M e did o r

D eriv ac ió n e n e l po ste .

D ista n cia ho r izo nta l.

D istan cia ra d ia l.

Dis tancia horizontal del

medidor a l pos te s obre la mis ma

a cera (m)

Longitud del ca ble de

acometida (m)

Fa ctor

1 4.035 7.36 1.4710 12.3911 13.4115 17.52 1.1720 22.6921 23.7325 27.87 1.1130 33.06

Distancia hori zonta l del

medidor al poste s obre la mis ma

acera (m)

Longi tud del ca ble de

acometida (m)

Fa ctor

1 11.245 12.66 2.5310 16.1511 16.9815 20.50 1.3720 25.2221 26.1925 30.11 1.2030 35.10


aceras de un trazado convencional, se aplica el promedio de los valores descritos en las tablas anteriores para la distancia horizontal media, con lo cual resulta un factor de 1.27 a aplicar a la longitud horizontal media de acometidas para determinar la longitud total de cable equivalente.

Resultado de los cálculos de la Longitud de Acometidas

UNIDADES CONSTRUCTIVAS Y CÓMPUTO DE RECURSOS Dada la gran cantidad de unidades constructivas y el volumen de información asociado la información relativa al cómputo de recursos se presenta en el Anexo 4 de este informe.

VALORES EFICIENTES DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS Los términos de referencia solicitan que los resultados del costeo eficiente de las unidades constructivas se presente en un formato específico, indicado en un anexo de los mismos.

Los resultados en este formato se presentan en el Anexo 4 de este informe.

A continuación se presenta el resumen de costos para cada unidad constructiva, desglosando el monto en sus componentes Transables y no Transables:

UUCC de Acometidas

NO.Tipo Conductor

AcometidaLongitud Promedio Según

Resolucion 50 2011 (Metros)

Factor de Multiplicacion para

Acometidas

Longitud Acometida Ajustada (Metros)

1 AL ent. 2 #6 17.67 1.27 22.442 AL ent. 3 #1/0 21.45 1.27 27.243 AL ent. 3 #2 16.88 1.27 21.444 AL ent. 3 #4 17.38 1.27 22.085 AL ent. 3 #4/0 16.00 1.27 20.326 AL ent. 3 #4/0 y 1 #2/0 20.00 1.27 25.407 AL ent. 4 #1/0 15.53 1.27 19.728 AL ent. 4 #2 17.96 1.27 22.819 AL ent. 4 #4 16.40 1.27 20.8310 AL ent. 4 #4/0 18.06 1.27 22.94

Item Nombre_UUCCCosto Total No

TransablesCosto Total Transables TOTAL

1 Servicio Triplex No. 4 13.75$ 32.53$ 46.28$

2 Servicio Triplex No. 2 20.14$ 42.61$ 62.75$ 3 Servicio Triplex No. 1/0 25.88$ 89.23$ 115.11$

4 Servicio Triplex No. 4/0 32.37$ 125.57$ 157.94$

5 Servicio Triplex 2 No.2 1 No. 4 21.00$ 53.32$ 74.31$ 6 Servicio Cuadruplex No. 4 31.76$ 47.92$ 79.68$

7 Servicio Cuádruplex No.2 32.98$ 63.78$ 96.76$

8 Servicio Cuádruplex 1/0 40.88$ 92.74$ 133.62$ 9 Servicio Cuádruplex 4/0 45.54$ 150.84$ 196.37$


UUCC de Subestaciones de MT_BT

Item Descripción de la InstalaciónCosto Total

No Transables

Costo Total Transables TOTAL

1 SE 50kVA TIPO PEDESTAL 747.01$ 3,967.52$ 4,714.54$ 2 SE 112.5kVA TIPO PEDESTAL -$ -$ -$ 3 SE 225 KVA PEDESTAL 1,367.25$ 11,200.32$ 12,567.57$ 4 SE 300 KVA PEDESTAL 1,596.82$ 13,877.36$ 15,474.18$ 5 SE 500 KVA PEDESTAL 2,038.74$ 19,030.73$ 21,069.46$ 6 SE 750 KVA PEDESTAL 3,229.44$ 32,915.93$ 36,145.37$ 7 SE 1000kVA TIPO PEDESTAL -$ -$ -$ 8 SE 3x10kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 772.99$ 3,913.99$ 4,686.98$ 9 SE 3x25kVA TIPO POSTE CONCRETO (CON POSTE) 900.28$ 5,042.54$ 5,942.82$

10 SE 3x50kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 1,096.99$ 7,336.48$ 8,433.47$ 11 SE 3x75kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 1,186.17$ 8,376.38$ 9,562.55$ 12 SE 2x10kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 688.01$ 2,922.97$ 3,610.98$ 13 SE 2x25kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 787.94$ 3,732.46$ 4,520.40$ 14 SE 1x10+1x25kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 761.49$ 3,486.87$ 4,248.36$ 15 SE 1x10+1x50kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 738.00$ 3,877.00$ 4,615.00$ 16 SE 1x25+1x50kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 792.10$ 4,507.91$ 5,300.02$ 17 SE 1X10 KVA 190.07$ 1,219.58$ 1,409.65$ 18 SE 1X25 KVA 244.42$ 1,853.36$ 2,097.78$ 19 SE 1X50 KVA 272.18$ 2,177.10$ 2,449.28$ 20 SE 1X75 KVA 298.77$ 2,487.25$ 2,786.02$ 21 -$ -$ -$ 22 -$ -$ -$ 23 SE 3X10 KVA (SIN POSTE) 529.98$ 3,483.40$ 4,013.38$ 24 SE 3X25 KVA (SIN POSTE) 657.28$ 4,611.97$ 5,269.24$ 25 SE 3X50 KVA (SIN POSTE) 848.85$ 6,846.00$ 7,694.85$ 26 SE 3X75 KVA (SIN POSTE) 938.03$ 7,885.90$ 8,823.92$ 27 SE 2X10 KVA (SIN POSTE) 439.86$ 2,432.48$ 2,872.33$ 28 SE 2X25 KVA (SIN POSTE) 539.80$ 3,241.98$ 3,781.78$ 29 SE 1X10+1X25 KVA (SIN POSTE) 440.23$ 3,025.41$ 3,465.64$ 30 SE 1X10+1X50 KVA (SIN POSTE) 468.24$ 3,352.01$ 3,820.25$ 31 SE 1X25+1X50 KVA (SIN POSTE) 522.34$ 3,982.93$ 4,505.27$ 32 SE SUBTERRÁNEA 1F 50kVA 884.60$ 5,571.92$ 6,456.51$ 33 SE SUBTERRÁNEA 1F 75kVA 949.04$ 6,323.41$ 7,272.44$ 34 SE 300kVA INTERIOR 2,717.74$ 26,948.86$ 29,666.60$ 35 SE 500 KVA INTERIOR 2,812.00$ 28,048.04$ 30,860.04$ 36 SE 750 KVA INTERIOR 3,454.49$ 35,540.32$ 38,994.81$ 37 SE 1X5 KVA 172.84$ 1,018.70$ 1,191.54$ 38 SE 3.5 KVA (CON POSTE) 705.49$ 3,126.86$ 3,832.35$ 39 SE 3X5 KVA (SIN POSTE) 462.48$ 2,696.27$ 3,158.75$ 40 SE 2X5 KVA (CON POSTE) 680.43$ 2,834.56$ 3,514.99$ 41 SE 2X5 KVA (SIN POSTE) 432.27$ 2,344.07$ 2,776.34$ 42 SE 1X5 + 1X10 KVA (SIN POSTE) 368.90$ 2,193.61$ 2,562.51$ 43 SE 1X5 + 1X25 KVA (SIN POSTE) 423.00$ 2,824.53$ 3,247.53$ 44 SE 1X5 + 1X50 KVA (SIN POSTE) 451.01$ 3,151.14$ 3,602.15$ 45 SE 1X5 + 1X10 KVA (CON POSTE) 691.13$ 2,791.68$ 3,482.81$ 46 SE 1X5 + 1X25 KVA (CON POSTE= 745.24$ 3,422.59$ 4,167.83$ 47 SE 1X5 + 1X50 KVA (CON POSTE) 773.24$ 3,749.20$ 4,522.44$ 48 Salida de Circuito en Subterráneo para Subestacion 3,198.78$ 11,338.34$ 14,537.12$


UUCC de Redes de Media Tensión

Area de Aplicación de UUCC Descripción de la InstalaciónCosto Total No

TransablesCosto Total Transables

TOTAL

Zonas AUD AD y MDS RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA PC 15,278.80$ 36,954.77$ 52,233.57$ Zonas AUD AD y MDS RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA PC 13,932.36$ 32,101.92$ 46,034.28$ Zonas AUD AD y MDS RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA PC 12,473.83$ 28,137.98$ 40,611.81$ Zonas AUD MDI y BD RED AEREA 3F AAC 556 CENTRADA PC 13,849.58$ 34,100.94$ 47,950.52$ Zonas AUD MDI y BD RED AEREA 3F AAC 336 CENTRADA PC 13,261.73$ 29,624.75$ 42,886.48$ Zonas AUD MDI y BD RED AEREA 1F AAC 4/0 PC -$ -$ -$ Zonas AUD MDI y BD RED AEREA 2F AAC 4/0 PC -$ -$ -$ Zonas AUD MDI y BD RED AEREA 3F AAC 4/0 CENTRADO PC 12,274.67$ 27,389.25$ 39,663.92$ Zonas AUD MDI y BD RED AEREA 1F ACSR 1/0 PC 9,730.83$ 19,664.02$ 29,394.85$ Zonas AUD MDI y BD RED AEREA 2F ACSR 1/0 PC 12,155.30$ 22,428.63$ 34,583.93$ Zonas AUD MDI y BD RED AEREA 3F ACSR 1/0 BANDERA PC 13,018.84$ 25,976.01$ 38,994.85$

Zonas AUD 3, 4 y especiales subterránea RED SUBTERRÁNEA XLPE URD CU 1/0 6,005.96$ 41,773.23$ 47,779.18$ Zonas AUD 3, 4 y especiales subterránea RED SUBTERRÁNEA XLPE URD CU 4/0 7,222.62$ 55,961.10$ 63,183.71$

Zonas vegetación RED AEREA 3F AAC 556 SEMIPROTEGIDO PC 11,668.10$ 49,533.50$ 61,201.61$ Zonas vegetación RED AEREA 3F AAC 336 SEMIPROTEGIDO PC 15,148.91$ 50,134.78$ 65,283.68$ Zonas vegetación RED AEREA 1F AAC 4/0 SEMIPROTEGIDO PC 6,020.34$ 15,616.87$ 21,637.21$ Zonas vegetación RED AEREA 2F AAC 4/0 SEMIPROTEGIDO PC 9,910.03$ 25,589.17$ 35,499.20$ Zonas vegetación RED AEREA 3F AAC 4/0 SEMIPROTEGIDO PC 13,154.53$ 35,943.41$ 49,097.93$ Zonas vegetación RED AEREA 1F ACSR 1/0 SEMIPROTEGIDO PC 8,566.87$ 19,509.55$ 28,076.42$ Zonas vegetación RED AEREA 2F ACSR 1/0 SEMIPROTEGIDO PC 11,656.08$ 31,751.26$ 43,407.33$ Zonas vegetación RED AEREA 3F ACSR 1/0 SEMIPROTEGIDO PC 12,250.90$ 41,280.97$ 53,531.87$

Zonas rurales convencional RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA PX 11,434.93$ 29,084.13$ 40,519.06$ Zonas rurales convencional RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA PX 10,447.79$ 24,728.18$ 35,175.97$ Zonas rurales convencional RED AEREA 1F AAC 4/0 PX 7,114.57$ 14,434.50$ 21,549.07$ Zonas rurales convencional RED AEREA 2F AAC 4/0 PX 8,318.22$ 18,299.01$ 26,617.23$ Zonas rurales convencional RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA PX 9,738.67$ 21,440.82$ 31,179.50$ Zonas rurales convencional RED AEREA 1F ACSR 1/0 PX, BANDERA 7,241.59$ 14,125.81$ 21,367.39$ Zonas rurales convencional RED AEREA 2F ACSR 1/0 PX BANDERA 8,770.39$ 16,592.97$ 25,363.36$ Zonas rurales convencional RED AEREA 3F ACSR 1/0 BANDERA PX 9,072.01$ 17,692.20$ 26,764.21$

Zona costa +5km hasta 350 msnm AUD RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA + HILO GUARDIA PC 14,523.48$ 40,251.78$ 54,775.26$ Zona costa +5km hasta 350 msnm AUD RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA + HILO GUARDIA PC 13,862.11$ 34,246.55$ 48,108.66$ Zona costa +5km hasta 350 msnm AUD RED AEREA 1F AAC 4/0 PC -$ -$ -$ Zona costa +5km hasta 350 msnm AUD RED AEREA 2F AAC 4/0 PC -$ -$ -$ Zona costa +5km hasta 350 msnm AUD RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA + HILO GUARDIA PC 12,016.38$ 29,741.77$ 41,758.15$ Zona costa +5km hasta 350 msnm AUD RED AEREA 1F AAAC 1/0 PC 8,541.54$ 19,486.23$ 28,027.77$ Zona costa +5km hasta 350 msnm AUD RED AEREA 2F AAAC 1/0 PC bandera 11,048.17$ 21,633.36$ 32,681.53$ Zona costa +5km hasta 350 msnm AUD RED AEREA 3F AAAC 1/0 BANDERA + HILO GUARDIA PC 11,518.72$ 27,335.00$ 38,853.72$

Zona costa +5km hasta 350 msnm RURAL RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA + HILO GUARDIA 10,983.85$ 31,719.39$ 42,703.24$ Zona costa +5km hasta 350 msnm RURAL RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA + HILO GUARDIA 10,515.15$ 25,803.63$ 36,318.78$ Zona costa +5km hasta 350 msnm RURAL RED AEREA 1F AAC 4/0 PX 6,541.38$ 14,678.88$ 21,220.26$ Zona costa +5km hasta 350 msnm RURAL RED AEREA 2F AAC 4/0 PX 8,512.83$ 19,511.21$ 28,024.04$ Zona costa +5km hasta 350 msnm RURAL RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA + HILO GUARDIA PX 9,375.54$ 23,102.46$ 32,478.00$ Zona costa +5km hasta 350 msnm RURAL RED AEREA 1F AAAC 1/0 PX 7,500.98$ 13,812.11$ 21,313.09$ Zona costa +5km hasta 350 msnm RURAL RED AEREA 2F AAAC 1/0 PX 9,026.00$ 18,269.19$ 27,295.19$ Zona costa +5km hasta 350 msnm RURAL RED AEREA 3F AAAC 1/0 BANDERA + HILO GUARDIA PX 8,447.64$ 17,950.48$ 26,398.12$

Zona costa hasta 5km AUD RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA + HILO GUARDIA PM 13,278.98$ 34,628.60$ 47,907.59$ Zona costa hasta 5km AUD RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA + HILO GUARDIA PM 12,661.70$ 29,089.53$ 41,751.23$ Zona costa hasta 5km AUD RED AEREA 1F AAC 4/0 PM -$ -$ -$ Zona costa hasta 5km AUD RED AEREA 2F AAC 4/0 PM -$ -$ -$ Zona costa hasta 5km AUD RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA + HILO GUARDIA PM 11,404.90$ 26,292.30$ 37,697.20$ Zona costa hasta 5km AUD RED AEREA 1F AAAC 1/0 PM 8,104.07$ 17,296.84$ 25,400.91$ Zona costa hasta 5km AUD RED AEREA 2F AAAC 1/0 PM 10,467.58$ 21,357.65$ 31,825.22$ Zona costa hasta 5km AUD RED AEREA 3F AAAC 1/0 BANDERA + HILO GUARDIA PM 10,426.32$ 22,813.34$ 33,239.65$

Zona costa hasta 5km RURAL RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA + HILO GUARDIA PM 10,890.38$ 31,097.93$ 41,988.31$ Zona costa hasta 5km RURAL RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA + HILO GUARDIA PM 10,441.41$ 24,943.73$ 35,385.14$ Zona costa hasta 5km RURAL RED AEREA 1F AAC 4/0 PM 6,646.02$ 15,402.63$ 22,048.65$ Zona costa hasta 5km RURAL RED AEREA 2F AAC 4/0 PM 8,444.10$ 19,249.67$ 27,693.77$ Zona costa hasta 5km RURAL RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA + HILO GUARDIA PM 9,204.64$ 21,297.27$ 30,501.92$ Zona costa hasta 5km RURAL RED AEREA 1F AAAC 1/0 PM BANDERA 6,546.43$ 13,633.28$ 20,179.71$ Zona costa hasta 5km RURAL RED AEREA 2F AAAC 1/0 PM BANDERA 8,291.77$ 16,847.74$ 25,139.51$ Zona costa hasta 5km RURAL RED AEREA 3F AAAC 1/0 BANDERA + HILO GUARDIA PM 10,543.76$ 24,104.52$ 34,648.28$


UUCC de Medidores

UUCC de Bajada Primaria

UUCC de Equipos de Protección y Compensación

Item Nombre_UUCC Costo Total No Transables

Costo Total Transables

TOTAL

1 Servicio Triplex NO. 4 SIN DEMANDA 15.17$ 36.36$ 51.54$ 2 Servicio Triplex NO. 4 CON DEMANDA 23.15$ 135.83$ 158.98$ 3 Servicio Triplex No 2 23.15$ 135.83$ 158.98$ 4 Servicio Triplex 1/0 23.15$ 135.83$ 158.98$

5 Servicio Triplex 4/0 23.15$ 135.83$ 158.98$ 6 Servicio Triplex 2y14 23.15$ 135.83$ 158.98$ 7 Servicio Cuadruplex 4 23.80$ 143.92$ 167.71$ 8 Servicio Cuadruplex 2 23.80$ 143.92$ 167.71$ 9 Servicio Cuadruplex 1/0 23.80$ 143.92$ 167.71$

10 Servicio Cuadruplex 4/0 23.80$ 143.92$ 167.71$ 11 Medidor Servicio >70<100 KW 156.20$ 1,159.09$ 1,315.29$ 12 Medidor Servicio >100 KW 567.88$ 5,511.49$ 6,079.37$ 13 MedidorSalidaCircuitos132kv 1,374.43$ 11,584.27$ 12,958.70$

Item Zona Costo Total No Transables


1 Bajada Primaria 323.88$ 1,668.64$ 1,992.52$

Item Nombre_UUCC Costo Total No Transables


1 SECCIONADOR AUTOMATIZADO 3,130.66$ 20,706.46$ 23,837.12$ 2 RESTAURADOR AUTOMATIZADO TRIFASICO 3,444.89$ 24,370.82$ 27,815.71$ 3 RESTAURADOR AUTOMATIZADO MONOFASICO 1,862.18$ 18,569.48$ 20,431.66$ 4 FUSIBLE 15T 66.04$ 135.33$ 201.37$ 5 FUSIBLE 25T 66.06$ 135.54$ 201.61$ 6 FUSIBLE 40T 66.09$ 135.85$ 201.94$ 7 FUSIBLE 65T 66.35$ 138.95$ 205.30$ 8 FUSIBLE 100T 67.71$ 154.79$ 222.51$ 9 SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 140 A. 3 CONTEOS 132.68$ 912.40$ 1,045.08$

10 SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 140 A. 2 CONTEOS 132.68$ 912.40$ 1,045.08$ 11 SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 70 A. 3 CONTEOS 130.74$ 889.74$ 1,020.47$ 12 SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 70 A. 2 CONTEOS 130.74$ 889.74$ 1,020.47$ 13 SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 50 A. 3 CONTEOS 129.38$ 873.89$ 1,003.27$ 14 REGULADOR DE VOLTAJE 250 KVA 2,452.81$ 19,693.83$ 22,146.63$ 15 REGULADOR DE VOLTAJE 114 KVA 2,049.77$ 14,993.88$ 17,043.65$ 16 BANCO DE CAPACITORES 900 KVAr 1,618.26$ 15,320.56$ 16,938.82$ 17 BANCO DE CAPACITORES 300 KVAr 919.89$ 7,176.63$ 8,096.52$ 18 CUCHILLAS SECCIONADORAS 13.2KV 497.35$ 1,361.68$ 1,859.03$


UUCC de Redes de Baja Tensión

Item Descripción de la InstalaciónCosto Total No

TransablesCosto Total Transables TOTAL

1 RED AEREA ENTORCHADO 4/0 PC 9,369.98$ 14,211.58$ 23,581.57$ 2 RED AÉREA Entorchado 1/0 PC 9,175.20$ 11,613.99$ 20,789.18$ 3 RED AÉREA Entorchado 4/0 PM 9,297.32$ 13,137.08$ 22,434.40$ 4 RED AEREA ENTORCHADO 1/0 PM 9,083.89$ 10,643.56$ 19,727.45$ 5 RED INTERNA ducto barra 9,777.99$ 8,094.05$ 17,872.03$ 7 RED SUBTERRÁNEA XLPE URD AL 4/0 5,739.78$ 16,021.99$ 21,761.77$ 8 RED AÉREA Entorchado 4/0 PCC 4,791.36$ 8,917.92$ 13,709.28$ 9 RED AÉREA Entorchado 1/0 PCC 3,917.80$ 5,786.50$ 9,704.30$


ANEXO I – DESCRIPCIÓN DE ARMADOS PARA LÍNEAS


DESCRIPCION Y JUSTIFICACIÓN DE LOS ARMADOS UTILIZADOS EN LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS PARA LÍNEAS.

En la conformación de unidades constructivas para conformar la red modelo de distribución, se consideraron los siguientes armados, los cuales son necesarios dadas las condiciones urbanas y topográficas donde se concibe la optimización de dicha red.

Estos armados pueden ser monofásicos, de dos fases o tres fases; además pueden distinguirse por el tipo de aisladores y por el uso de hilo de guarda, según el área en la que se modele la red: urbana o rural ya sea en un medio convencional, de costa o salina. También pueden aplicar a las líneas de baja tensión, con sus características constructivas propias de ese nivel de tensión.

Todos los armados fueron considerados en bandera, dada la necesidad de guardar las distancias mínimas de seguridad establecidas en las Normas Técnicas de diseño y operación de instalaciones de distribución _NOTDOID_ a las viviendas que suelen crecer a uno, dos y hasta tres niveles.

Los armados considerados son los siguientes:

TANGENTE,0°-10° Las estructuras 3φ en media tensión cuyos conductores forman un ángulo entre 0° y 10°, por lo pequeño de ángulo, se consideran como estructuras tangentes, donde no es necesario utilizar retenidas ni anclas para compensar la fuerza resultante que provoca el ángulo entre las líneas.

Esta unidad constructiva, como se puede observar, esta formada por un crucero de madera, 3 soportes rectos para madera (tipo pin), 3 aisladores tipo pin y un refuerzo para crucero (brace) en bandera.

ÁNGULO 10° - 30° Las estructuras en bandera 3φ,cuyos conductores de media tensión forman un ángulo


leve,entre10° y 30°,se hace necesario la utilización de un anclaje en bandera de asta simple en la bisectriz del ángulo para compensar la fuerza resultante que se genera por el ángulo entre las líneas.(Ver unidad constructiva del ancla en bandera de asta simple abajo)

Al igual que en la estructura o armado anterior, la construcción en bandera en la mayoría de los casos logra el propósito de conseguir la libranza requerida a edificios, rótulos u otros objetos y es ideal para banquetas iguales o menores a 1 m de ancho.

Este armado se utiliza para requerimientos de ángulos livianos, entre 10° y30°,que pueda tener la topografía del terreno.

Como se puede observar, el armado consiste en dos cruceros de madera, 6 soportes rectos para madera (tipo pin), 6 aisladores tipo pin y dos refuerzos para crucero (brace) en bandera, adicional al ancla en bandera de asta simple que se utiliza en la bisectriz del ángulo.

REMATE DOBLE EN ÁNGULO, 30°- 60° Las estructuras en bandera 3φ cuyos conductores de media tensión forman un ángulo mediano, entre 30° y 60°,se hace necesario la utilización de un anclaje en bandera de asta simple en la bisectriz del ángulo para compensar la fuerza resultante que se genera por el ángulo entre las líneas.


Al igual que en la estructura de ángulo liviano entre 10° y 30°, la construcción en bandera en la mayoría de los casos logra el propósito de conseguir la libranza requerida a edificios, rótulos u otros objetos y es ideal para banquetas iguales o menores a 1 m.

Esta estructura se utiliza para requerimientos de ángulos medianos, entre 30° y 60°, que pueda tener la topografía del terreno y como se puede observar, está conformada por dos cruceros de madera, 6 soportes rectos para madera (tipo pin), 6 aisladores tipo pin, 6 cadenas de remate y dos refuerzos para crucero (brace) en bandera, adicional al ancla en bandera de asta simple que se utiliza en la bisectriz del ángulo.

REMATE SENCILLO Cualquier estructura de construcción en bandera, donde rematen conductores de media tensión,deberá anclarse con un anclaje para crucero en bandera con tirante ¼”, para compensar la fuerza resultante que se genera por el remate de los conductores.

Esta estructura se utiliza para remates de línea en estructuras con crucero en bandera y para el efecto se utiliza un stub de concreto con anclaje para stub con tirante de ¼.


Como se puede observar, la unidad constructiva está conformada por dos cruceros de madera, 3 cadenas de remate y dos refuerzos para crucero (brace) en bandera, adicional a los herrajes anteriores, hay que utilizar dos anclajes adicionales: uno para el crucero de remate en bandera con tirante de ¼” el que utiliza un stub para el efecto, y el otro, es el anclaje para el stub mismo, con tirante ¼”.

DOBLE REMATE SENCILLO EN ÁNGULO 60°- 90°

Esta estructura constructiva se utiliza en desviaciones de la línea que obedecen a la topografía del terreno y que forman ángulos entre 60° y 90°, para lo cual se hace necesario hacer un remate sencillo en cada uno de los lados de la estructura. Como se puede observar en la unidad constructiva, en el remate del lado de la fuente (nivel superior) se utiliza un remate sencillo para crucero en bandera, y para el remate del lado de la carga (nivel inferior)se utiliza un remate sencillo en construcción centrada.

Esta estructura o armado se utiliza para requerimientos de ángulos fuertes, entre 60° y 90°, que pueda tener la topografía del terreno.

Este armado, está conformada por dos remates sencillos, uno para crucero en bandera con stub, y el otro un remate sencillo en construcción centrada, en ambos remates sencillos se deben conectar eléctricamente cada una de las fases del remate con crucero en bandera (fuente) con las correspondientes fases del remate sencillo construcción centrada (carga). Estas conexiones se realizan utilizando conductores que se conectan a cada una las fases superiores por medio de estribos y conectores tipo hot line y que se conectan con la grapa de remate de cada una de su correspondiente fase en el nivel inferior. Es de hacer notar que la fase centro en el lado de la carga tiene una extensión aislada, esto con el objeto de separar la misma de los refuerzos para crucero (braces) en bandera.

DOBLE REMATE EN LÍNEA

Es un armado que se requiere en los caso en que se unen dos líneas en tangente: una que


termina en ese armado y otra que inicia en él. Surgen cuando en el tendido del conductor, se termina el conductor de un carrete y es necesario iniciar con el conductor de uno nuevo. Este armado tiene doble crucero y doble retención para soportar la tensión tanto de los conductores de un lado, como del otro. Además lleva conductores para conectar entre si los conductores de ambos lados y dos refuerzos para crucero en bandera.

TANGENTE MÁS DERIVACION:

En algunos casos la urbanización no tiene calles o avenidas continuas pues se presentan calles o avenidas con un topo como se muestra en la figura siguiente n las que se presenta la necesidad de derivar una línea en forma transversal a una línea existente que pasa por una calle o una avenida.

En estos casos, a la estructura en tangente se le agregan los materiales necesarios para la derivación de la línea que irá por la avenida o calle: un crucero doble de madera con sus respectivas cadenas de remate, aisladores para el paso de los puentes para la derivación de la línea


.

BUCK ARM

Este armado se requiere en urbanizaciones donde hay un contorno que limita la construcción de la línea y la obliga a realizar cruces de 90 grados. Prácticamente se trata de un armado de doble remate con la diferencia que las líneas a rematar forman 90 grados entre si.

Es un armado que se presenta con cierta frecuencia en urbanizaciones que son limitadas por la existencia de un barranco o por un muro de los que suelen construirse para resguardar la seguridad de una urbanización.


ANEXO II – CARTA DE RESPUESTA A COMENTARIOS CNEE SOBRE ETAPA C


COMENTARIOS A LA NOTA CNEE-27644-2013

GTTE-NOTAS2013-17

INTRODUCCION

A continuación se analiza cada una de las observaciones hechas por la Comisión Nacional de Energía Eléctrica por medio de su carta CNEE-27644-2013 NotaS2013-17, fechada 15 de febrero de 2013 y luego se procede a dar respuesta a cada una de ellas, independientemente de que ello dará lugar a una versión revisada del informe Etapa C descrito en los Términos de Referencia del EVAD.

En relación a su nota CNEE-27644-2013 del 15 de febrero le adjunto los comentarios, ampliaciones y demostraciones de diversos aspectos expresados en la misma.

Compartimos con usted los principios expresados en la primera página de su nota en el sentido de mantener como principio básico que el estudio EVAD pretende “…minimizar el costo de distribución, que comprende los costos anuales de inversión (calculado con la metodología del Valor Nuevo de Reemplazo VNR), los costos de explotación y de pérdidas….”. Dicha minimización para ser optima, siempre debe considerar las restricciones que imponen la realidad del medio de operación de una empresa modelo, hecha esta consideración, la manifestación referida la consideramos valiosa para el éxito del proceso.

De la misma manera consideramos que su texto que indica sobre el procedimiento de optimización: “…El diseño de la red eficiente debe basarse en el uso de Unidades Constructivas eficientes, es decir, que usen las mejores tecnologías disponibles y que sean dimensionadas económicamente…..el costo de las instalaciones de distribución se calcularán en base al Valor Nuevo de Reemplazo de una red de distribución dimensionada económicamente, que corresponde al costo que tendría construir las obras y bienes físicos de la autorización, con la tecnología disponible en el mercado para prestar el mismo servicio” es adecuado, debiendo agregarse únicamente que también deben considerarse las restricciones y características del mercado atendido y su área geográfica, consideración sin la cual, el ejercicio de emular un nuevo competidor entrante es inconsistente.

Respecto a su transcripción del artículo 67 de la Ley General de Electricidad: “….El concepto de instalación económicamente adaptado implica reconocer el Valor Nuevo de Reemplazo sólo de aquellas instalaciones o parte de instalaciones que son económicamente justificadas para prestar el servicio que se requiere….” compartimos el concepto fundamental, aunque nos parece que dicho párrafo se refiere específicamente a las instalaciones del Peaje del Sistema Principal, sin embargo, respecto al artículo 52 de la misma LGE, consideramos como explicaremos más adelante que su aplicación no puede ser retroactiva.

Debemos agregar que hemos atendido todas las solicitudes de información emitidas por la CNEE, presenciales, a través de videoconferencia, etc. con el fin de aclarar los aspectos que se consideren, sin embargo, el proceso no es exento de errores humanos en la determinación de unidades constructivas o elaboración de modelos y es nuestra intención perfeccionar los mismos para reflejar de la mejor manera los procesos con que se alcanzan los resultados expuestos, sin embargo, no coincidimos en su texto: “…En estas reuniones…se evidenció que existen apartamientos …en la aplicación de la metodología establecida en los Términos de Referencia” Toda vez que los criterios con que se construyen los modelos y procedimientos fueron explicados en dichas reuniones. Puede tenerse desacuerdo en criterios técnicos pero el concepto de “apartamiento” nos parece excesivo.


2. AUSENCIA DE OPTIMIZACION PARA LA CONFORMACION DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS EFICIENTES. Comentario CNEE:

Respuesta: El proceso de optimización de las unidades constructivas parte con la selección de las tecnologías óptimas de los principales materiales a ser utilizados en la definición y costeo de las UUCC. Definidas las tecnologías óptimas para la postación, aislación, tipos de conductores, transformadores, etc., solo resta definir aspectos relacionados con el montaje de las instalaciones, que son estándares en su desarrollo y de aplicación internacional. Estos aspectos son fundamentalmente lo que se denomina en el documento presentado como “armados”, y que así se los llama en procesos regulatorios equivalentes en Latinoamérica, donde se debe definir la cantidad de elementos necesarios para el desarrollo de las redes, y la cantidad de recursos de mano de obra, movilidad, y otros costos. Es innegable la necesidad de incorporar en el análisis y definición de las unidades constructivas información relacionada con el ámbito de aplicación de las UUCC, como por ejemplo los costos de mano de obra y vehículos, productividad de la mano de obra, particularidades relacionadas con restricciones o elementos diferenciadores a lo que pueda suceder en otros ámbitos, etc. Encontramos que en relación a:

postes y otros materiales, forma de incluirlos en forma coherente para constituir UUCC métodos para componerlos en UUCC, tiempos para dichas actividades y equipos de trabajo para tal fin

No existen diferencias muy notorias en lo que las empresas de distribución alrededor del mundo hacen. Las empresas de distribución emplean una gran cantidad de su tiempo en la investigación, prueba y normalización de los productos con los que construyen, procedimiento al cual EEGSA no es ajena, dicho proceso incluye la verificación de valor económico de los activos a incluir en la red, además de su calidad, su acceso a mercado y proveeduría, etc., con lo cual resulta normal que algunas de las unidades constructivas, materiales y procedimientos “óptimos” resulten muy cercanos a la práctica común de EEGSA, considerar lo contrario equivaldría a aceptar “a priori” que todos los elementos usados en la actualidad por EEGSA son ineficientes. Los índices de calidad del producto, niveles de pérdidas y percepción del cliente confirman la buena calidad en el servicio prestado.


En este marco, no compartimos la opinión expresada respecto a la conformación de Unidades Constructivas siguiente: “…se puede constatar que el diseño se basa en replicar la forma, tiempos, metodología técnica y tecnologías que la distribuidora está utilizando….” No reconocer que Empresa Eléctrica es una empresa con muchos años en el negocio de la distribución de Energía Eléctrica, donde el universo disponible para la construcción de líneas de distribución es muy global en cuanto a sus diseños, sería negar que estemos frente a tecnologías muy probadas, efectivas y con mucha persistencia en los mercados, Respecto al uso –como referencia- de los manuales de construcción, es innegable su gran valor con lo cual no consideramos como un “apartamiento a los Términos de Referencia” su uso como referencia y elemento bibliográfico, del cual se ha tomado lo considerado como eficiente y se ha mejorado aquello que no es consistente con esa definición. Respecto a los kilómetros de redes, longitudes de vanos y consideraciones de su nota, sugerimos que tengan presentes que las restricciones propias del área de concesión afectan tanto a la empresa modelo como a cualquier empresa real o emulada que opere en las mismas condiciones, con lo cual, no es extraño que los valores no resulten diametralmente opuestos a aquellos que encontramos en la realidad, con lo cual no encontramos contradicción entre ello y el diseño de una red económicamente dimensionada.

No tenemos inconveniente en ampliar los criterios que llevan a DEFINIR LAS TECNOLOGIAS OPTIMAS que se utilizan en la elaboración del Valor Nuevo de Reemplazo correspondiente al estudio EVAD Etapa C, con lo cual procedemos a describir con detalle las evaluaciones de activos económicos siguientes y cuyas memorias de cálculo se incluyen en el disco adjunto.

Conductor Económico: Considerando los conductores que han sido seleccionados por la CNEE en las resoluciones CNEE 223-2011; CNEE 3-2013 y en la nota CNEE 23671-2013, se identificaron los que podrían servir en la construcción de: líneas aéreas de media tensión, de baja tensión, para acometidas monofásicas o para acometidas trifásicas. En la evaluación se consideraron los precios también dados por la CNEE en los documentos mencionados y se consideró el precio de la energía 0.1479 $/MWh, dado en la nota CNEE 27644-2013, GTTE-Notas 2013-17.

Conductores para líneas de media tensión: se consideraron los conductores AAC, ACSR , AAAC y de cobre seleccionados por la CNEE, con sus precios. Se calcularon las pérdidas para rangos de carga que van desde 250 kW hasta 7 MW y las pérdidas de energía se calcularon utilizando el factor de pérdidas 0.432. Los costos de pérdidas anuales se sumaron al costo anual del conductor, al cual se le multiplicó por un factor 1.03 para tomar en cuenta catenaria y para derivaciones y puentes. Finalmente se tomó en cuenta el costo incremental de herrajes que cada conductor necesita en relación al de menor sección, mediante un factor que va de 1.10 a 1.20 en los conductores de mayor sección. Los resultados obtenidos indican:

el conductor Sparrow (# 2, ACSR) para cargas menores a 250 kW, el conductor Raven (1/0, ACSR) para el rango entre 250 kW; el conductor Tulip(336.4 MCM, AAC) entre 500 kW y 2000 y

finalmente


el conductor Mistletoe (556.5 MCM, AAC) para cargas mayores a 2 MW.

Dado que en el área salina y costa, no es posible utilizar el conductor ACSR (Sparrow o Raven) y el conductor Popy (1/0, AAC) es muy frágil, últimamente no se fabrica y no está considerado entre los conductores listados por la CNEE, se opta por utilizar en esas áreas el conductor Asuza (1/0, AAAC) el cual ofrece alta tensión de ruptura y es resistente a la corrosión, está entre los conductores listados por la CNEE y es de menor precio comparado con los conductores de mayor sección que brindan una opción viable, más adelante, en este documento, se amplían los criterios relativos a esta decisión económica.

Conductores para líneas de baja tensión: Entre la lista de conductores seleccionados por la CNEE, se seleccionaron los conductores triplex, entorchados, de aluminio y ACSR, cuyos códigos son: CCA23, CCA60 y CCA63. El rango de cargas analizado fue desde 10 kVA hasta 75 kVA , en radio de 250 m considerando la carga uniformemente distribuida. En todos los casos, el conductor con el menor costo anual tanto de costo del conductor como de pérdidas, es el CCA63 (AAC,2 4/0 y 1 2/0),

Conductores para acometidas: La instalación de las acometidas responde a las características del servicio que solicitan los usuarios. En forma general, hay acometidas monofásicas y acometidas trifásicas. Entre las primeras se distinguen dos rangos: el primero que implica un consumo equivalente a una demanda menor de 11 kW y el segundo que va de 11 kW a 48 kW. El análisis del conductor de menor costo anual para estas acometidas se realizó con los conductores triplex seleccionados por la CNEE, entre los cuales se tomaron para este fin los conductores con códigos CCA21, CCA23, CCA37, CCA61, CCA64 y CCA 66 con sus precios, la suma del valor anual del conductor y del valor anual de las pérdidas de energía, indica que los conductores CCA21 (Triplex # 4) es económico en el rango hasta 2 kW, el CCA23 (Triplex 1/0) es económico entre 2 y 5 kW y que el conductor CCA64 (Triplex 2 4/0 y 1 2/0 ACC es el más económico de 5 kW hasta 48 kW. Con relación a las acometidas trifásicas, se tomaron los conductores cuádruplex proporcionados por la CNEE cuyos códigos son: CCA22, CCA24, CCA63 y CCA65. Se consideraron rangos de carga hasta de 500 kW. El resultado es: Conductor CCA24 (Cuadruplex 1/0 ) para cargas hasta de 10 kW y conductor CCA 65 (Cuadruplex 4/0) para cargas mayores hasta 500 kW. norma aprobada, acometida 11kw EM) ,

Se han considerado también todos los postes listados por la CNEE en los documentos

indicados anteriormente, con sus precios, para seleccionar los más idóneos en la elaboración de los armados para líneas de media tensión y líneas de baja tensión. En primer lugar se escogen en función de la altura para lograr las distancias mínimas de seguridad. Las longitudes de postes listados por la CNEE son desde 25 p (7.62 m) hasta 45 p ( 13.72 m). Tomando en cuenta que las distancias mínimas de seguridad son 5.6 m para líneas de 7.62 kV y 5.0 m para líneas 240/120 V, y la luz del poste (que es el espacio utilizable del mismo), resulta que los postes de 25 p (7.62 m) solamente se


pueden utilizar para retención (stub); los postes de 30 p ( 9.15 m) solamente se pueden utilizar para líneas de baja tensión y los postes de 35 p (10.67 m), 40 p ( 12.20 m) y 45 p( 23.72 m) pueden utilizarse para instalar: línea de media tensión, centro de transformación MT/BT y línea de baja tensión.

El otro criterio de selección lo constituye la clase del poste, la cual está relacionada con la fuerza transversal que puede soportar con seguridad. El análisis se muestra en el archivo “Análisis mecánico del poste” que el poste de 30 p por llevar solamente línea de BT puede ser clase 500, pero los postes de mayor altura, que ya pueden llevar línea de media tensión y línea de baja tensión, deben ser clase 750 cuando la línea tiene los menores ángulos de desviación, pero puede requerirse que sea de clase 3000 en los ángulos de mayor desviación.

Poste de 30 pies con secundario

Poste de 30 pies primario mas secundario

Finalmente, se seleccionó entre postes de madera y de concreto, para esto se consideraron postes equivalentes en altura (40 pies) y clase (4 en madera y 2000 en concreto). En la evaluación económica se consideró una vida de 30 años para el poste de concreto, y 20 años para el de madera. Además entre los costos de mantenimiento, se consideraron costos de retensado de retenida y costos reimpregnación de sustancias preservantes para lograr que el poste de madera tenga su vida útil. El resultado de la evaluación es que el poste de concreto tiene menor costo, por lo tanto, el poste de concreto es el que se adopta para la red modelo en el área urbana, y rural convencional, pero se optará por el poste de madera en lugares donde el acceso es complicado o no hay acceso para vehículo que transporta el poste. Así también, se opta por el poste de madera en el área salina y costa, porque el poste de concreto sufre corrosión que le acorta su vida útil. El documento que contiene los cálculos utilizados para la determinación del poste económico se encuentra en el disco adjunto.






Determinación del Transformador Económico: Se han adoptado los equipos aprobados por la CNEE con sus correspondientes valores eficientes, los cuales fueron aprobados por medio de las resoluciones CNEE-223-2012, CNEE 03-2013 y CNEE-49-2013 para determinar el transformador optimo a utilizar, dicho análisis se encuentra dentro del modelo de optimización.

De la misma manera respecto a sus comentarios referentes a la ESTRUCTURA OPTIMA Y EFICIENTE DE LOS RECURSOS DE MANO DE OBRA queda expresado nuestro criterio en la carta GPC-42-2013 del 22 de febrero 2013 demostrando que los recursos humanos considerados son eficientes, lo cual se reflejará en la versión final del informe Etapa B. En la carta mencionada explicamos que:

“Para propósitos de valorización de la mano de obra, los salarios serán obtenidos de la encuesta de salarios de la firma PWC, la cual fue incluida y tomada de base para la mano de obra considerada dentro del informe de Etapa B presentado a la CNEE el 9 de noviembre de 2012 y en una segunda versión del informe, el 9 de enero de 2013, que tal como se indica en dichos informes, para personal técnico y operativo se utilizará el percentil 50.”

“Con respecto a las cargas laborales, para propósitos de simulación de los costos de una empresa contratista, se considerarán las indicadas por la CNEE. Sin embargo, se adicionará el porcentaje correspondiente a las indemnizaciones, puesto que de acuerdo al Código de Trabajo de Guatemala es una obligación del patrono, tal como lo indica el Capitulo Octavo, referente a la Terminación de los Contratos de Trabajo. El artículo 82 establece que el patrono debe pagar al trabajador una indemnización equivalente a un mes de salario por cada año de servicios continuos.” Criterio que mantenemos dados los fundamentos con que la tercerización se simula para determinar costos eficientes.

“Dado que el pago de la indemnización se realiza al finalizar la relación laboral, es una práctica habitual de las empresas considerar dicho monto como un costo de personal en la medida en la que el pasivo laboral del trabajador se va acumulando, de esta forma se evitan distorsiones financieras en el momento que se haga efectivo dicho pago, por lo tanto, lo recomendable es que el costo por indemnización se incorpore al costo de los servicios en el momento en que dichos servicios están siendo prestados. “

“En adición, tomando en consideración que los contratos que una empresa modelo suscribe con sus contratistas son por un período determinado, que puede ser uno o dos años, el contratista no tiene plena seguridad de la continuidad de la prestación de los servicios, por lo que al vencimiento del contrato, debe indemnizar al personal que haya contratado para estos fines, por lo tanto, una práctica financieramente correcta es considerar dentro del costo de personal un porcentaje que cubra dicho pago, el cual tendrá que hacer efectivo al vencimiento del contrato con el distribuidor y consecuentemente tendrá que liquidar al personal contratado.”

“En el cálculo de simulación de costos de personal y de estructura de una empresa contratista, la cual fue expuesta y enviada a la CNEE por medio de la carta Ref. GPC-42-2013 de fecha 22 de febrero de 2013, han sido considerados los porcentajes indicados por la CNEE para determinar las horas netas trabajadas.””

“Para las labores de ahoyado, resanado de banquetas, poda y tala, aun cuando dichas labores requieren experiencia y determinadas habilidades, por ejemplo, la poda de árboles frecuentemente se realiza a distancias próximas a las líneas


generalmente energizadas, para propósitos del ejercicio de simulación de la empresa contratista, se utilizó el salario mínimo para actividades no agrícolas vigente a la fecha de referencia del estudio. Para las actividades de ahoyado y resanado de banquetas, aun considerando el salario mínimos ya descrito, se requiere una conformación de equipos de trabajo que permitan la orientación técnica in-situ, dirección y control.”

A continuación se muestra un análisis de costos tomando dos alternativas: a) realizar la apertura del agujero para poste con camión liniero y b) apertura de agujero con una cuadrilla específica. Puede observarse en el cuadro siguiente que es más económico realizarlo con la cuadrilla específica tal como se explicó en párrafos anteriores y por lo tanto esa fue la opción utilizada para el costo de las unidades constructivas.

Apertura de agujero

Apertura con Camión Liniero

Apertura con Cuadrilla específica

Jefe de Cuadrilla 12.43

Liniero de Primera 7.12

Liniero de Segunda 5.99

5.99

Liniero de Tercera 5.04

Operario de ahoyado 3.00

Total costo cuadrilla (USD) 30.58

8.99

Costo vehículo por hora 22.58

4.28

Costo total por hora (USD) 53.16

13.27

Tiempo de ejecución (hora)


Con respecto a la observación de la CNEE “Analizar el tiempo utilizado en el tendido de líneas, ya que se observa que los tiempos de la columna “i”, de la hoja “T. Manual” es para instalar varios tramos y su aplicación en las Unidades Constructivas lo hacen para un solo tramo, lo cual incrementa el tiempo de esta actividad en hasta diez veces”.

En cuanto al tiempo efectivo utilizado para el tendido de líneas varía dependiendo de la cantidad de fases y del tipo de conductor como se muestra a continuación:

Conductor 1/0 ACSR, 1 fase: 30 minutos por vano Conductor 1/0 ACSR, 2 fases: 45 minutos por vano Conductor 1/0 ACSR, 3 fases: 1 hora por vano Conductor 4/0 ACSR, 3 fases: 1:15 horas por vano (1.25 h) Conductor 336.4, 3 fases: 1:45 horas por vano (1.75 h) Conductor 556.5, 3 fases: 2:11 horas por vano (2.19 h)

Dichos tiempos fueron elegidos como óptimos entre varias alternativas evaluadas, como lo son, el manual de EEGSA, la opinión de un experto en construcción de redes de distribución, la opinión de un experto de la empresa contratista.. Como puede apreciarse en la hoja “T.Construcción” del archivo “EEGSA_Tiempo_Construcción…”, el tiempo elegido fue el del manual de EEGSA por ser el menor tiempo de ejecución validado por expertos y benchmark internacional.

Para explicar la duda planteada por la CNEE tomaremos como ejemplo la actividad identificada en el Manual con el código “F8.1.2.3 Tendido de líneas primarias de tres líneas y un neutro, de 8 a 10 tramos”. En la hoja de la “Descripción de Tarea” se explican todas las actividades necesarias (30 en total) para concluir el trabajo el cual consiste en “Tensado y rematado de cables” y se indica que dicho tiempo requiere 8 horas (480 minutos). Dado que el manual indica que en dicho tiempo pueden tenderse de 8 a 10 tramos, esto significa que el rango de tiempo aceptado se encuentra entre 60 minutos y 48 minutos por tramo. Adicionalmente el manual indica que dicha actividad necesita la participación de 5 personas, dentro de las cuales no se encuentra el Jefe de Cuadrilla, y siendo que la Cuadrilla óptima considerada en el presente estudio es de 4 personas, se optó por tomar el tiempo de 60 minutos por tramo. En un kilómetro típico urbano, esto puede resultar en 30 horas dependiendo del calibre del conductor, con lo cual no hay un incremento en los tiempos utilizados en las UUCC óptimas.

0.50 2.00

Factor tiempos inevitables 1.73

1.50

Tiempo total (horas) 0.86

3.00

Costo total (USD) 45.85

39.81


Con relación a la observación de la CNEE en cuanto a evaluar centros de acopio de materiales de tal forma que los vehículos no tengan que realizar traslados diarios, se procedió a diseñar un centro de operaciones temporal, al cual llamaremos para estos propósitos “campamento” cuyo análisis y conclusiones se incluyen en la nota de respuesta “COMENTARIOS A LA NOTA CNEE-27834-2013 GTTE-NotaS2013-20”.

No se considera que la contratación de personal in-situ constituya una práctica óptima o sostenible, pues no considera que las eficiencias en los tiempos de labor no pueden emularse con personal sin experiencia ni habilidad en el uso de determinadas herramientas Respecto al concepto de UTILIZACION OPTIMA Y EFICIENTE DE VEHICULOS DE TRABAJO debe considerarse, como se demuestra más adelante, que los vehículos considerados para la construcción de la empresa eficiente, efectúan múltiples labores: transporte de materiales, herramienta y personal y apoyo en las labores, de otro forma deben considerarse vehículos adicionales para tales fines. Sobre la OPTIMIZACION DE LA CANTIDAD DE POSTES y TIPOS DE ESTRUCTURAS como estrictamente necesarios, se ha elaborado una revisión de las UUCC y se ha encontrado efectivamente algunos errores que han sido subsanados y a los que nos referimos más adelante. Es necesario aclarar que de la misma manera hemos encontrado errores de incumplimiento a las Normativas NTDOID, como por ejemplo las relacionadas a la cantidad de tierras por kilómetro lo cual también ha sido corregido como se explicará más adelante. 3 RESULTADO DE LA REVISION DEL INFORME DE LA ETAPA C


3.1 RESPECTO DE LA OPTIMIZACION TECNOLOGICA.

Comentario CNEE:

Respuesta:

No compartimos la opinión: “…se evidencian algunos puntos donde no existe una optimización tecnológica en el Estudio…” lo cual procedemos a demostrar:

a) Selección del conductor óptimo: AAC, ACSR, AAAC La primera razón para utilizar cable de aleación de aluminio 1/0 AAAC 6201, en vez de cable aluminio AAC 1350 en zonas salinas, se debe a que la aleación de aluminio 6201 AAAC, tiene más del doble ( un 53% más) de resistencia mecánica con relación al AAC, aunque la capacidad conductiva es similar, se opta por esta alternativa como conductor óptimo, debido a que normalmente en el área salina, el viento y la contaminación es mayor y una mayor cantidad de vegetación, arboles y ramas que constantemente golpean las líneas de media tensión y la resistencia mecánica que el tipo AAAC tiene, resiste más estos efectos, resultando en una mayor calidad del servicio en relación a su costo que es superior en un 10.7%.

1/0 ACSR AAC AAAC

NOMBRE RAVEN POPPY AZUSA NORMA ASTM 230, 232, 498 230, 231 398, 399 SECCION (mm²) 53.5 53.51 62.4 CARGA DE RUPTURA (Kg) 1987 901.43 1928.28 PESO (Kg/Km) 216 147.5 172 RESISTENCIA A 75°C (Ohms/Km) AC. 6O HZ 0.7166 0.6588 0.6382

Los mapas de viento ya mostrados en el informe de etapa A.2, muestran los vientos predominantes en la áreas salinas bajo discusión sobre el conductor óptimo a utilizar, debe considerarse además que estas áreas son predominantemente arboladas, con lo cual es muy usual el fenómeno de ramas conducidas por el viento contra los conductores que deben tener la capacidad mecánica adecuada para resistir tal impacto sin romperse independientemente de que corto circuito pueda ocasionar fallas temporales, su ruptura causaría fallas de mucho más larga duración.


Finalmente para la determinación de los conductores óptimos de una empresa modelo, no puede descartarse el aspecto comercial y los conductores AAC no tienen mercado en Centro América, como se muestra en la carta adjunta del más grande fabricante del área y como también demuestra el hecho de que los mismos, no existan en la normalización de EEGSA ni en la base de datos de materiales incluida en la resolución CNEE-223-2012


Comentario CNEE:

Respuesta: b) Selección de poste optimo área salina urbana. Respecto a su comentario hemos

encontrado que efectivamente se cometió un error al asignar postes de concreto a las UUCC de áreas salinas, error que se encuentra corregido en la nueva versión de UUCC y base de datos que se muestran más adelante y que se aplicarán en la versión final del informe de Etapa C

Comentario CNEE:


Respuesta:

c) Respecto a la configuración de redes de media tensión rurales, los estudios sobre tal tema residen normalmente en la normalización de las empresas de distribución, en el caso de EEGSA se ha encontrado en su normativa, la definición de atender demandas monofásicas hasta los 200kw de demanda, lo cual puede demostrarse con la evaluación de los costos diferenciales de inversión inicial en líneas trifásica y monofásicas (la cual normalmente se mantiene alrededor del 20%) y comparar este valor con los costos diferenciales de pérdidas de una línea monofásica y una línea trifásica atendiendo la misma demanda distribuida a lo largo de varias configuraciones. Un ejercicio de este tipo, muestra valores comparativos como los que se muestran en las siguientes gráficas para demandas de 150kw, 200kw y 250 kw respectivamente:

CURVAS DE COSTO DIFERENCIAL PARA 150KW DE DEMANDA

CURVAS DE COSTO DIFERENCIAL PARA 200 KW DE DEMANDA


CURVAS DE COSTO DIFERENCIAL PARA 250 KW DE DEMANDA

Con lo cual se demuestra que el diferencial de Valor Actual de Pérdidas entre atender una demanda con líneas trifásicas y líneas monofásicas es superior a su diferencial en inversión inicial, luego de los 200 kw de demanda distribuida para todas las distancias, con lo cual, las demandas mayores a 200kw son más económicas si se atienden con redes trifásicas. Comentario CNEE:

Respuesta:

d) Sobre la configuración de redes de baja tensión, y dado que la resolución CNEE-61-2004 normaliza las tensiones permitidas en la red, no se considera necesario evaluar dicha resolución en cuanto a su valor técnico-económico considerando además que hay clientes conectados y siendo abastecidos en todos los voltajes descritos en dicha norma.

3.2 RESPECTO DE LA OPTIMIZACION DE LOS RECURSOS DE MANO DE OBRA


Comentario CNEE:

Respuesta: En relación al inciso “a) Valores de mano de obra y vehículos (US$/hora”) Se comenta más adelante en esta carta criterios al respecto y se expondrán también en la versión final del informe Etapa B

Con relación al inciso “b. Productividad de la mano de obra”, explicamos a continuación la observación de la primera viñeta:

El archivo “EEGSA_Tiempo_Construcción_V271212.xlsx” contiene cuatro hojas, a continuación mencionamos el contenido de cada una de ellas:

Hoja “T Construcción”: incluye el análisis de los tiempos de las actividades de construcción según sus distintas fuentes, por ejemplo, el tiempo del manual elaborado bajo norma ISO 9001:2000, el tiempo del manual de EEGSA antes de la privatización, la opinión de una persona experta en actividades de construcción, el tiempo de un experto de la empresa contratista. Con base en los distintos tiempos observados, se procedió a definir el “tiempo elegido”, optando por aquel que resultara el menor de todos.

La hoja “T.Manual” se refiere a los tiempos definidos en el Manual, indicando si corresponde


al manual preparado por Enérgica bajo la norma ISO 9001:2000 o al manual de EEGSA antes de la privatización. Es oportuno mencionar que los tiempos definidos en el manual de Enérgica son menores a los de EEGSA bajo la administración estatal.

Las hojas “Baremo Construcción 290911” y “UBC Construcción”, tal como se explicó a personeros de la CNEE en las reuniones presenciales del 5 al 7 de febrero del presente año, corresponden a papeles de trabajo preliminares, que no tienen ningún efecto dentro de los cálculos de mano de obra utilizados en la Optimización de la Red, que tal como puede observarse, tiene cálculos aislados e inconclusos y que por error no fueron eliminadas del archivo en mención, previo a entregarlo a la CNEE, por lo que reiteramos que el contenido de ambas hojas debe ignorarse.

No obstante lo anterior, a continuación se responde la pregunta planteada por la CNEE acerca de por qué la hoja “Baremo Construcción 290911” tiene dos columnas, una correspondiente a “TIEMPO EN HORAS SIN HOYOS” y “TIEMPO EN HORAS CON HOYOS”. Dentro del proceso de optimización de los tiempos de ejecución de las tareas, se evaluó la apertura del agujero para poste utilizando el camión liniero, es decir, que la misma cuadrilla de construcción realice la apertura de agujeros. Esta modalidad ha sido utilizada en la práctica, pero resulta ser la menos eficiente debido a que representa un costo mayor. Los principales inconvenientes de esta modalidad están relacionados con eventualidades que surgen en el campo y que su resolución puede necesitar un tiempo considerable, ocasionando demoras de toda la cuadrilla. Estas eventualidades pueden darse por situaciones inesperadas in situ, por ejemplo, indicaciones en los planos y diseños que pueden dificultar la ubicación del punto exacto en la obra, la alineación de los postes (agujeros), ingreso de vehículo en el punto indicado en el plano, problemas de colindancias entre terreno, presencia de roca, cableado telefónico o de tubería encontrados en la perforación, etc. Por lo que se determinó que es más eficiente enviar una cuadrilla integrada por un Liniero de Segunda y un Ayudante con anticipación para que al momento de llegar la cuadrilla de construcción, inicie con la instalación de los postes sin demora.

En la segunda viñeta del inciso b) del punto 3.2, la CNEE indica que “En las columnas BD a BJ de la hoja “Baremo Construcción 290911”, se incluyeron los precios de mano de obra y vehículos, mismos que no fueron utilizados para la evaluación y optimización de los costos de la mano de obra de la etapa B, por lo que se solicita utilizar estos valores para la evaluación técnico-económica de las unidades constructivas”. En opinión del Consultor de la Distribuidora, no obstante se explicó en las reuniones sostenidas con la CNEE que dicho contenido corresponde a cálculos preliminares y que no tienen validez, es aventurada la instrucción de la CNEE en cuanto a utilizar los números contenidos en la hoja en mención, aún sin conocer su procedencia y sin haber analizado la información de soporte ni la memoria de cálculo correspondiente para arribar a dichos números. Dentro de la información contenida en la hoja “Baremo Construcción 290911” pueden encontrarse valores menores o mayores a los que finalmente fueron utilizados dentro de la optimización de la red, pero insistimos, son cálculos preliminares, aislados y que no tienen efecto en las unidades constructivas. En el disco adjunto se están incluyendo los archivos en formato pdf que contienen la información indicada en la hoja “T.Manual”, los cuales corresponden al Manual de actividades y tiempos de ejecución preparados por Enérgica bajo la norma ISO 9001:2000, así como el Manual de Empresa Eléctrica previo a la privatización.

Comentario CNEE:


Respuesta: Nos parece que el factor mínimo propuesto en su carta de 1.16, escapa a la realidad y a la relación espacio-tiempo en que la empresa óptima debe operar. No corresponden estos valores necesariamente a los de la empresa real, como se demuestra más adelante, los tiempos propuestos proceden de la elaboración de tiempos óptimos en procesos elaborados que se muestran a continuación en forma esquemática:

Tiempos de traslado, con el fin de operar de una forma más eficiente el área de concesión de EEGSA, se crearon tres centros de operación para atender los departamentos de Guatemala, Escuintla y Sacatepéquez, de tal forma que las distancias y los tiempos de traslado sean más cortos. En las gráficas siguientes se muestran las distancias promedio que se atienden desde cada Centro de Operación, que como puede apreciarse, el tiempo promedio determinado es de 2.20 horas (2:12 horas), tomando como base las velocidades medias desarrolladas en los costos de vehículos incluidos en el Informe de etapa B. Tiempos de traslado, mapa de distancias de traslado en las concentraciones de mercado de la distribuidora:

mapa de distancias de traslado en las concentraciones de mercado de la distribuidora


Donde las velocidades medias de desplazamiento (en kilómetros por hora) son las siguientes:

y que resultan en tiempos medios de traslado de las unidades de construcción (maquinaria, materiales y personal) promedios de 1.1 hora en cada dirección, lo cual incluye el traslado urbano, el traslado en carretera o rural según corresponda y la ubicación de la dirección exacta del trabajo a realizar.

Entrega de reporte y devolución de materiales, aceptamos que aun cuando este tiempo es indispensable en la elaboración de las tareas y el adecuado registro de las mismas para su seguimiento, auditoría y control, puede elaborarse en tiempos de transporte, considerando que se cuenta con personal capacitado y debidamente equipado con herramientas tecnológicas que lo permiten, con lo cual, este tiempo puede asimilarse así: el tiempo de elaboración de reporte (durante el trasporte), el tiempo de entrega de reporte (durante la entrega y devolución de materiales al dia siguiente), el tiempo de devolución de materiales (durante la entrega de materiales al dia siguiente), el tiempo de descargo de desechos, excedentes y basura (durante la entrega de materiales al dia siguiente). Este tiempo se reducirá a 0 minutos en la próxima versión del informe, excepto en el caso de las unidades de apertura de agujeros, poda y desrame y resanado de banquetas, los cuales requieren de 20 minutos para la disposición de los desechos resultantes de sus actividades, lo que corresponde a una empresa modelo que cuida el medio ambiente y sus relaciones de largo plazo con las autoridades municipales.

a) Tiempo de almuerzo, este tiempo es inevitable por restricciones legales y correspondientes a la jornada de trabajo, no vemos viable que ninguna empresa (real o modelo) pueda prescindir del tiempo en que sus trabajadores deben consumir sus alimentos durante media hora de almuerzo, como los códigos laborales indican. De acuerdo a las leyes laborales vigentes en Guatemala, todo trabajador que labore una jornada continua de 9 horas, tiene derecho a 30 minutos para tomar sus alimentos.

URBANO 22.50RURAL 36.13


Literalmente el Código de Trabajo en su artículo 119 indica que “…Siempre que se pacte una jornada ordinaria continua, el trabajador tiene derecho a un descanso mínimo de media hora dentro de esa jornada, el que debe computarse como tiempo de trabajo efectivo”.

El tiempo de recepción de materiales fue revisado y se ha encontrado su inevitabilidad, debido a que los materiales para la elaboración de las obras de distribución deben recibirse ordenadamente, ubicarse en el vehículo o camión grúa, y posteriormente descargarse en el sitio de trabajo, lo cual ninguna empresa, ni real ni modelo puede evitar. Se ha preparado video que muestra estos tiempos en un despacho optimo que considera la inexistencia de colas, la gestión de preparación de materiales previa, el uso individual de los recursos de carga de materiales en almacén y su dedicación completa, todas ellas eficiencias que no existen en la realidad pero se consideran en la empresa modelo elaborada para estos fines. Esta revisión ha demostrado que dicha carga de materiales no puede elaborarse en menos de la media hora propuesta, pero además demuestra que no se había considerado la descarga de dichos materiales en el área de trabajo, condición en la que por no contarse con las herramientas disponibles en el sitio de suministro de desarrolla con los recursos propios del camión grúa y del personal y que suma 25 minutos adicionales, con lo cual el tiempo inevitable de carga y descarga de materiales alcanza los 55 minutos como se muestra más adelante. Esto excepto de las unidades de apertura de agujeros, poda y desrame y resanado de banquetas que no cuentan con este tiempo inevitable.

Finalmente el tiempo de recibir instrucciones y considerando que esta empresa modelo, efectúa una tarea repetitiva sin mayores variantes (caso imposible de replicar en la realidad) se ha reducido a 10 minutos.

Todo lo anterior permite presentar un nuevo cuadro de tiempos inevitables y tiempos efectivos para las cuadrillas de construcción de la siguiente manera:

Hora Inicio Hora Fin

Tiempos inevitables

Tiempo efectivo

Uso vehículo

Jornada Diaria (Horas) 9.00 Instrucciones 08:00 08:10 0.17 Recepción de Materiales 08:10 08:40 0.50 0.50 Traslado de ida 08:40 09:46 1.10 1.10 Descarga de Materiales en obra 09:46 10:11 0.42 0.42 Tiempo Efectivo 10:11 12:54 2.72 2.72 Almuerzo 12:54 13:24 0.50 Tiempo Efectivo 13:24 15:54 2.50 2.50 Traslado de regreso 15:54 17:00 1.10 1.10


Entrega de reporte y devol. Materiales 17:00 17:00 0.00

Total Tiempos 3.78 5.22 8.34 Factor tiempos inevitables 1.725

Sin embargo para las actividades de apertura de agujeros, resanado de banquetas y

poda y desrame, hemos considerado una nueva propuesta procedimental considerando lo anterior, y que las cuadrillas de ahoyado, poda y desrame y resanado de banquetas no requieren tiempo de carga y descarga de materiales, pero si requieren un tiempo para la adecuada disposición de desechos que esas actividades generan y que se ha determinado en forma óptima en 20 minutos, y de 10 minutos para la recepción de instrucciones, lo que lleva a una relación Tiempo total/Tiempo Efectivo = 1.552

Hora Inicio Hora Fin Tiempos inevitables

Tiempo efectivo

Jornada Diaria (Horas) 9.00 Instrucciones 08:00 08:10 0.17 Recepción de Materiales 08:10 08:10 0.00 Traslado de ida 08:10 09:16 1.10 Descarga de Materiales en obra 09:16 09:16 0.00 Tiempo Efectivo 09:16 12:54 3.63 Almuerzo 12:54 13:24 0.50 Tiempo Efectivo 13:24 15:34 2.17 Tirar deshechos 15:34 15:54 0.33 Traslado de regreso 15:54 17:00 1.10 Entrega de reporte y devol. Materiales 17:00 17:00 0.00

Total Tiempos 3.20 5.80 Factor tiempos inevitables 1.552

Un video que muestra el proceso óptimo de carga de materiales en un almacén y

descarga en el sitio de trabajo será incluido en la versión final del informe.

Los esquemas de tiempos anteriores no consideran las restricciones de horario en la circulación de vehículos pesados en el área metropolitana, que por disposiciones municipales afecta y limita el tiempo dedicado directamente a la construcción de redes. El Acuerdo COM-005-07 emitido por el Consejo Municipal de la Ciudad de Guatemala, estipula en el artículo 5 que “Conforme la clasificación que determina el artículo 9 del Reglamento de Tránsito, Acuerdo Gubernativo número 273-98, se restringe la circulación de vehículos pesados y especiales de lunes a viernes, en el horario de 5:30 a.m. a 9:00 a.m. teniéndose como vehículo pesado el que tiene más de 3.5 toneladas métricas de peso bruto máximo, que son: autobuses, camiones, remolcadores o cabezales; y, camiones con remolque, y, como vehículo especial, los de peso y dimensiones de autorización especial: vehículos agrícolas;


y vehículos especiales movibles con o sin grúa. La señalización que corresponda se instalará en los ingresos al municipio de Guatemala. La restricción se aplica en las vías de circulación, que se enumeran a continuación:…” en dicho artículo se describen 31 tramos importantes de circulación del municipio de Guatemala. Esta medida ha sido implementada también por varias municipalidades del área metropolitana, lo que imposibilita la movilidad dentro del municipio y de un municipio a otro dentro de los horarios señalados.

De tenerse en cuenta las restricciones de circulación dentro del área metropolitana, lo cual afecta considerablemente la actividad de construcción de líneas eléctricas, el factor de tiempos inevitables sería mayor.

c. Optimización del personal en la conformación de las Unidades constructivas: Comentario CNEE:

Respuesta: i. Actividades de apertura de agujeros y resanado de banquetas: sobre la opiniones de su carta al respecto, observamos que su comentario “…una actividad que no requiere personal calificado….” no es del todo exacto pues aunque es una tarea eminentemente física (recordar que un poste de altura media, es decir de 35 pies, requiere un agujero de 1.57 metros de profundidad y diámetro de 60 centímetros) para alcanzar la eficiencias propuestas (2 horas por agujero, promedio considerando las características fisiográficas diversas de los terrenos del área de concesión que se presentan en el anexo a esta carta) para la empresa modelo en todo terreno del área de concesión se requiere de personal con capacidad y calificación en tal tarea, para asegurar la calidad de la misma. Consideramos sin embargo, que en extremo, puede simularse una empresa modelo en que una persona de


baja calificación salarial se acompañe de una con capacidad de decisión que permita atender en los tiempos propuestos las tareas y decisiones que se presentan en la ejecución de tales tareas (decisiones ante obstáculos, alineamiento, protección y seguridad industrial).

Con el objeto de disponer de información complementaria, se realizó un estudio fisiográfico realizado por el Ing. Electricista Carlos Bolaños, quien posee amplia experiencia en la construcción de líneas de media y alta tensión, el cual se está adjuntando al presente documento muestra los distintos tipos de suelo del área de concesión de EEGSA, así como los tiempos efectivos para la perforación de agujeros para postes. Mapa 1. Regiones fisiográficas

Fuente: Estado del uso actual del uso de la tierra en Guatemala.

Tabla 3. Cantidad de perforación de hoyos por día

Tipo de No. Hoyos

Tiempo (Hrs.)

Suelo C/8 horas por Hoyo

Suave 3 2.67 Normal 2 4 Rocoso 1 8

Sobre los conceptos : “…puede realizarse con personal no calificado contratado in situ, que tendrá cierta supervisión que aplicará para un grupo que haga esta actividad y no solo para un trabajador…” nos parece que dicho comentario obvia que las eficiencia sugeridas (2 horas por agujero promedio) no pueden alcanzarse con “personal no calificado contratado in situ” esta es una práctica no sostenible, de ciertas empresas que no consideramos puedan adaptarse a los requerimientos de una empresa modelo que requieren los Términos de


Referencia. La ejecución de gran cantidad de agujeros, por “un grupo” como describe su texto tiene enormes complicaciones de seguridad al público y de calidad del trabajo, la relación entre los agujeros cavados y las obras ejecutadas en muy cercana para una empresa modelo sostenible en el mundo real. Considérese sobre este aspecto lo descrito en la NTDOID en su inciso 40.3:

Adicionalmente sobre aspectos relacionados a estas tareas, la norma NTDOID, establece:

Actividad de poda y desrame: Las labores de poda y tala son actividades que requieren experiencia y determinadas habilidades, las cuales han adquirido las cuadrillas de construcción, por lo tanto están en capacidad de realizar estas tareas cuando existe vegetación en el área donde se construirán las redes aéreas. Otra alternativa consiste en asignar una cuadrilla especializada en poda y desrame para que previo al trabajo de construcción, realice dichas tareas. Al evaluar ambas opciones se determinó que la cuadrilla especializada de poda y desrame es más eficiente dado que representa un menor costo. Los arboles que crecen cerca o debajo de las líneas de distribución y los equipos eléctricos son podados generalmente para contar con un espacio libre adecuado para mantener la confiabilidad del servicio, sin olvidar que los árboles pueden ser talados por completo cuando sea necesario para eliminar los peligros para las líneas de distribución.

Una empresa optima deberá, en la medida de lo posible, proteger principalmente a la naturaleza por lo que evitara cortar los arboles por completo. En la actualidad los podadores incluyen métodos naturales de poda lateral o bidireccional que promueven el crecimiento de árboles alejados de cualquier instalación eléctrica. Estos métodos de poda permiten que un árbol conserve su forma natural tanto como sea posible, provocando una menor frecuencia en la poda en el futuro.


Los arboles serán podados cuando el árbol o conjunto de árboles que queden bajo la línea, tienen o puedan alcanzar una altura que sitúe las puntas de sus ramas más cerca de los conductores de la línea cuando el árbol por crecimiento, movimiento originado por el viento, o peligro de caída, pueda comprometer la explotación o seguridad de la línea de distribución.

Los arboles serán talados cuando la poda no resulta suficiente para mantener libres a las líneas de distribución pero para hacer esto se deberán de seguir reglas de seguridad que protejan tanto a los transeúntes como al mismo equipo de trabajo y vehículos, el tiempo necesario será tomado en cuenta para delimitar el área de trabajo y lograr podar el árbol o en su defecto talarlo, evitando que las ramas caigan al suelo de forma peligrosa.

Para las unidades constructivas se está utilizando el uso de cuadrillas especializadas, las cuales realizan las labores de poda y tala de un tramo en una hora, tomando en consideración las medidas de seguridad para el equipo de trabajo, vehículos y comunicación con la comunidad vecinal, todo esto para la ejecución del trabajo.

3.3 RESPECTO DE LA OPTIMIZACION DE LOS RECURSOS DE VEHICULOS Y MAQUINARIA. Comentario CNEE:


Respuesta: Respecto a las observaciones planteadas por la CNEE por medio de la nota CNEE-27631-2013/GTTE-NotaS2013-16, comentamos que todas y cada una de ellas fueron analizadas y respondidas por medio de la carta Ref. GPC-42-2013 de fecha 22 de febrero del presente año, las cuales están siendo incorporadas a la última versión del Informe de etapa B.

Respecto a sus opiniones en este inciso: “…la utilización de vehículos deberá ser específica para la actividad que se realice….Por ejemplo para la construcción de líneas de Media Tensión, una de las actividades principales de la grúa es el izado de postes: por lo que la grúa deberá utilizarse posteriormente a que el grupo de hoyeros haya terminado su actividad” son perfectamente consistentes con los procedimientos de la empresa modelo propuestos, donde las actividades de apertura de agujeros son realizadas por equipos especializados que permiten alcanzar las eficiencias propuestas. Ademas, es necesario mencionar que no se utiliza un camión grúa en la apertura de agujeros como puede comprobarse en las UUCC correspondientes que se incluirán en el informe final de la Etapa C.

Considérese también que los vehículos cumplen múltiples funciones en las tareas propuestas de la empresa modelo como se caracterizan en la UUCC, a manera de ejemplo se puede mencionar a los camiones grúa ya que son capaces de efectuar tareas de traslado de personal, traslado de materiales y herramientas, descarga de materiales en el sitio, izado de postes para su vestido y la instalación de los mismos donde aplique. No se encuentra razonable que una empresa modelo utilice el trasporte público para trasladar a sus trabajadores para realizar las actividades de la construcción de redes, ni siquiera para las actividades de apertura de agujeros, resanado de banquetas, poda y desrame. El procedimiento modelo incluye el trasporte de las herramientas necesarias para la ejecución del trabajo y el retiro de todos los sobrantes y desechos del área, resultantes de la actividad realizada, cuyas acciones deben de ser llevadas a cabo por una empresa modelo que sea sostenible. Resulta antieconómico asignar distintos vehículos que realicen tareas específicas para una misma obra, por ejemplo, disponer de un vehículo de transporte de materiales y herramienta, otro para transporte de personal y otro para la ejecución de los trabajos de construcción.

3.4 RESPECTO DE LA OPTIMIZACION DEL DISEÑO DE LA RED Comentario CNEE:


Respuesta: Los vanos estructurados en el diseño de la red modelo responden además de la optimización económica de la relación vanos de media, baja y acometidas (que se describe con detalle a continuación) a las restricciones sobre la ubicación de postes en las áreas urbanas ya descritas en el informe de etapa A.2, sobre el código municipal de la ciudad de Guatemala y las restricciones para ubicar postes en las esquinas., Este diseño no pretende replicar la red real, pero dado que la empresa modelo debe operar en un mercado físico con restricciones, estas influyen en su diseño con lo cual no es extraño que el algunos aspectos ambas se parezcan, lo contraria, significaría una asimetría entre la empresa real y su calidad de servicio, relaciones con las municipalidades y los vecinos, conflictivas y que resultarían en mayores costos y menor calidad, lo cual no se evidencia en la realidad.

La NTOID, refuerza estos criterios en sus incisos:

La longitud del vano es un parámetro de diseño muy importante en la construcción de una línea eléctrica, porque determina el número de estructuras que se necesitan a lo largo de su trayecto. Como es sabido, la optimización de la longitud del vano está determinado por el número de estructuras y por la altura de las mismas, es decir, una decisión entre usar menos estructuras de mayor costo por ser más altas, o usar más estructuras de menor costo por ser menos altas, cumpliendo en ambos casos con las distancias mínimas de seguridad.

Las ecuaciones utilizadas para la determinación de la longitud del vano son las siguientes:

Si Hc es la altura a la que se instalan los conductores en el poste, f es la longitud de la flecha de la catenaria del conductor y Hms es la altura mínima de seguridad que deben tener los conductores sobre el suelo, donde transitan vehículos o personas; resulta que: la altura mínima que tienen los conductores de la línea en un vano de longitud L es:

Hcm = Hc – f > Hms

Hms = 8.10 m (en postes de 12.20 m); Hc = 8.95 m; de manera que f < 0.85 m

El cálculo de la flecha f es por medio de la siguiente ecuación:

f = PL2 / 8T

Siendo P el peso del conductor en lb/m; L la longitud del vano en metros y T la tensión en lbr.

Tomando en cuenta los datos de densidad de peso de cada conductor, la tensión de ruptura,


se encuentra que la longitud de vano tiene los valores que se muestran en la siguiente tabla, para una tensión aplicada del 5 %. Y postes de 12.20 m:

Tabla número 1.

Si los postes son de 13.72 m; Hc = 10.32 m y Hms = 8.10 m se tiene que f = 2.22 m y la longitud de los vanos, serían los que se muestran en la siguiente:

Tabla número 2.

En estas condiciones, la diferencia sería usar 3 postes de 12.20 m, contra 2 postes de 13.72 m

Este es un criterio de optimización que se aplica con bastante propiedad en líneas de transporte porque generalmente van por campo traviesa. Pero en el caso de líneas de distribución, que tienen que ajustarse a las condiciones urbanas y topográficas del terreno, el criterio no tiene el mismo grado de aplicación. En este caso, aun cuando persisten los criterios del diseño mecánico para lograr la seguridad y la funcionalidad obligada, el vano de la línea también debe cumplir otras características que le permitan adaptarse a los puntos de medición donde los usuarios reciben la energía eléctrica.

Un análisis estadístico de la red de distribución de EEGSA arroja vanos entre 25 m en el área urbana y del orden de 50 m en el área rural, tal como fue presentado en el informe de la etapa C-Módulo C-1, Optimización de la red del distribuidor. Costos de unidades constructivas. Numeral 4.2.8. El resultado anterior es consecuencia de que la red de distribución crece en forma aleatoria, respondiendo a la solicitud de servicios de diferente magnitud y en distintos lugares, con características urbanas o rurales típicas.

Por lo anterior, la determinación de la longitud del vano en el área urbana debe considerar además de los parámetros de diseño de los elementos que constituyen la línea y la topografía del terreno, la longitud de las cuadras y el ancho de las calles o avenidas que en si determinan las condiciones para la prestación del servicio. En una línea de vano muy largo, las acometidas para los servicios tienden a ser más largas y partiendo más acometidas por poste; agudizándose en la medida que el frente de los inmuebles sea menor, porque implica más servicios por cuadra y por ende, por poste.

Por lo tanto, tomando en cuenta estas condiciones estructurales del medio donde debe


Peso (Lbr/mil pie)


Vano % Trptra

Mistletoe 9,940 522 0.5 497 34.08 5.00%Hawk 19,500 656 0.5 975 42.57 5.00%Tulip 6,150 315 0.5 308 34.50 5.00%Penguin 8,350 291 0.5 418 41.83 5.00%Oxlip 3,830 198 0.5 192 34.34 5.00%Raven 4,380 145 0.5 219 42.92 5.00%Azusa 4,460 115 0.5 223 48.63 5.00%


Peso (Lbr/mil pie)


Vano% Trptra

Mistletoe 9,940 522 2 497 68.15 5%Hawk 19,500 656 2 975 85.15 5%Tulip 6,150 315 2 308 69.01 5%Penguin 8,350 291 2 418 83.66 5%Oxlip 3,830 198 2 192 68.69 5%Raven 4,380 145 2 219 85.83 5%Azusa 4,460 115 2 223 97.26 5%


modelarse la red de distribución, un criterio para encontrar la longitud del vano más adecuado puede ser el que minimice los costos de postes y de longitud de conductor para acometidas, pues la disminución de una de estas variables implica el crecimiento de la otra, es decir, están inversamente relacionadas con la longitud del vano.

Para su determinación, se inició con un levantamiento del número de manzanas en una muestra de 18 zonas de la ciudad de Guatemala –representativa de la población total- y se cuantificó en cada zona el área que ocupan las manzanas que corresponden al 20 % del total. Se consideró que el área determinada corresponde a manzanas de forma cuadrada y que abarcan hasta el eje a de las calles, lo cual permitió determinar el lado por manzana y en consecuencia obtener una longitud aproximada de la cuadra en las manzanas representativas de cada zona.

De esta forma se obtuvo una distribución de longitud de cuadra, como se ve en la gráfica siguiente.

A partir de esta distribución se calculó la longitud promedio de 105 m por cuadra, Por otro lado, se determinaron algunos anchos de calle en varios sectores del área de concesión, los cuales van desde 7 m hasta 10 m como puede verse en el cuadro siguiente.

Ancho de calles Tipo de área m Alta densidad 10 Media superior 8 Media inferior 7 Baja densidad 7 Area rural 7 Area costa 8

Se analizaron dos casos: uno de tres postes por cuadra y otro de dos postes también por cuadra, en cuadras de 100 m, anchos de calle de 10 m y frentes de vivienda de 8 metros; el primer caso da un vano de 37 m mientras que en el segundo caso, el vano resulta de 55 m.

Vano colocando 3 postes por cuadra

0

200

400

600

800

74.22 101.39 128.55 155.71 182.87

Distribución de cuadras por longitud en m.


V Va a

L c

Vano colocando 2 postes por cuadra.

L

Va a

Siendo N el número de vanos / km y M es el (número de postes -1) /km, ya que el último postes coincide con el primero del siguiente km de línea.

Al analizar el número de acometidas por poste, se tiene que en el primer caso, cada poste tiene 4 longitudes diferentes de acometida hacia un lado: dos en la acera donde está el poste a 4m y 8 m del poste y dos atravesando la calle; y en esa forma otras 4 equivalentes hacia el otro lado del poste, lo cual da 8 acometidas por poste en total. En el caso de dos postes por cuadra, cada poste tiene 6 acometidas diferentes hacia un lado: 3 sin atravesar la calle a 4m, 8 m y 20 m del poste, y 3 atravesando la calle, y otras 6 equivalentes hacia el otro lado, lo cual da 12 acometidas por poste. En el primer caso, la longitud de acometidas es de 217 m/cuadra, tomando en cuenta la diferencia de alturas entre el punto del poste y

Geometría de vano para 3 ó 2 postes por cuadra en m

Postes/cuadra L c a V M N Frente casa Acm/cuadra Acmt/pst3 100 10 13.33 36.67 27.27 27.27 8 25 8.332 100 10 22.50 55.00 18.18 18.18 8 25 12.5


el punto donde se tensa el cable para introducirlo al tubo de acometida, así las distancias horizontales y la catenaria. En la misma forma, en el segundo caso, es 359 m. requiriéndose 82 m más, es decir, la opción de 2 postes por cuadra significa un poste menos, pero 82 m más de cable de acometida.

El hecho de requerir de haber más conductor en acometidas, significa también que se incrementan las pérdidas por que la intensidad de corriente promedio de acometida recorre 82 m más.

Al considerar que la intensidad de corriente de cada acometida es de 14.71 A y que se usa el conductor triplex # 4, el valor presente de dichas pérdidas en 25 años, a una tasa de actualización del 7 % anual y al precio de 147 $/MWh, la comparación de costos incrementales entre esas opciones muestra que la opción de 3 postes por cuadra es la de menor costo. Los resultados están en el archivo en Excel “Longitud de vano” y se resumen en la siguiente:

Tabla Número 3.

Comparación de costos con 2 ó 3 postes por cuadra.

El resultado anterior muestra que es más económico el vano de 3 postes por cuadra.

Por otro lado y para reforzar el resultado anterior, en el área urbana la línea de media tensión siempre compartirá sus estructuras con las líneas de la red de baja tensión. El diseño mecánico del vano para la red de baja tensión, con cable triplex entorchado y con el neutro forrado, en un vano de 37 m implica mejores condiciones mecánicas que aseguran el cumplimiento del requisito que impone la distancia mínima de seguridad en calles con tránsito de vehículos, que un vano mayor como el que implicaría la construcción de 2 postes por cuadra, tal como se muestra en la siguiente:

Tabla # 4

Por lo anteriormente expuesto, se adoptó para la red modelo en el área urbana, el vano que implica la instalación de tres postes por cuadra, el cual puede ser entre 33 m a 37 m dependiendo de la longitud de la cuadra.

En el área rural, donde la densidad de demanda es relativamente baja, principalmente por la reducida concentración con que se presentan las viviendas, incidiendo en escasas acometidas por poste, el vano puede ser mayor, también porque no siempre llevará red de baja tensión. Finalmente, porque en algunos casos estará por caminos que no son transitados por vehículos automotores.

Las consideraciones anteriores conducen a adoptar un vano de 50 m en el área rural, tanto para las líneas de media tensión, como para las líneas de baja tensión.

Comparación de costos en $ Valor presente en $ de GRANpérdidas adicionales TOTAL

Postes por cuadra Conductor m $ Conductor Postes $ postes Total Δ pérdidas kW VP prds $ $3 275.17 267.4256508 3 657.12 $924.55 0 0 $924.552 359.06 348.9582049 2 $547.49 $896.45 240 $410.51 $1,306.96


Peso (Lbr/mil pie) Flecha (m) Tensión

aplicada (lbr) Vano % TrptraTriplex 1/0 4,380 566 0.5 657 37.62 15%Triplex 1/0 4,380 566 1 657 53.21 15%


Comentario CNEE:

Respuesta:

a) Para el tema de postes específicos para la instalación de transformadores trifásicos, considérese que la cantidad de clientes trifásicos es mayor a los 8500 mientras que los transformadores instalados en postes específicos para tal fin representan


aproximadamente el 47% del total y concurren únicamente en área de alta densidad urbanas. Los transformadores trifásicos para clientes de tales servicios en el área rural están instalados en los postes de red y totalizan alrededor de mil unidades. EEGSA efectúa la instalación de bancos exclusivos para atender las solicitudes de servicio siguientes: voltajes específicos (servicios en 120-208v 480 v) que requieren la construcción de bajadas secundarias y mediciones en poste, las cuales no conviven con la red de baja tensión convencional debido a razones de espacio físico y a razones de seguridad por los riesgos asociados a la convivencia de dos voltajes diferentes en la misma estructura. A continuación se muestra una estructura típica para el caso mencionado del Centro de transformación y su medición, que explica el requerimiento expresado en las unidades constructivas eficientes:


Compartimos que su impacto es pequeño pero no puede elaborarse la empresa modelo sin considerar la existencia de estas demandas en diferentes voltajes trifásicos y sus necesidades en cuanto a servicios, seguridad y abastecimiento. De la misma forma y como se reconoce en su carta, “…el peso de estos usuarios sobre la red de media tensión es considerablemente pequeño por lo que su impacto en el promedio global tiende a ser despreciable”


Respecto al alumbrado público, estando conscientes de lo descrito en el artículo 83 del RLGE: “No se incluirán como costos de suministro….los costos asociados a instalaciones de alumbrado público…” El objetivo de hacer referencia al alumbrado público, era mostrar que dadas las restricciones en la ubicación de postes, resultantes del ordenamiento territorial ( no postes en esquinas, no en los linderos de las propiedades, instalación rectilínea) demuestran que la ubicación resultante de postes en las áreas urbanas es favorable y agrega valor por cuanto el alumbrado público puede servirse eficiente, estética y económicamente a partir de la infraestructura eléctrica, sin necesitar la adición generalizada de estructuras municipales dedicadas exclusivamente al alumbrado público que permitan alcanzar las calidades de alumbrado público requeridas, resultando en un beneficio económico a la sociedad y a las municipalidades que debe ser remunerado, por otra parte también resulta beneficioso por los aspectos de seguridad de las personas en la instalación y mantenimiento de estructuras de alumbrado público intermedias a las estructuras de red y los costos de infraestructura y mantenimiento que ello implica.

Comentario CNEE:

Respuesta: b) En relación a su texto: “En la norma técnica del distribuidor MT…..”, consideramos que la cita mencionada, expone, fuera de su contexto, lo referido en dicha norma específica y considerándola de aplicación general:

b.1 la norma descrita corresponde a la normativa para “Línea Aérea de Media

Tensión con conductor protegido a los contactos accidentales instalada sobre


estructura convencional (cruceros)”. En su inciso 2, CAMPO DE APLICACIÓN se

describe: “Esta norma se aplicará en las zonas arboladas donde sea dificultoso

ejecutar la poda necesaria para instalar líneas con conductores desnudos…en zonas

con elevados vientos y tormentas…en que aves de gran envergadura de alas, suelan

producir fallas….”

b.2 El inciso 7 de dicha norma CALCULO MECANICO DE LA LINEA describe el

Anexo A de dicha norma que verifica la altura de postes, la resistencia mecánica de

los mismos y concluye con las tablas de tendido para conductores en varias

condiciones previendo las mayores exigencias mecánicas y no estableciendo la

longitud de los vanos de construcciones ni reales ni modelos. Lo cual es

perfectamente consistente con lo indicado en las NTDOID:

Comentario CNEE:

Respuesta: c) Las observaciones sobre la longitud de acometidas, consideramos quedan satisfechas con la demostración del vano económico descrito en páginas anteriores.

Comentario CNEE:

Respuesta: d) sobre la solicitud de su comentario referente a considerar para el diseño del vano óptimo de las áreas en damero el acuerdo municipal COM-002-2002, Reglamento de uso de la vía pública, articulo 21 literal a) nos permitimos aclararle, que consideramos la observación fuera de lugar pues cita el mencionado reglamento fuera de contexto, independientemente del dictamen legal sobre los resultados y conclusiones de la Corte de Constitucionalidad sobre el recurso de inconstitucionalidad del referido Reglamento y que adjuntamos en el Anexo 1.


El artículo 21, literal a) relacionado en su nota, indica textualmente:

El texto referido indica que “El departamento autorizará la instalación de infraestructura aérea….y el posteado se ubique de preferencia en el lado opuesto de la infraestructura instalada por la Empresa Eléctrica, respete una distancia entre postes no menor de 50 metros…..” Un análisis semántico del texto muestra que la disposición municipal referente al ordenamiento territorial de “…una distancia no menor de 50 metros…” no puede referirse a la infraestructura de Empresa Eléctrica, (obviamente se refiere a infraestructura para otros fines) por la exclusión que el mismo texto indica: “…en el lado opuesto de la infraestructura instalada por la EE…”. Queda claro del dictamen jurídico del Anexo 1 que la municipalidad de Guatemala tiene toda la autoridad para determinar los criterios de ordenamiento territorial para la instalación de infraestructura pero no los criterios sobre el diseño de ingeniería de la misma infraestructura.

Comentario CNEE:

Respuesta: 3.4.2 Longitud de acometidas: tal y como se indica en su nota, se efectúa un cálculo teórico sobre la longitud de conductor de las acometidas (incluyendo longitud vertical y horizontal), que tiene por objeto básico tomar en cuenta las distancias verticales que resultan de la diferencia de altitud entre el secundario de red y la caja del medidor (en esta longitud influye la catenaria del cable de acometida y la vuelta necesaria para evitar el derrame de agua de lluvia en el tubo de acometida y en el medidor), esto se muestra en la gráfica siguiente, ya remitida con anterioridad en el informe:


La información remitida en el contexto de la Resolución CNEE-50-2011 sobre las longitudes de acometidas, fueron extractadas con base en la geo referencia de los usuarios, considerando esa tecnología de obtención de datos, la longitud reportada corresponde exactamente (en la medida de la exactitud del instrumento de geo posicionamiento, 5% de confiabilidad) a la distancia horizontal entre la geo posición del poste de baja tensión y la geo posición del medidor de energía eléctrica, el procedimiento de obtención de esta información y el relevamiento de la situación en campo está a disposición del regulador.

El muestreo elaborado durante el estudio EVAD para determinar el vano medio real de MT que resulta en 30.4m, no refleja necesariamente la distancia de las acometidas, pues muchos postes existentes en la red de MT solo poseen red de MT, o solo poseen transformadores trifásicos. Por otro lado la distribución no homogénea de los clientes afecta la distancia real horizontal entre poste y cliente y resultan en los datos enviados oportunamente y que pueden no coincidir con el promedio teórico que el regulador esperaría en 8 metros, con lo cual confirmamos la congruencia y consistencia de ambos datos.

Para la determinación de la longitud de la acometida para el VNR de acuerdo a lo indicado en 4.4.8.1 3) de los Términos de Referencia (“Determinación de la longitud media real de acometidas…”), se considera:

a) La geo posición y ubicación de los clientes, dado que la misma es una restricción de entrada, al sistema, es decir no pueden reubicarse a los clientes.

b) La longitud total de las acometidas, debe, en cualquier caso considerar adicional a la distancia horizontal, las distancias verticales, dado que las alturas del secundario normalizado y del medidor no son las mismas, además de la longitud asociada a la catenaria del conductor de acometidas, esos criterios se demuestran en el informe etapa C en todas sus versiones, y que concluyen en un promedio de 1.27 como factor de multiplicación a las distancias de acometidas que se determinen. Comentario CNEE:

a. NO se presenta en el Estudio que para la determinación del medidor óptimo, se haya

realizado un estudio que incluya la valorización de las pérdidas en el tiempo y su vida

útil. Por lo que se solicita se incluya el análisis correspondiente con los criterios


técnico-económicos sobre este tema, para la definición del medidor óptimo por

categoría tarifaria.

Respuesta: En relación a su comentario adicional sobre la determinación del medidor óptimo, el estudio al respecto está limitado a los medidores que pueden operar con el mecanismo de caja socket aprobado para la conexión de los usuarios en la resolución CNEE-61-2004. Sin embargo adjuntamos el ejercicio efectuado considerando aun la posibilidad de conversión de instalaciones existentes tipo socket a instalaciones sobrepuestas en el caso de los usuarios de Baja Tensión. En el resto de usuarios la selección económica está dominada por el precio del equipamiento. Finalmente sobre los medidores para usuarios de peaje en BT y MT se determina por sus atribuciones adicionales como eficiente el CON22.

Comentario CNEE:

EL MEDIDOR ECONOMICOCON36 CON37 CON29 CON01 CON02 CON32 CON31 CON23 CON22

PRECIO ECONOMICO DESCRIPCION DE MEDIDOR ECONOMICO OBSERVACIONES TECNICAS

GRUPO TARIFARIO

NUMERO DE FASES

TIPO DE MEDIDOR $14.16 $15.21 $27.33 $95.18 $118.07 $125.45 $125.77 $1,973.43 $2,030.18

BTSS360.40$ 361.45$ 27.33$ 95.18$ 118.07$ NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 27.33$



BTS360.40$ 361.45$ 27.33$ 95.18$ 118.07$ NO APLICA 125.77$ NO APLICA NO APLICA 27.33$



















































SUBTOTAL

PEAJEFT BT NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 1,973.43$ 2,030.18$ 2,030.18$



PEAJEFT MT NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA NO APLICA 1,973.43$ 2,030.18$ 2,030.18$



TOTAL

Medidor electromecánico monofásico de sobreponer 120 V, 2 elementos (CON36)

Medidor electromecánico monofásico de sobreponer 120/240 V, 3 elementos (CON37)


Medidor electrónico monofásico 120/240 V, 30 A clase 200, 3 alambres forma 2S, 2 elementos, con memoria masiva (Estudio de Caracterización de Carga) (CON01)




Medidor electrónico trifásico tipo socket auto rango 40-140 V, 2.5 A clase 20, 4 alambres forma 9S, 3 elementos, con memoria masiva y comunicación (NCC14) (CON23)


MTDFP

TRIFASICO

BTDP

TRIFASICO

BTDFP

TRIFASICO

MTDP

TRIFASICO


Respuesta: La determinación del conductor Económico para la utilización en los servicios de acometidas ya ha sido resuelta en párrafos anteriores.

4. CONFORMACION DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS Comentario CNEE:

Respuesta:

Sobre su texto relacionado con el diseño conceptual de la Unidad Constructiva y el diseño real de EEGSA consideramos que las empresas de distribución emplean una gran cantidad de su tiempo en la investigación, prueba y normalización de los productos con los que construyen, procedimiento al cual EEGSA no es ajena, dicho proceso incluye la verificación de valor económico de los activos a incluir en la red, además de su calidad, su acceso a mercado y proveeduría, etc., con lo cual no es extraño que algunas de las unidades constructivas, materiales y procedimientos “óptimos” resulten muy cercanos a la práctica común de EEGSA, considerar lo contraría equivaldría a aceptar “a priori” que todos los elementos usados en la actualidad por EEGSA son ineficientes. Los índices de calidad del producto, niveles de pérdidas y percepción del cliente confirman la buena calidad en el servicio prestado.


En este marco, no compartimos la opinión expresada respecto a la conformación de Unidades Constructivas siguiente: “…se puede constatar que el diseño se basa en replicar la forma, tiempos, metodología técnica y tecnologías que la distribuidora está utilizando….”. No existen diferencias muy notorias en lo que las empresas de distribución alrededor del mundo hacen. Comentario CNEE:

Respuesta:

Respecto a la conformación de la UUCC y su descripción de “ las estructuras especiales”, es necesario aclarar que las descritas (doble remate, tangente en derivación, ángulos, etc) no son estructuras especiales, al contrario son estructuras comunes tanto como aquellas consideradas “estructuras tangentes”. Todo diseño de línea de distribución poseerá remates dobles en finales de tramos, cambios de conductor y donde se requiera instalar dispositivos de protección y maniobra. Las estructuras “tangentes en derivación” como se explicó en las reuniones presenciales, permiten de manera económica derivar hacia instalaciones de clientes la tensión correspondiente.

Las estructuras en ángulos menores permiten una continuidad de la línea donde la alineación perfecta es imposible debido al cambio de ancho de las aceras, obstáculos de difícil remoción, respeto de las distancias mínimas de seguridad horizontales, etc. Adicionalmente este análisis sugerido, de las “estructuras especiales” nos ha permitido identificar la ausencia en los diseños de una de ellas: la estructura “buck-arm” cuya importancia radica en que permite cambiar a otro lado de la acera o cambiar de dirección a noventa grados cuando ello se requiere, lo cual es usual en configuraciones urbanas que no son exactamente rectángulos regulares, se han adicionado estructuras “buck-arm” al diseño original y se muestran en las bases de datos y desplegados de UUCC del informe final de etapa C, también se comentan en la parte correspondiente más adelante en esta comunicación.

Comentario CNEE:


Respuesta: Respecto a trifásicos con poste exclusivo, considerar los expuesto en el inciso 3.4.1. Considerar adicionalmente que dadas las necesidades de medición secundaría en caja descrita a continuación, no puede prescindirse del poste para la ubicación de tal medición pues su ubicación en “la pared” del cliente es inadecuada.


Comentario CNEE:

Respuesta: Se amplía el análisis sobre la probabilidad de incidencia de rayo en una zona de niveles ceráunicos conocida como es el caso de la zona costera definida en función del Atlas Climatológico de Guatemala y la experiencia recogida en los años de operación de las redes de dicha área e investigaciones. Donde se concluye que áreas de nivel ceráunico en días de tormenta al año, resultan equivalentes a descargas que inciden directamente en los circuitos por año de aproximadamente el mismo rango dadas las longitudes de red extensas que caracterizan esas áreas y que determinan la necesidad de una coordinación de aislamiento que reduzca los efectos de este fenómeno en la calidad del servicio.


Para este estudio se estudiaron los siguientes circuitos:

• 65 Subestación Cerritos

• 71 Subestación Santa Lucía Cotz.

• 75 Subestación Puerto de San José

Se analizaron los siguientes temas: • Nivel de Aislamiento

Descargas Atmosféricas

AISLAMIENTO NBI = 0.961 TCF (Nivel Básico de Impulso)

(TCF) normal = NBI/0.961

normalTCFdiseñoTCF )()(

)273/(92.3δ tb


Factor de corrección de la densidad del aire

ALTIMETRIAS DE LOS CIRCUITOS [msnm]

Datos Estaciones INSIVUMEH

Descargas Atmosféricas

Ng = 0.12 DT

Dónde:

Ng = Densidad del rayo a tierra # de rayos / km2

DT = Nivel ceráunico

Por ejemplo, para la zona de Escuintla le corresponde un nivel ceráunico de 100, el cual tiene 0.12 (100) = 12 rayos / km2.

Para determinar el número de descargas atmosféricas que inciden sobre la línea se utiliza la siguiente expresión empírica:

NL = 0.012 * DT * W

Dónde:

NL = es el número de rayos en la línea por 100 km al año

DT = Nivel ceráunico

W = es el ancho efectivo de la línea

W = b + 4h1.09

Dónde:

b = separación entre hilos de guarda

h = es la altura de la grapa del conductor más alto

h = hcg – 2/3 (hcg – hcgm)

Donde:

hcg = es la altura del hilo de guarda en la estructura

Circuito Salida Norte Centro Sur Poniente Oriente Promedio

65 150 --- 310 --- 307 365 283

71 400 --- 225 65 380 --- 267

75 2 38 20 5 --- --- 16

Estación Código Circuito

Patm [mmHg]

T Prom [°C]

Escuintla E12 65 768.1 27

Camantulul E14 71 758.2 25.7

Puerto E11 75 758.6 27.4


hcgm = es la altura del hilo de guarda en el punto medio del tramo, donde la diferencia

hcg-hcgm =corresponde a la flecha f, en el punto medio del tramo.

Altura del Neutral como Guarda PC de 35’

El ancho efectivo de la línea viene dado por:

W = 0 + 4(8.66)1.09 = 42.06 m

m

kgmmkgf 4891.0

7.198860/216.0 2

mh 66.8)4891.0(3/299.8


Por lo que, el número estimado de descargas a la línea con un nivel ceráunico de 100 es:

NL = 0.012 * 100 * 42.06 = 50.47 ≈ 51 rayos en la línea por 100 km. al año

Rayos que inciden en el Circuito

Finalmente citamos el texto siguiente tomado del libro Sistemas de Distribución del Ing Roberto Espinosa y Lara, Limusa, Primera Edición, 1990, pág. 601:

“…cuando una descarga llega a una cable de fase, el potencial a lo largo de la trayectoria de la corriente se puede elevar a valores muy altos, tanto en el conductor alcanzado por el rayo como en los conductores adyacentes. Si la instalación no tiene ninguna clase de protección, la sobretensión puede destruir el aislamiento, produciéndose un flameo. Lo anterior trae como resultado que la protección del alimentador detecte una falla, ordenando al interruptor que abra el circuito y dejando sin energía a un grupo de clientes. El tiempo de interrupción depende del tiempo de re cierre, de la magnitud de la falla y de la protección contra sobretensiones de que disponga el circuito aéreo.

El efecto de las descargas atmosféricas en la confiabilidad del sistema de distribución es bastante severo, y también lo son los costos asociados con la restauración del servicio. La práctica común en muchas compañías eléctricas del mundo consiste en proporcionar protección con hilos de guarda, apartarrayos o una combinación de ambos. No proteger las líneas trae como resultado interrupciones momentáneas y permanentes y que en algunas ocasiones se funda los cables debido a flámeos entre lineal.

….

Los efectos de las descargas atmosféricas han sido estudiados con modelos geométricos y modelos reales; esto ha servido para determinar el comportamiento de los aislamientos de las líneas ante las descaras atmosféricas y el diseño más adecuado y los métodos de protección de líneas aéreas.

El arreglo sin protección presentó una incidencia de 85 a 99 flameos por cada 100 descargas en línea, para un rango de 100 a 700 kV de nivel básico de aislamiento. De lo anterior se desprende que incrementar el nivel básico de aislamiento de una línea sin protección de ninguna especie no ofrece un mejoramiento sensible en su comportamiento, siendo este arreglo el menos eficiente.

…

El arreglo con hilo de guarda y el que tiene un apartarrayos en la fase más alta mostraron comportamientos intermedios entre el arreglo con apartarrayos en todas las fases y el arreglo sin ninguna protección.

…

De acuerdo con estas investigaciones se desprenden las siguientes conclusiones consideradas de importancia primordial para los ingenieros en el diseño de redes

Circuito Distancia Circuito [km] Rayos al Año

65 187 95

71 181 92

75 200 102


aéreas:

El aumento del nivel básico de aislamiento de las líneas ayuda a disminuir el número de interrupciones por flámeos, siempre y cuando se emplee algún tipo de protección.

El nivel básico de aislamiento se incrementa empleando postes de madera, crucetas de materiales aislantes y aisladores de clase mayor a la nominal. “

Comentario CNEE:

Respuesta: Respecto a su observación sobre la actividad de resanado de banquetas en área rural, efectivamente esta fue incluida por error en algunas UUCC del area rural, lo cual se ha procedido a revisar en todas ellas y a retirar tal actividad en las UUCC rurales, lo cual se incluirá en la versión final del informe Etapa C.

Comentario CNEE:

Respuesta: En relación a su observación sobre la adición del 5-7% de cable, lo que se considera excesivo para vanos relativamente cortos, adjuntamos el estudio de catenaria y jumpers, que se incluirá en el nuevo informe etapa C. En resumen el estudio adjunto muestra que la catenaria es responsable de una porción baja de ese cable adicional que alcanza el 2% de cada kilómetro de línea y que incluye los cables de conexión (o jumpers) para derivaciones en postes, derivaciones aéreas (o flying taps), jumpers de doble remate (en línea y en ángulo).


Comentario CNEE:

Respuesta: En relación a su solicitud de evaluación económica de cable desnudo versus forrado. Nos permitimos comentar que la tecnología de cables forrados en redes secundarias es muy madura en cuanto a sus beneficios en la reducción de pérdidas, como ya anotaba en 2005 OLADE en su “Manual Latinoamericano y del Caribe para la Reducción de Pérdidas” (extracto a continuación). Posteriormente la normalización de calidad de la distribución permitió una justificación adicional al criterio de diseñar secundarios con redes aisladas dadas las mejoras de calidad por interrupciones en baja tensión que permiten.

Longitud de cable por cada km de línea:Cantidad/kmmm/fase.unidadTotal mm/km L Porcentaje

Catenaria 1111 1111Derivaciones en poste 4 2500 10000Derivaciones aéreas (flying tap) 3 2500 7500Doble remate 1 1600 1600Total/fase.km 20211Número de fases: 20211 20.21147292 2.02%

Derivación en poste: mm Pulgadas

Fase b al poste en dirección de la línea 1447.8 57Fase b al poste en dirección 90 ° 1447.8 57Diferencia de altura 1400Distancia: 2480Se aproxima a 2500

Doble remate: mm

Cadena de remate 330altura de aislador 180Grosor de crucero 95.25Diámetro del poste donde el crucero 187Total 792.25Total X 2 1584.5Aproximado a 1600

Derivación aérea: mm

Diferencia de altura entre fases 2500

Catenaria m

Vano medio Urbano y rural 41.5Flecha 0.8Longitud de cable/fase.vano 41.541Longitd de cable/fase.km 1.11


El neutro forrado es una tecnología adoptada en varios países a principios del siglo XXI que permite agregar seguridad a la red secundaria contra las conexiones fraudulentas pues dificulta la determinación de los cables de fase y de tierra para inexpertos y obliga a multiplicar los puntos de conexión visibles en caso de conexiones fraudulentas. Finalmente esta tecnología también aumenta la seguridad física a los usuarios y sus bienes conectados a la red, al reducir en casi su totalidad el riesgo de energización del neutral con voltaje de fase en caso de ruptura en los conductores de fase.

Comentario CNEE:

Respuesta: El dimensionamiento del poste optimo ya fue comentado anteriormente en esta misma nota.

Comentario CNEE:


Respuesta: Respecto a “La inclusión en cada UUCC de un armado de finalización de línea con anclaje de poste auxiliar y un anclaje de más, lo que también se considera como un concepto errado que se finalice la línea en cada UCC, ya que esto implicaría que en la red tendríamos únicamente tramos de línea de un kilómetro lo cual no es lógico ni óptimo” EEGSA aclara lo siguiente:

El anclaje de poste auxiliar o “anclaje stub” se debe a que dicho remate

corresponde a una construcción en bandera, con lo cual el extremo del crucero

debe afianzarse a fin de transmitir la tensión horizontal de los conductores,

evitando la rotación del crucero.

El anclaje adicional, ha sido corregido, dado que la unidad “anclaje en stub” ya incluía su anclaje respectivo.

Los remates en un kilómetro típico de línea óptima se dan, en el inició del

kilómetro, cada 500 metros (remate doble) y por consiguiente el final de kilometro

inicial y principio del siguiente corresponde un anclaje doble. Lo anterior se

corresponde exactamente con un anclaje sencillo al final y al principio de cada

kilómetro.

Comentario CNEE:

Respuesta:

La inclusión de un transformador con código TTR01 en la UCC Banco de Capacitores, se corresponde para alimentar la tensión de referencia del control para la entrada y salida del banco de capacitores. Dicho control tiene la especificación que se adjunta a


continuación y utiliza el voltaje de la línea de media tensión para determinar la entrada o salida del banco de capacitores adicionalmente a los requerimientos horarios establecidos.

La tensión del secundario (si existiera) no es una referencia adecuada para dicho control debido a las fluctuaciones de carga y tensión que pueden provocarse en el secundario por la demanda, a la diferencia de tensión que puede aparecer en ese punto del secundario como resultado de la gestión de los cambiadores de tap para la regulación de voltaje de los clientes en el transformador de distribución, y debido al riesgo de pérdida de la señal de tensión por falla en el secundario por disparo del transformador debido a sobrecarga o falla. Comentario CNEE:

Respuesta: En el caso de cuchillas seccionadoras y el seccionador automatizado regularmente son instalados en postes existentes donde solamente se cuenta con un crucero sencillo y la construcción de la red es en línea, tal y como le describe en su comentario. Por lo anterior se hace necesario la construcción de un doble remate lo cual aumenta los elementos que deben instalarse en la red. Incluso en algunas ocasiones se debe cambiar el poste al inmediato superior para poder instalar el equipo y que quede operando de la mejor manera posible. Se agrega un crucero adicional para tener una construcción de crucero doble, un brace adicional, cadenas de remate, tornillos y todos los herrajes necesarios que deben contemplarse adicionales a los existentes. Lo anterior queda demostrado o ilustrado de mejor forma con la siguientes figuras.


Comentario CNEE:

Respuesta: La familia de las grapas de remate poseen rangos para su uso en varios calibres, por ejemplo, la familia del rango No2 al 4/0 utiliza una grapa que cubre este grupo de conductores, posteriormente a ello, el rango 4/0 a 556, utiliza una grapa cuya abertura para recepción de cable es suficiente para estos.

Comentario CNEE:

Respuesta: Respecto a la impresión de que algunos materiales son duplicados, debemos aclarar que los materiales no se repiten, el problema es percepción, dado que los herrajes no fueron totalizados según el códigos de herraje, simplemente se recopilaban y se mostraban en el formato solicitado dentro de los términos de referencia del EVAD.

El problema fue solucionado al agregar a la base de datos la siguiente vista:

CREATE VIEW V_REPORTE_CNEE2 AS

Select cod_uc, desc_uc,cod_armado,desc_armado,herraje,desc_herraje,sum(cantidad) as cantidad, pivote,unidad,sum([costo unitario])as costo_unitario, sum(total) as total, cnee, desc_cnee


from dbo.v_reporte_cnee

group by cod_uc,desc_uc,cod_armado,desc_armado,herraje, desc_herraje,pivote,unidad,cnee,desc_cnee

Las partes en negrilla representan el código que hizo posible agrupar los materiales que “Parecían” estar duplicados y los agrupa para dar una visión más clara del reporte, además, en la lógica del programa: un mismo material puede estar incluido en “estructuras EEGSA” y en un nivel inferior a nivel lógico en las tablas “armado_herraje” y “estructura_herraje”, por lo que al agregar la vista V_REPORTE_CNEE2 se agrega un nivel superior en el proceso de datos y es posible agrupar todos los materiales recolectados para crear el “armado CNEE”.

En el programa que genera la reporteria en excel, se ha modificado el usar la vista V_REPORTE_CNEE por la nueva V_REPORTE_CNEE2 para efectos de cubrir este punto.

Respecto a los hallazgos de algunos materiales sin correspondencia a armados específicos, queremos indicar que fue realizado un análisis pormenorizado de los armados incluidos en las Unidades Constructivas, de esta revisión se realizaron las tareas listadas a continuación:

Borrado: el herraje es eliminado dentro de los componentes del armado. Agregado: en el caso que sea identificado un herraje que sea utilizado dentro de un

armado y que durante la revisión hubiere sido detectado, dicho herraje sera adicionado al armado.

Modificado: si se determina que la cantidad de herrajes utilizados dentro del armado es incorrecta, se procederá a cambiar la cantidad del armado original por la cantidad correcta.

Dentro de los archivos de soporte entregados con esta nota, se encuentra un archivo de nombre “Cambios a Estructuras.xlsx”, en donde se podrán ubicar de forma específica los cambios realizados a los armados utilizados en la conformación de las Unidades Constructivas, identificándose la estructura modificada, el herraje, la cantidad y la tarea realizada dentro del armado.

Comentario CNEE:

Respuesta: La observación de eliminar el armado de “Resanado de Banquetas”, de Las Unidades constructivas que no las utilicen será tomada en cuenta en la siguiente entrega del informe de Etapa C y la reducción del tiempo de apertura de agujero será considerada.

Comentario CNEE:


Respuesta: Se desea aclarar que la base de datos entregada no es una base de datos desarrollada en un modelo típico entidad relación, las relaciones de la base de datos se manejan a nivel de programación en vez de dejar que la base de datos lo maneje en el modelo típico entidad relación. Esto se observa, al analizar las consultas y vistas entregadas dentro de los archivos remitidos a la CNEE relacionadas con el modelo SQL.

Los scripts originales no poseen llaves foráneas, por lo que la carga de los datos debe realizarse sin inconveniente alguno, en otras palabras, las relaciones son manejadas con programación y cualquier cambio en la programación, en relación a las tablas, producirá un resultado acorde a los ajustes en la programación.

Esquema original de tablas entregadas.

Sobre el script original, este fue generado por el motor de base de datos MS SQL Server 2008 R2 y con ninguna otra herramienta externa. En el manual del usuario entregado a la CNEE se especifica claramente los requerimientos del sistema para ejecutar la aplicación. El error detectado por parte de la CNEE fue generado al momento de la carga del script en una versión diferente a la indicada dentro del manual de usuario proporcionado por EEGSA.


Forma estándar de generación de scripts en MS SQLSERVER2008 R2.

Con relación a las diferencia entre los valores de UUCC reportadas en el informe etapa C y las resultantes de su comprobación contra la base de datos, agradecemos sus comentarios, mismo que serán incluidos en la nueva versión del informe etapa C.

Como resultado de lo anterior los valores finales de las UUCC son los siguientes:


UUCC REDES DE MEDIA TENSION TOTAL COSTOS UUCC PRIMER ENVIO ETAPA C Diferencia

RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA PC 53,356.71$ 55,544.84$ -4%RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA PC 46,353.10$ 47,345.35$ -2%RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA PC 41,154.53$ 39,955.55$ 3%RED AEREA 3F AAC 556 CENTRADA PC 49,059.12$ 51,339.80$ -4%RED AEREA 3F AAC 336 CENTRADA PC 43,173.27$ 45,938.44$ -6%RED AEREA 1F AAC 4/0 PCRED AEREA 2F AAC 4/0 PCRED AEREA 3F AAC 4/0 CENTRADO PC 40,194.71$ 42,576.58$ -6%RED AEREA 1F ACSR 1/0 PC 29,585.76$ 32,985.52$ -10%RED AEREA 2F ACSR 1/0 PC 34,725.36$ 36,587.82$ -5%RED AEREA 3F ACSR 1/0 BANDERA PC 39,202.46$ 40,227.37$ -3%RED SUBTERRÁNEA XLPE URD CU 1/0 47,801.81$ 48,303.91$ -1%RED SUBTERRÁNEA XLPE URD CU 4/0 63,206.34$ 63,708.44$ -1%RED AEREA 3F AAC 556 SEMIPROTEGIDO PC 74,192.66$ 75,517.18$ -2%RED AEREA 3F AAC 336 SEMIPROTEGIDO PC 46,065.95$ 66,926.34$ -31%RED AEREA 1F AAC 4/0 SEMIPROTEGIDO PCRED AEREA 2F AAC 4/0 SEMIPROTEGIDO PCRED AEREA 3F AAC 4/0 SEMIPROTEGIDO PC 50,026.88$ 48,670.29$ 3%RED AEREA 1F ACSR 1/0 SEMIPROTEGIDO PC 28,786.73$ 31,279.97$ -8%RED AEREA 2F ACSR 1/0 SEMIPROTEGIDO PC 43,596.01$ 44,978.25$ -3%RED AEREA 3F ACSR 1/0 SEMIPROTEGIDO PC 53,489.22$ 54,567.33$ -2%RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA PX 41,340.90$ 37,871.44$ 9%RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA PX 35,353.35$ 33,187.99$ 7%RED AEREA 1F AAC 4/0 PX 21,728.62$ RED AEREA 2F AAC 4/0 PX 28,317.64$ RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA PX 31,575.65$ 28,617.13$ 10%RED AEREA 1F ACSR 1/0 PX, BANDERA 21,527.93$ 22,571.09$ -5%RED AEREA 2F ACSR 1/0 PX BANDERA 25,505.69$ 27,030.96$ -6%RED AEREA 3F ACSR 1/0 BANDERA PX 26,930.27$ 27,490.43$ -2%RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA + HILO GUARDIA PC 55,614.31$ 56,548.29$ -2%RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA + HILO GUARDIA PC 48,470.88$ 51,432.54$ -6%RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA + HILO GUARDIA PC 42,330.68$ 38,317.43$ 10%RED AEREA 1F AAAC 1/0 PC 26,436.66$ 34,888.97$ -24%RED AEREA 2F AAAC 1/0 PC bandera 32,646.39$ 38,006.58$ -14%RED AEREA 3F AAAC 1/0 BANDERA + HILO GUARDIA PC 39,888.08$ 41,773.73$ -5%RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA + HILO GUARDIA 43,257.02$ 42,716.65$ 1%RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA + HILO GUARDIA 36,577.94$ 38,287.80$ -4%RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA + HILO GUARDIA PX 32,962.43$ 31,301.55$ 5%RED AEREA 1F AAAC 1/0 PX 21,232.86$ 25,223.18$ -16%RED AEREA 2F AAAC 1/0 PX 27,596.70$ 26,707.16$ 3%RED AEREA 3F AAAC 1/0 BANDERA + HILO GUARDIA PX 26,484.00$ 31,219.72$ -15%RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA + HILO GUARDIA PM 41,654.54$ 55,570.84$ -25%RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA + HILO GUARDIA PM 36,957.23$ 50,666.65$ -27%RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA + HILO GUARDIA PM 32,057.13$ 45,257.99$ -29%RED AEREA 1F AAAC 1/0 PM 26,451.40$ 34,903.01$ -24%RED AEREA 2F AAAC 1/0 PM 26,124.56$ 38,609.42$ -32%RED AEREA 3F AAAC 1/0 BANDERA + HILO GUARDIA PM 29,934.67$ 42,885.05$ -30%RED AEREA 3F AAC 556 BANDERA + HILO GUARDIA PM 42,450.80$ 40,804.38$ 4%RED AEREA 3F AAC 336 BANDERA + HILO GUARDIA PM 35,531.64$ 36,587.08$ -3%RED AEREA 1F AAC 4/0 PM 22,920.06$ RED AEREA 2F AAC 4/0 PM 29,029.79$ RED AEREA 3F AAC 4/0 BANDERA + HILO GUARDIA PM 30,858.54$ 31,837.88$ -3%RED AEREA 1F AAAC 1/0 PM BANDERA 20,159.86$ 21,286.03$ -5%RED AEREA 2F AAAC 1/0 PM BANDERA 25,207.58$ 26,037.45$ -3%RED AEREA 3F AAAC 1/0 BANDERA + HILO GUARDIA PM 35,227.16$ 31,058.51$ 13%


UUCC SUBESTACIONES DE MT_BT TOTAL COSTOS UUCC PRIMER ENVIO ETAPA C Diferencia

SE 50kVA TIPO PEDESTAL 4,699.22$ 4,766.77$ -1%SE 225 KVA PEDESTAL 12,571.22$ 13,391.34$ -6%SE 300 KVA PEDESTAL 15,477.83$ 16,391.54$ -6%SE 500 KVA PEDESTAL 21,073.11$ 21,736.74$ -3%SE 750 KVA PEDESTAL 36,149.02$ 36,234.62$ 0%SE 3x10kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 4,688.30$ 4,894.50$ -4%SE 3x25kVA TIPO POSTE CONCRETO (CON POSTE) 5,944.42$ 6,334.79$ -6%SE 3x50kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 8,435.07$ 8,450.52$ -0.2%SE 3x75kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 9,564.15$ 4,223.34$ 126%SE 2x10kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 3,612.29$ 3,699.12$ -2%SE 2x25kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 4,522.00$ 4,747.55$ -5%SE 1x10+1x25kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 4,284.50$ 4,327.32$ -1%SE 1x10+1x50kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 5,420.05$ 4,779.50$ 13%SE 1x25+1x50kVA TIPO POSTE CONCRETO (con poste) 5,412.38$ 5,333.92$ 1%SE 1X10 KVA 1,410.45$ 1,547.69$ -9%SE 1X25 KVA 2,098.59$ 2,155.92$ -3%SE 1X50 KVA 2,450.09$ 2,466.05$ -1%SE 1X75 KVA 2,786.83$ 2,932.91$ -5%SE 3X10 KVA (SIN POSTE) 4,015.56$ 4,200.88$ -4%SE 3X25 KVA (SIN POSTE) 5,271.68$ 5,641.17$ -7%SE 3X50 KVA (SIN POSTE) 7,697.29$ 7,756.90$ -1%SE 3X75 KVA (SIN POSTE) 8,826.36$ 3,529.72$ 150%SE 2X10 KVA (SIN POSTE) 2,874.51$ 3,005.50$ -4%SE 2X25 KVA (SIN POSTE) 3,784.21$ 4,053.93$ -7%SE 1X10+1X25 KVA (SIN POSTE) 3,467.32$ 3,624.69$ -4%SE 1X10+1X50 KVA (SIN POSTE) 3,821.93$ 3,979.30$ -4%SE 1X25+1X50 KVA (SIN POSTE) 4,506.95$ 4,543.04$ -1%SE SUBTERRÁNEA 1F 50kVA 6,460.31$ 6,343.25$ 2%SE SUBTERRÁNEA 1F 75kVA 7,276.24$ 7,162.00$ 2%SE 300kVA INTERIOR 29,670.25$ 29,755.85$ -0.3%SE 500 KVA INTERIOR 30,863.69$ 30,949.29$ -0.3%SE 750 KVA INTERIOR 38,998.46$ 39,084.06$ -0.2%SE 1X5 KVA 1,192.35$ SE 3.5 KVA (CON POSTE) 3,833.67$ SE 3X5 KVA (SIN POSTE) 3,160.93$ SE 2X5 KVA (CON POSTE) 3,516.30$ SE 2X5 KVA (SIN POSTE) 2,778.52$ SE 1X5 + 1X10 KVA (SIN POSTE) 2,564.19$ SE 1X5 + 1X25 KVA (SIN POSTE) 3,249.22$ SE 1X5 + 1X50 KVA (SIN POSTE) 3,603.83$ SE 1X5 + 1X10 KVA (CON POSTE) 3,477.29$ SE 1X5 + 1X25 KVA (CON POSTE) 4,162.31$ SE 1X5 + 1X50 KVA (CON POSTE) 4,516.92$

UUCC REDES DE BAJA TENSION TOTAL COSTOS UUCC PRIMER ENVIO ETAPA C Diferencia

RED AEREA ENTORCHADO 4/0 PC 24,768.21$ 25,591.18$ -3%RED AÉREA Entorchado 1/0 PC 22,147.10$ 22,766.18$ -3%RED AÉREA Entorchado 4/0 PM 23,357.47$ 24,486.74$ -5%RED AEREA ENTORCHADO 1/0 PM 21,062.43$ 21,661.73$ -3%RED INTERNA ducto barra 17,954.00$ 19,795.02$ -9%RED SUBTERRÁNEA XLPE URD AL 4/0 21,803.35$ 23,672.42$ -8%RED AÉREA Entorchado 4/0 PCC 13,358.33$ 14,759.15$ -9%RED AÉREA Entorchado 1/0 PCC 10,513.74$ 11,934.14$ -12%


Comentarios de las Unidades Constructivas que no aparecen en la Base de Datos

UUCC EQUIPOS DE PROTECCION TOTAL COSTOS UUCC PRIMER ENVIO ETAPA C Diferencia

SECCIONADOR AUTOMATIZADO 23,851.64$ 23,210.55$ 3%RESTAURADOR AUTOMATIZADO TRIFASICO 27,831.94$ 24,625.89$ 13%RESTAURADOR AUTOMATIZADO MONOFASICO 20,437.60$ 16,675.64$ 23%FUSIBLE 15T 201.88$ 213.10$ -5%FUSIBLE 25T 202.12$ 213.33$ -5%FUSIBLE 40T 202.45$ 213.66$ -5%FUSIBLE 65T 205.81$ 217.03$ -5%FUSIBLE 100T 250.15$ 261.36$ -4%SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 140 A. 3 CONTEOS 1,045.59$ 1,002.54$ 4%SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 140 A. 2 CONTEOS 1,006.00$ 1,017.45$ -1%SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 70 A. 3 CONTEOS 1,024.49$ 1,036.63$ -1%SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 70 A. 2 CONTEOS 975.46$ 987.61$ -1%SECCIONALIZADOR ELECTRONICO 50 A. 3 CONTEOS 964.60$ 976.76$ -1%REGULADOR DE VOLTAJE 250 KVA 23,584.11$ 24,504.73$ -4%REGULADOR DE VOLTAJE 114 KVA 18,113.33$ 19,033.94$ -5%BANCO DE CAPACITORES 900 KVAr 16,919.61$ 17,025.32$ -1%BANCO DE CAPACITORES 300 KVAr 8,077.30$ 8,183.02$ -1%CUCHILLAS SECCIONADORAS 13.2KV 1,851.61$ 1,918.70$ -3%

UUCC TOTAL COSTOS UUCC PRIMER ENVIO ETAPA C Diferencia

Servicio Triplex No. 4 46.61$ 51.96$ -10%Servicio Triplex No. 2 74.43$ 83.23$ -11%Servicio Triplex No. 1/0 115.87$ 129.42$ -10%Servicio Triplex No. 4/0 158.95$ 171.18$ -7%Servicio Triplex 2 No.2 1 No. 4 74.84$ 82.84$ -10%Servicio Cuadruplex No. 4 80.34$ 102.83$ -22%Servicio Cuádruplex No.2 97.50$ 125.94$ -23%Servicio Cuádruplex 1/0 134.60$ 153.58$ -12%Servicio Cuádruplex 4/0 197.68$ 263.06$ -25%

UUCC MEDIDORES TOTAL COSTOS UUCC PRIMER ENVIO ETAPA C Diferencia

Servicio Triplex NO. 4 SIN DEMANDA 51.91$ 64.37$ -19%Servicio Triplex NO. 4 CON DEMANDA 132.70$ 145.13$ -9%Servicio Triplex No 2 139.15$ 145.13$ -4%Servicio Triplex 1/0 132.70$ 145.13$ -9%Servicio Triplex 4/0 132.58$ 145.13$ -9%Servicio Triplex 2y14 132.70$ 145.13$ -9%Servicio Cuadruplex 4 163.81$ 181.49$ -10%Servicio Cuadruplex 2 169.07$ 181.49$ -7%Servicio Cuadruplex 1/0 169.07$ 181.49$ -7%Servicio Cuadruplex 4/0 156.60$ 181.49$ -14%Medidor Servicio >70<100 KW 1,318.42$ 1,356.01$ -3%Medidor Servicio >100 KW 6,066.40$ 6,937.98$ -13%MedidorSalidaCircuitos132kv 12,948.38$ 13,163.93$ -2%

UUCC BAJADA PRIMARIA TOTAL COSTOS UUCC PRIMER ENVIO ETAPA C Diferencia

Bajada Primaria Trifasica 1,994.20$ 2,002.95$ -0.4%Salida de Circuito en Subterráneo para Subestacion 14,559.99$


En la siguiente entrega del informe de etapa que reúna las Observaciones propuestas de la CNEE contara con la cantidad exacta de Unidades Constructivas que sean presentados en el informe de Etapa C, el motivo por el que aparecen Unidades adicionales obedece al hecho que forman parte Unidades Constructivas que sirven de ejercicio y modelos de otras que efectivamente fueron utilizadas. Al extraer las UUCC y presentar las que se solicitaban, se presento un error de identificación dando como resultado la adición de UUCC que no correspondían a la base de datos del modelo.

5 OPTIMIZACION, MODELO DE OPTIMIZACION.

Fueron realizadas reuniones con la CNEE con la finalidad de exponer el alcance detalle de los modelos, sobre los cuales ya fueron remitidas observaciones por la CNEE que son causa de la nota “COMENTARIOS A LA NOTA “GTTE-NotaS2013-18”. En este inciso de la carta enviada por la CNEE se menciona:

“…Del resultado que indica el Consultor, producto de la optimización, las redes en total aumentaron un 3%, lo cual parece ilógico, incongruente con la práctica y el concepto de optimización. Por lo que se requiere que el Consultor presente las justificaciones y aclaraciones del caso para entender este asunto.”

Tal como fuera comentado en las reuniones mantenidas con la CNEE, es de esperar que las redes de baja tensión sean semejantes a las reales, ya que las mismas están definidas por la cantidad y distribución de clientes bajo red, mientras que es de esperar también cambios en la cantidad de kilómetros de red de MT. Asimismo se remarcó que es inapropiado decir que “….no se observa que haya existido una optimización de la red por parte del Consultor y las cantidades propuestas se tratan de adaptar a las cantidades reales….” ya que la cantidad de transformadores MT-BT resultantes del proceso de optimización es marcadamente inferior al número de los existentes en la red real con lo que los efectos resultantes de la movilidad de los clientes no se trasladan a la empresa óptima.

5.2 MEDIDORES Comentario CNEE:

Respuesta: La distribución por tipo de usuario incluido, correspondiente a Diciembre del año 2011, dentro del informe de etapa A.1, se presenta a continuación:

GRUPO TARIFARIO CANTIDAD DE USUARIOS

BTSS 879651 BTS 91435 BTDP 953 BTDFP 7303 MTDP 64 MTDFP 333

Tabla: cantidad de usuarios por grupo Tarifario


La distribución presentada en la tabla anterior, será la que se incluirá en la nueva versión del informe de etapa C, en donde la cantidad de usuarios que utilicen un medidor monofásico sin demanda será de 971,086, o sea, la suma de los grupos BTSS y BTS.

5.3 ESTRUCTURAS COMPARTIDAS, NUMERAL 4.4.7 Comentario CNEE:

Respuesta: Se incluye un archivo, dentro del disco adjunto, que muestra las relaciones descritas en el informe en base a la situación real de EEGSA a diciembre 2011, mismas que son utilizadas en el proceso de optimización. Dicha información puede elaborarse y comprobarse de la información remitida bajo el esquema de la Resolución CNEE-50-2011, excepto para el establecimiento del ratio correspondiente a las líneas de AT.

5.4 IDENTIFICACION DE INSTALACIONES DE DISTRIBUCION, SUBTRANSMISION Y GDRS PARA EL QUINQUENIO 2013-2018. Este aspecto será considerado en la presentación del informe ajustado de ETAPA C.

5.5 COMPARACION DE LA RED OPTIMIZADA Y LA RED REAL. Comentario CNEE:

Respuesta: Este aspecto será considerado y debidamente presentado en la presentación del informe ajustado de ETAPA C.

6 MODULO C.2 ANUALIDAD DE LA INVERSION Comentario CNEE:


Respuesta: En la comunicación GPC-552.2012, se explica que:

En la nota Nota-27299-2012/GTTE-NotaS2012-150 enviada por parte de la CNEE , en sus conclusiones se mencionó: “O en su defecto deberá presentar toda la documentación de soporte técnico que avale los valores de entrada utilizados en la fórmula de cálculo para determinar el factor de depreciación de EEGSA, propuesto en el documento preparado y


firmado por el ingeniero Sebastian Bernstein Letelier.”

Se infiere de esta respuesta que la metodología desarrollada por el Ingeniero Bernstein se da como válida para la determinación del factor de recuperación de capital.

Posteriormente en la carta GPC.-559-2013, se agregó:

Asimismo se presentó documentación de respaldo de los crecimientos indicados en la nota precedente.

Con lo hasta aquí expresado, el fundamento de aplicación técnico del FRC para el EVAD es de acuerdo a nuestra consideración, basado en EL MODELO elaborado por el consultor Sebastian Bernstein y enviado a la CNEE mediante nota GPC-546-2012. Y que se acreditará en la versión final del informe Etapa C..

Sobre los cálculos de anualidad para cada componente de red, los mismos se adjuntarán en la versión final del informe etapa C.

7 OTROS COMENTARIOS 7.1 DEFINICION DE LAS UNIDADES CONSTRUCTIVAS, NUMERAL 4.3.1


Comentario CNEE:

Respuesta:

a. Respecto a las instalaciones subterráneas, conscientes de lo indicado en el arto 52

de la LGE, también estamos conscientes de que dicho artículo no puede ser

retroactivo, por cuanto las instalaciones subterráneas que como Antigua Guatemala

fueron construidas antes de la vigencia de la LGE no pueden ser excluidas de su

reconocimiento, se nos ha facilitado un informe legal sobre el tema, el cual

transcribimos en el Anexo 3 de esta carta.

Comentario CNEE:

Respuesta

b. Respecto a las líneas resultantes del proceso de optimización, que resultan

modeladas como líneas protegidas, consideramos que dicho resultado se alinea a lo

descrito en los Términos de Referencia en cuanto a la optimización de la red, lo

anterior lo encontramos perfectamente consisten con lo descrito en la NTDOID:

Por otra parte no encontramos coincidencia en los Términos de Referencia al texto indicado en su carta: “,….por tanto los únicos activos a reconocer como redes protegidas son las que se encuentran a diciembre de 2011 en el área de servicio de EEGSA”, lo cual consideramos opuesto al proceso de optimización efectuado, manteniéndose en la nueva versión del informe Etapa C la cantidad optimizada de conductor protegido

7.2 DONACIONES Comentario CNEE:


Respuesta: Se comparte el criterio expresado y se incluirán las donaciones del período total en el informe final de Etapa C, sin embargo respecto a la tabla de donaciones adjunta en su nota, no encontramos coincidencia entre ella y la información remitida por EEGSA durante la revisión tarifaria anterior que reflejaba las donaciones en el período 2002-2007 (no existe referencia al proceso de donación durante el año 2001) y que mostramos a continuación y que debe considerarse adicional a las reportadas en el período 2006-2011 que ya fueron remitidas. Los resúmenes de las obras de los años anteriores a 2006 se remitirán en formato digital junto a la versión final del informe Etapa C.

7.3 VERIFICACION DE LA CALIDAD DEL SERVICIO Comentario CNEE: La red optimizada, debe cumplir con los estándares de calidad de la NTSD, dentro del informe no se puede verificar los cálculos que realizó el Consultor de EEGSA para obtener los parámetros de salida de servicio de reconectadores de MT, alimentadores de MT,

AÑO KVA TOTAL KM MEDIA KM BAJA Total obras2002 7,625 24.43 18.31 372003 2,975 12.95 8.57 382004 33,711 144.68 112.88 2032005 32,588 84.18 55.65 221

Totales 76,899 266.23 195.40 499

AÑO KVA TOTAL KM MEDIA KM BAJA Total obras2006 4,420 72.48 36.81 1112007 4,806 80.60 63.66 1282008 2,790 6.74 6.10 13

Totales 12,016 159.82 106.57 252


seccionadores en ramales y derivaciones de MT, redes de BT, acometidas a usuarios BT.

Además, no es posible observar si con la red optimizada que propone el Consultor, se puede garantizar el cumplimiento de los indicadores individuales y globales establecidos en las NTSD. Para lo cual es necesario que se presenten cuadros comparativos entre la red real y la red optimizada, de estos indicadores; dentro de estas comparaciones se solicita agregar gráficos donde se comparen los indicadores por alimentador de media tensión.

Respuesta: Este aspecto será considerado y debidamente presentado en la presentación del informe ajustado de ETAPA C.

7.4 VNR DE ACOMETIDAS Y EQUIPOS DE MEDICION Respecto a sus observaciones sobre los medidores de respaldo instalados en las instalaciones de los grandes usuarios, que totalizan los 883 equipos de medición descritos, estamos conscientes de sus observaciones al respecto de la norma NCC-14 en su artículo 14.2 sin embargo, dado que ejercicio de establecer las características de la empresa modelo para operar eficientemente en el mercado real de la distribuidora EEGSA, debe considerar precisamente las mejores prácticas de gestión de redes de distribución, se han incluido en el VNR de la empresa modelo estos activos, por las siguientes razones:

a) Aspecto regulatorio: en su artículo 90 el RLGE establece que “En los factores de pérdidas de baja tensión se incluirán además de las pérdidas técnicas, un porcentaje de pérdidas no técnicas correspondientes a una empresa eficiente….” Lo anterior es consistente con lo expresado en los Términos de Referencia del EVAD 2013 (Resolución 161-2012) en el artículo 5.2.2.5 “No se reconocerán pérdidas no técnicas en el nivel de MT”. Lo anterior refleja una disposición administrativa tendiente a la reducción de las pérdidas no técnicas en el nivel de Media Tensión pero su reducción no puede ocurrir por decreto, sino como resultado de acciones concretas. Estas acciones concretas, consideramos quedan incluidas y reconocidas como costos de acuerdo a lo descrito en el literal c) del artículo 82 del mismo RLGE, donde respecto a los costos reconocidos expresa: “Los costos de consumidores comprenden: supervisión, mano de obra, materiales y costos de las actividades de medición, Facturacion, cobranza, registro de usuarios y otros relacionados con la comercialización de electricidad”. Dicho de otra manera es imposible establecer normativamente que no se reconocerán pérdidas no-técnicas en Media Tensión y rechazar el reconocimiento de los activos, procesos y costos que implica alcanzar tal nivel de eficiencia, considerando que en otras partes la normativa establece la medición principal para gestión de mercado como una responsabilidad del usuario mismo, la cual no provee la garantías a distribuidor para asegurar la inexistencia de pérdidas al no tener medición en tales puntos de suministro.

b) En los Términos de referencia, no encontramos ninguna referencia a la observación de su nota en cuanto a que: “…solo se reconocerán los medidores de MT que de acuerdo al marco legal debe de instalar el Distribuidor en los puntos frontera con el transportista….”

c) Aspectos normativos del Mercado Mayorista: en la Norma de Coordinación Comercial No 14 del Administrador de Mercado Mayorista, se establecen las obligaciones respecto a la instalación de medidores de los agentes del mismo mercado, como se indica en su carta. La obligación de la instalación de medición


corresponde a los grandes usuarios pero no limita la instalación de mediciones alternas por parte del distribuidor o de una empresa modelo de distribución responsable de mantener los niveles de pérdidas en Media Tensión bajo control y supervisión. Como ejemplo de lo anterior, el artículo 14.10 bis de la misma norma NCC14 del AMM, establece en relación el tema de fallas o datos erróneos (en suma pérdidas no técnicas) lo siguiente: “14.10bis Inexactitud de los registros. Cuando esté instalado un medidor oficial y uno de respaldo y no fuera posible distinguir cuál de los dos medidores arroja resultados inexactos o si ambos lo hicieran, o si se registrara alguna causa de inconsistencia en los datos descrita en el inciso anterior, se realizará una verificación “in situ” a cargo del Participante Responsable. Para el caso de Participantes conectados a redes de distribución, previo a realizar la verificación “in situ” podrá utilizarse la información del medidor colocado por el distribuidor…” Lo que demuestra el valor de esta medición alterna instalada por el distribuidor. Por otro lado, este proceso es de aplicación constante y resulta en la detección de fallas, errores y otros diversos que de no contarse con la medición alterna del distribuidor resultarían en pérdidas técnicas en Media Tensión, como se muestra a continuación y cuya demostración obra en los documentos adjuntos del AMM que ya remitiéramos para su consideración en la primera versión del informe etapa C y que adjuntamos en el Anexo 2 de esta carta. Respecto a la solicitud de la indicación del nombre de la subestación AT/MT a la que pertenecen las mediciones de los circuitos en el punto frontera de EEGSA con el transportista, dicho listado será incluido dentro de la información de la siguiente versión del Informe de etapa. C. La auditoría solicitada para comprobar la propiedad de los activos del listado de medidores instalados en las 34 subestaciones listadas en la nota de observaciones de la etapa C, se presenta a continuación:


Comentario CNEE:


b. Para los 584 mediciones “Medidor Servicio 70>P0>100 KW”, se solicita al Consultor

de la Distribuidora que indique para que categorías tarifarias y cantidad de usuarios

se utiliza este tipo de medición.

c. Para los 402 medidores “Medidor Servicio > 100 KW”, se solicita al Consultor de la

Distribuidora que indique para que categorías tarifarias y cantidad de usuarios se

utiliza este tipo de medición.

d. Se solicita que incluyan una tabla donde se describa la cantidad de medidores y

acometidas con sus características, asignadas a cada una de las categorías

tarifarias; la totalidad de medidores y acometidas deberá corresponder a la cantidad

de usuarios reportados en el año base, utilizados en la etapa A.1, tanto en

característica de acometida como al tipo de medición que se utiliza para cada una de

estas categorías tarifarias.

Respuesta: b. Los Medidores “Medidor Servicio 70>PO<100 se utilizan para 584 usuarios de las categorías tarifarias siguientes: BTDP, BTDfp, PeajeFT_BT. c. Los medidores >100 Kw, son utilizados con 402 usuarios de las categorías tarifarias siguientes: BTDp, BTDfp, MTDp, MTDfp. d. La cantidad de medidores y servicios de acometidas correspondientes con la etapa A.1, incluye en la tabla siguiente:

7.5 Precio de la Energía 2013-2018. Comentario CNEE:

GRUPO TARIFARIO TIPO DE MEDIDOR TIPO DE ACOMETIDA CANTIDAD DE USUARIOS

BTSS MONOFASICO SIN DEMANDA TRIPLEX NO. 4 879651BTS MONOFASICO SIN DEMANDA TRIPLEX 1/0 91435

MONOFASICO CON DEMANDA TRIPLEX 1/0 152TRIFASICO CON DEMANDA CUADRUPLEX 1/0 614MEDICION ENTRE 70-100 KW CUADRUPLEX 4/0 184MAYOR>100 KW 3MONOFASICO CON DEMANDA TRIPLEX 1/0 2938TRIFASICO CON DEMANDA CUADRUPLEX 1/0 3969MEDICION ENTRE 70-100 KW CUADRUPLEX 4/0 394MAYOR>100 KW 2

MTDP MAYOR>100 KW 64MTDFP MAYOR>100 KW 333

PEAJEFT BT MEDICION ENTRE 70-100 KW CUADRUPLEX 4/0 6PEAJEFT MT MEDICION COMPLETA 718

SALIDA DE CIRCUITOS 13.2 KV

MEDICION COMPLETA 164

BTDP

BTDFP


Respuesta: Se aplicará el precio reportado en su carta del dia 15 de febrero 2013 y se incorporará en la nueva versión del informe, dado que no se contaba con tal definición de precios de acuerdo a lo establecido en los Términos de Referencia para el informe de Etapa C entregado el 11 de enero 2013.

7.6 Calculo del VNR. Comentario CNEE:

Respuesta: Se procederá en la nueva versión del informe Etapa C, como se indica en este inciso. 7.7 CONTENIDO DEL INFORME DE ETAPA C Comentario CNEE:

Respuesta: Se procederá en la nueva versión del informe Etapa C, como se indica en este inciso. 7.8 CATEGORIAS BTH Y MTH Comentario CNEE:


Respuesta: Se procederá con este análisis a pesar de que su requerimiento no obra en los Términos de Referencia del EVAD (Resolución 161-2012) y se presentaran los resultados en el informe de Etapa G. ANEXO 1

Asunto: La Gerencia de Servicios Jurídicos requiere analizar la validez de la disposición de la Municipalidad de Guatemala que impide utilizar esquinas para instalación de postes que sostienen la red eléctrica de EEGSA.

I. Antecedentes:

La Municipalidad de Guatemala, mediante Acuerdo COM-02-20021 (el Acuerdo), estableció Normas para el uso de las vías urbanas públicas, por el paso de líneas alámbricas de transmisión de información, comunicación o de energía.

Oportunamente, EEGSA viéndose afectado, entre otros aspectos, por el cobro por el uso de bienes de dominio público al que tiene derecho en virtud de la autorización que le fue otorgada bajo la Ley General de Electricidad (LGE), planteó acción inconstitucionalidad en contra de ciertas disposiciones de dicho Acuerdo, ante lo cual, la Corte de Constitucionalidad (CC) declaró2 con lugar la inconstitucionalidad de diferentes apartados del Acuerdo en mención.

Posteriormente, el Alcalde de la Municipalidad de Guatemala, considerándose afectado en cuanto a disposiciones de la LGE que otorgan la facultad al Ministerio de Energía y Minas de autorizar la distribución final sin tomar en consideración que dicha autorización puede afectar bienes de dominio público municipal –que están a su cargo-, planteó acción de inconstitucionalidad en su contra, que fue resuelta sin lugar3, no sin antes hacer consideraciones que resultan valiosas para el presente análisis.

1 Acuerdo COM. 002-2002 del Concejo Municipal de la Ciudad de Guatemala, 23 de enero de 2002, publicado el 4 de febrero de 2002 en el Diario de Centro América. 2 Sentencia de los expedientes acumulados 491-2002, 678-2002, 709-2002 y 762-2002 de la Corte de Constitucionalidad, 17 de enero de 2003. 3 Sentencia del expediente 1063-2003 de la Corte de Constitucionalidad, 18 de mayo de 2004.


Los tres instrumentos legales tienen relevancia para considerar la vigencia de la disposición sujeta al análisis, que consiste en la prohibición de ubicar postes en las esquinas de calles en la Ciudad de Guatemala.

II. Del contenido del Acuerdo Municipal El artículo 21 del Acuerdo dispone, como Especificaciones Técnicas para Instalar Líneas Aéreas:

Artículo 21. ESPECIFICACIONES TÉNCIAS PARA INSTALAR LÍNEAS AÉREAS: Para la instalación de rutas aéreas.. c) No se permitirá ubicar postes en las esquinas o en el área de acera comprendida dentro del ochavo, los cruces deberán hacerse a partir del final o inicio de la curvatura de giro de la esquina. No se permitirán cruces en forma diagonal…

La disposición prohibitiva expresa4 en relación, que impide un uso de posteado en la Ciudad de Guatemala, dentro de un distancia mínima de la esquina de un bloque o manzana, tiene plena vigencia.

Ninguna de las disposiciones de la Sentencia de la Corte de Constitucionalidad que conoció la acción promovida por EEGSA5 alude en ninguna parte, directa ni indirectamente la disminución de la fuerza legal de la disposición en cuestión. Es, por tanto, una disposición vigente en el Municipio de Guatemala.

Cierto es que con la acción de inconstitucionalidad en cuestión, la CC libró a EEGSA de pagos que establecía el Acuerdo por el derecho de uso de la vía pública, así como del mecanismo que hacía propias de la Municipalidad de Guatemala obras en la vía pública efectuada con recursos privados de EEGSA; sin embargo no significa que haya dejado sin efecto la totalidad de Acuerdo, ni aun todos las disposiciones contra las que se presentó acción inconstitucionalidad.

De hecho, sirve de mucho tomar en consideración que la CC no accedió a declarar inconstitucional el artículo 11 del Acuerdo, que establece que Toda ampliación será considerada como un proyecto nuevo, por lo tanto deberá cumplir con todos los requisitos que el reglamento estipula… Al respecto, en las consideraciones de su sentencia, la CC argumentó que:

Al confrontar los artículos 6, 11 y 27 del acuerdo refutado, con los artículos 44, 175 primer párrafo y 204 constitucionales, se evidencia que no existe la

4 Sobre el valor de normas prohibitivas expresas, el artículo 4 de la Ley del Organismo Judicial dice: Artículo 4. Actos nulos. Los actos contrarios a las normas imperativas y a las prohibitivas expresas, son nulos de pleno derecho, salvo que en ellas se establezca un efecto distinto para el caso de contravención. 5 Sentencia de los expedientes acumulados 491-2002, 678-2002, 709-2002 y 762-2002 de la Corte de Constitucionalidad, 17 de enero de 2003.


violación denunciada, en virtud que los artículos impugnados no limitan el uso de la vía pública, ni de los bienes públicos de uso no común, cuya utilización está garantizada por el artículo 461 del Código Civil, sino que simplemente trata de regular el aprovechamiento especial que hacen las empresas de comunicación, información y energía de los mismos, lo anterior en atención a la naturaleza inalienable e imprescriptible de los bienes de uso no común, ya que pueden ser aprovechados por todos los habitantes, con las restricciones establecidas por la ley, pero para el aprovechamiento especial se necesita concesión otorgada por el Estado… Por lo anterior, considera que los artículos 6, 11 y 27 del Acuerdo… no son inconstitucionales, ya que no restringen derechos adquiridos, ni trasgreden los preceptos contenidos en los artículos 15, 44, 175 primer párrafo y 204 de la Constitución….6

En tal sentido, cabe insistir que no existe argumento para considerar disminuida la obligación de EEGSA a acatar la prohibición del uso de esquinas en bloques o manzanas, como tampoco puede colegirse la inconstitucionalidad de la imposición a EEGSA de cumplir, como empresa de energía, con las restricciones establecidas, en este caso municipales a su uso –como lo dice el párrafo anterior trascrito, para las ampliaciones de la red de la distribuidora–.

Adicionalmente, resultan sumamente valiosas las consideraciones vertidas por la CC en la acción declarada sin lugar, que planteó el Alcalde de la Ciudad de Guatemala en contra de la LGE, en las que alude a otra sentencia más que armonizan la vigencia por un lado de una autorización otorgada al amparo de una legislación ordinaria y las disposiciones provienen del municipio, en ejercicio de sus atribuciones:

«-V- Lo antes expresado no debe entenderse como una exclusión absoluta de las municipalidades en la autorización para la construcción de las obras que requiera el desarrollo de las actividades de generación, transporte y distribución final de energía eléctrica, puesto que lo relativo al ordenamiento territorial sí es competencia exclusiva de las municipalidades, en ejercicio de su autonomía municipal. Para ilustrar mejor esta afirmación, se estima pertinente citar, en lo conducente, el fallo dictado por esta Corte el veinticinco de septiembre de dos mil tres, en los expedientes acumulados números cuatrocientos noventa y tres – dos mil dos, quinientos sesenta y uno - dos mil dos, novecientos cuarenta y cuatro - dos mil dos y mil treinta y nueve - dos mil dos, el cual mutatis mutandi, establece: "...tanto la regulación del uso de las vías públicas como los procedimientos para la obtención de licencias, son materias que por virtud de la autonomía que la Constitución les confiere a los municipios, les compete atender a éstos, siempre y cuando tales normas y procedimientos encajen en la naturaleza y objeto que rige a los municipios, tal y como es desarrollado por el Código Municipal. En otros términos, contrariamente a lo afirmado en los planteamientos comentados, el establecer una normativa que desarrolle lo establecido en el Código Municipal sobre el ordenamiento territorial, control urbanístico y desarrollo urbano y rural de los municipios, es una expresión de la autonomía municipal reconocida por la Constitución......Ia Municipalidad de Villa Nueva se reserva el derecho de aprobar o improbar la construcción o instalación de equipos y postes, sujetándolas a ciertas condiciones, como parte de la vigilancia, dirección y

6 Tercer párrafo de considerando ‘V’ de la sentencia de los expedientes acumulados 491-2002, 678-2002, 709-2002 y 762-2002 de la Corte de Constitucionalidad, 17 de enero de 2003.


coordinación del control urbanístico y ordenamiento territorial de ese municipio; claro está, por supuesto, que dicha autorización se limita a esos aspectos y no a la autorización para operar y prestar los servicios a que se refiere el reglamento impugnado (transmisión de información o de energía), incluyendo las actividades que ello requiere, puesto que esa autorización sí es proporcionada por entes ajenos al municipio, de conformidad con las leyes que regulan cada materia específica -Ley General de Electricidad, Ley Reguladora del Uso y Captación de Señales Vía Satélite y su Distribución por Cable, Ley General de Telecomunicaciones y Ley de Radiodifusión Nacional, entre otras que puedan ocuparse de materias similares-. A manera de ejemplo, y en términos más sencillos, una municipalidad no puede atribuirse la potestad de autorizar el funcionamiento y establecimiento de una red de distribución de señales vía satélite por cable, lo que indudablemente requiere la colocación de postes u otros mecanismos análogos (ya que la ley de la materia asigna tal atribución al Ministerio de Comunicaciones, Transporte y Obras Públicas); sin embargo, sí está entre sus atribuciones regular y autorizar los lugares en donde esos "postes" serán colocados, siempre y cuando ello no haga inviable la prestación de tal servicio (extremo revisable o impugnable administrativamente, en principio, y jurisdiccionalmente, en definitiva)..." »7

Nótese que es bien sabido por la CC que la sentencia que alude la anterior trascripción hace referencia a expedientes distintos, pero se vale de ella para abordar la implicación que en su materia cada cual trata. Aunque extenso, sirve su contenido como refrenda a lo que anteriormente se consideró sobre la aplicabilidad y vigencia de las restricciones al posteado.

III. Conclusión:

En opinión de quien escribe:

I. Dado que la prohibición expresa contenida en la literal c del artículo 21 del Acuerdo COM. 002-2002 del Concejo Municipal de la Ciudad de Guatemala no ha sufrido disminución en su vigencia por parte de otro acuerdo municipal ni por disposición de sentencia de inconstitucionalidad alguna, tiene plena vigencia para la distribución final ejercida en la circunscripción municipal en mención.

II. La Corte de Constitucionalidad ha sido determinante al expresar que la regulación del uso de las vías públicas es competencia de las municipalidades y ha sido concluyente al expresar al respecto que: sí está entre sus atribuciones regular y

7 Quinto considerando de la Sentencia del expediente 1063-2003 de la Corte de Constitucionalidad, 18 de mayo de 2004.


autorizar los lugares en donde esos "postes" serán colocados, siempre y cuando ello no haga inviable la prestación de tal servicio

En tal sentido, EEGSA tiene la obligación de acatar las restricciones a la ubicación de postes en las esquinas del área de acera comprendida dentro del ochavo de los bloques y manzanas de la Ciudad de Guatemala.

Guatemala, 20 de enero de 2013.

Gerardo López Bhor Área Regulatoria

Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima

ANEXO 2.


ANEXO 3. La Gerencia de Servicios Jurídicos y la Gerencia de Planificación y Control de EEGSA solicitan

analizar la disposición de la CNEE que impide el reconocimiento de ciertas líneas subterráneas dispuestas con anterioridad a

Energía Recuperada por Comentarios al Informe de Transacciones Económicas

Del año 2010 al 2012

No. MES No. DE ITE NOMBRE DE GRAN USUARIO COMERCIALIZADOR ID DEL GRAN USUARIO DESCRIPCION DEL EVENTO O FALLAENERGIA RECUPERADA

EN KWH

1 oct-10ITE-10-2010-

VO PROBAL EXCELERGY GUSPROVA0000001

Inconsistencias de la lectura de comercializador comparado con la lectura

del medidor de respaldo de EEGSA 46,706.73

2 ene-11ITE-01-2011-

VO BURGER KING MEL GUSBAABA0000019Falla en el medidor por problema de

memoria 13,809.50

3 may-11ITE-05-2011-

VRFRIGORIFICOS DE GUATEMALA, S .A.

(GRANJA EL BOQUERON) GRAN USUARIO GUSFGRUI0000003Lectura incorrecta util izada por el AMM, se corrigió el consumo con la lectura correcta 397,426.00

4 jun-11ITE-06-2011-

VO CINEPOLIS GRAN USUARIO GUSCGIUN0000001Problema de multiplicador mal aplicado, el

multiplicador es X80 8,077.80

5 jun-11ITE-06-2011-

VOFRIGORIFICOS DE GUATEMALA, S .A.

(GRANJAS BLANQUITA) GRAN USUARIO GUSFGRUI0000007Problema de multiplicador mal aplicado, el

multiplicador es X210 49,475.64

6 jul-11ITE-07-2011-

VO PROMAPLASA GUATEMEL GUSPROMP0000001

Canales inv ertidos en el reporte de lectura, el AMM reportó como consumo la energía

reactiv a no la activ a 21,435.78

7 ago-11ITE-08-2011-

VO ULTRA LATEX, S.A. CCEESA GUSTGIUL0000001


del medidor de respaldo de EEGSA 441.77

8 ago-11ITE-08-2011-

VO UNILEVER DE CENTROAMERICA, S .A. CCEESA GUSUCNEI0000001


del medidor de respaldo de EEGSA 596.82

9 sep-11ITE-09-2011-

VO MAC DONALD'S METRO CENTRO CEC GUSDESAR0000001

Lectura inconsistenten del comercializador como resultado de una avería en el

transformador pad mounted, se uti lizó estimación de EEGSA 2,657.01

10 sep-11ITE-09-2011-

VO MAQUINAS EXACTAS ELECTRONOVA GUSMEAXQ0000001



11 nov -11ITE-11-2011-

VO CILINDROS DE CENTROAMERICA, S.A. MEL GUSCCIEL0000001



12 nov -11ITE-11-2011-

VOCLUB INDUSTRIAL (CAMARA DE LA

INDUSTRIA) MEL GUSCILNU0000001



13 dic-11ITE-12-2011-

VO INVERSIONES DE GUATEMALA, S.A. EXCELERGY GUSIGNUV0000001

Posible multiplicador mal aplicado, lectura inconsistente del comercializador con

respecto al medidor de respaldo de EEGSA 165,788.47

14 dic-11ITE-12-2011-

VO SACOS PERIFERICOS EXCELERGY GUSSAAGC0000001



15 dic-11ITE-12-2011-

VO CENTROMAX EXCELERGY GUSCENTR0000001



16 dic-11ITE-12-2011-

VO INMOBILIARIA EL CIPRES, S .A. EXCELERGY GUSCENTR0000001



17 dic-11ITE-12-2011-

VO IN TRADING EXCELERGY GUS INTRA0000001



18 dic-11ITE-12-2011-

VO TECNIFIBRAS EXCELERGY GUSTNOBR0000001



19 dic-11ITE-12-2011-

VO TECNOPACK MEL GUSTECNO0000001



20 dic-11ITE-12-2011-

VO LAS MARGARITAS TORRE I MEL GUS IMNAM0000002



21 dic-11ITE-12-2011-

VO DORIPLAST, S.A. MEL GUSDRPLS0000001



22 dic-11ITE-12-2011-

VOCLUB INDUSTRIAL (CAMARA DE LA

INDUSTRIA) MEL GUSCILNU0000001



23 dic-11ITE-12-2011-

VO CILCASA MEL GUSCCIEL0000001



24 ene-12ITE-01-2012-

VO BODEGAS FRIAS, S .A. AHSA MIRALREY MEL GUSBFORD0000001



25 ene-12ITE-01-2012-

VOHILANDERIA TEXTIL INDUSTRIAL, S.A.

HITISA MEL GUSTMEOD0000001



26 ene-12ITE-01-2012-

VO IBEX, S.A. MEL GUSIBEXE0000001



27 ene-12ITE-01-2012-

VO MULTI INDUSTRIAS , S.A. MEL GUSMIUNL0000001



28 ene-12ITE-01-2012-

VOFORRAJES ALIMENTICIOS

BALANCEADOS, S.A. CEC GUSFORRA0000001Conexión errónea en el medidor prov ocó que el consumo registrado no fuera real 1,703.54

29 feb-12ITE-02-2012-

VO PREFABRICADOS CIFA GUATEMEL GUSPCRIE0000001



30 feb-12ITE-02-2012-

VO TROPILIGHT, S.A. GUATEMEL GUSTRPLI0000001



31 feb-12ITE-02-2012-

VO MARISCAL ZAVALA GUATEMEL GUSMDIEN0000002 Falla en una fase de la medición 11,303.19

32 abr-12ITE-04-2012-

VO WAELTI SCHOENFELD GUATEMEL GUSW AELT0000001



33 abr-12ITE-04-2012-

VO WAELTI GUATEMEL GUSW AELT0000002



34 jun-12ITE-06-2012-

VO GUATEMALA CANDIES, S .A. GUATEMEL GUSGCUAA0000001



35 jul-12ITE-07-2012-

VO IMGUATEBAL MEL GUSBCAOL0000001



36 jul-12ITE-07-2012-

VO EL MORLACO, S .A. CCEESA GUS IMNOM0000001



37 jul-12ITE-07-2012-

VO PROMACOSA GUATEMEL GUSPROMA0000001



38 ago-12ITE-08-2012-

VO MEDICINA ESPECIALIZADA S .A. CCEESA GUSMEESD0000001



39 sep-12ITE-09-2012-

VO INGUAT MEL GUSINGUA0000001



40 sep-12ITE-09-2012-

VO FERTICONSA, S.A. GRAN USUARIO GUSFGRUI0000010



41 sep-12ITE-09-2012-

VO TECNIPLAST SOLARIS GUSTTESC0000001



42 oct-12ITE-10-2012-

VOMUNDO DE DIVERSIONES, S.A. (HOTEL

RADISSON PUERTO) GUATEMEL GUSMDUIN0000001



43 nov -12ITE-11-2012-

VO SAE TEXPIA II, S.A. ECONOENERGIA GUSSTAEE0000001



TOTAL 2,129,587.10

RESUMEN:

Clasificación por Año Energía en Kwh2010 46,706.73 2011 1,586,808.79 2012 496,071.58

TOTAL: 2,129,587.10

Clasificación por Comercializador Energía en KwhCCEESA 47,869.20

CEC 4,360.55 ECONOENERGIA 6,575.89

ELECTRONOVA 37,025.56 EXCELERGY 788,458.24

GRAN USUARIO 467,151.94 GUATEMEL 112,854.07

MEL 662,604.10 SOLARIS 2,687.55 TOTAL: 2,129,587.10

201046,706.73

20111,586,808.79

2012496,071.58

Resumen por Año

CCEESA47,869.20

CEC4,360.55

ECONOENERGIA6,575.89

ELECTRONOVA37,025.56

EXCELERGY788,458.24

GRAN USUARIO467,151.94

GUATEMEL112 ,854.07

MEL662,604.10

SOLARIS2,687.55

Resumen por Comercializador


noviembre de 1996, dentro del Estudio de Valor Agregado de Distribución.

I. Abreviaturas a utilizar

CNEE Comisión Nacional de Energía Eléctrica EEGSA Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima LGE Ley General de Electricidad MT Media Tensión TdR Términos de Referencia para la elaboración del Estudio del VAD, Resolución CNEE-

161-2012 VAD Valor Agregado de Distribución de EEGSA

II. Hechos y antecedentes:

EEGSA dispone mayoritariamente de redes aéreas como medio de instalación de sus redes de distribución eléctrica. Sin embargo, también posee instalaciones subterráneas en ciertas áreas, derivado de disposiciones que le son o le han sido aplicables8.

Para el Estudio de Valor Agregado de Distribución de EEGSA, la CNEE pretende reconocer únicamente como activos subterráneos aquellos situados en “el área de Antigua Guatemala”, así como 10.42km en MT, en “áreas especiales (reservas naturales, culturales, arqueológicas)”; de esa cuenta, la CNEE excluye el reconocimiento de cualquier otro activo subterráneo para el cálculo de su VAD.

La obligación de disponer de las instalaciones en redes aéreas tiene asidero legal en el artículo 52 de la LGE, vigente desde noviembre de 1996, que dice:

Artículo 52. … El adjudicatario está obligado a dar servicio mediante líneas aéreas. Si el municipio o cualquier interesado requiere distribución por un medio que resulta más costoso que el usual, la diferencia de costos de inversión deberá ser absorbida por el interesado, pagándosela directamente al adjudicatario.

Corresponde a este análisis determinar si lo pretendido por la CNEE, la exclusión de otros activos subterráneos de EEGSA, tiene asidero legal.

III. Análisis:

1. Irretroactividad

8 Por ejemplo:

- Decreto 60-69 del Congreso de la República de Guatemala, Ley protectora de la ciudad de la Antigua Guatemala (vigente);

- Decreto 68-86 del Congreso de la República de Guatemala, Ley de Protección y Mejoramiento del Medio Ambiente (vigente) y sus modificaciones.

- Decreto 58-88 del Congreso de la República, Código Municipal (Derogado en 2012) y sus reformas; - Decreto número 1183 del Congreso de la República (Derogado en 1988) y sus reformas. - Etc.


EEGSA dispuso redes subterráneas con anterioridad a la puesta en vigor de la LGE (noviembre 1996), constituyendo dichas redes activos que requieren un tratamiento especial y distinto al de las redes aéreas.

Si bien el artículo 52 de la LGE dispone la forma área como medio para dar el servicio de distribución, ese precepto, como cualquier otro que se contenga en la legislación guatemalteca, no puede ser interpretado de forma retroactiva.

Artículo 15.- Irretroactividad de la ley. La ley no tiene efecto retroactivo, salvo en materia penal cuando favorezca al reo.9

Artículo 7. Irretroactividad. La ley no tiene efecto retroactivo, ni modifica derechos adquiridos. Se exceptúan la ley penal en lo que favorezca al reo. Las leyes procesales tienen efecto inmediato, salvo lo que la propia ley determine.10

A partir de la lectura de ambas disposiciones, es posible afirmar el artículo LGE 52 no tiene alcance para modificar un hecho concreto, como es la disposición de redes subterráneas, en cuya construcción la distribuidora atendió normas o coordinó con entidades municipales, ambientales o de otra índole.

Téngase en cuenta que el acto de instalar y mantener una red subterránea, incorporó en su momento las leyes vigentes al tiempo de ocurrir, momento en el que no existía la LGE ni ninguna de sus restricciones:

Artículo 36. Ámbito temporal de validez de la ley. …

k) En todo acto o contrato, se entenderán incorporadas las leyes vigentes al tiempo de su celebración, exceptuándose las concernientes al modo de reclamar en juicio los derechos que resultaron de ellos11.

Ciertamente, sin una LGE que lo impidiera o regulara, la Distribuidora llegó a desarrollar redes eléctricas subterráneas con anterioridad a 1996, que atendieron oportunamente a disposiciones específicas derivadas de legislación diversa y de normativa municipal, entonces vigente12. EEGSA cumplió con aquella normativa, entonces especial y aplicable.

2. Eficiencia y quién sufraga cambios

Al acudir al primer párrafo del artículo 52 de la LGE, se tiene que:

Artículo 52. Los gastos derivados de los cambios, remoción, traslado y reposición de las instalaciones eléctricas que sea necesario ejecutar, serán sufragados por los

9 Artículo 15 de la Constitución Política de la República de Guatemala. 10 Artículo 7 de la Ley del Organismo Judicial. 11 Artículo 36 de la Ley del Organismo Judicial. 12 Ver nota 1.


interesados y/o por quienes los originen. …

Pues bien, para que en la actualidad se produzca un cambio en las redes subterráneas de EEGSA, instaladas con anterioridad a la LGE, no existe contraparte al que se le pueda obligar a sufragar cambios, remociones, traslados o reposiciones, con lo cual, no hay posibilidad de incurrir en el supuesto, con lo cual, no hay la posibilidad de efectuarlos, por lo tanto se afirma que existe una restricción o condición especial de la red que se debe mantener en operación en sus condiciones actuales.

Dice el párrafo final del artículo 71 de la LGE:

“El VAD corresponde al costo medio de capital y operación de una red de distribución de una empresa eficiente de referencia, operando en un área de densidad determinada”.

De esa cuenta, no podría hablarse de un modelo eficiente, si se llegara a reconocer a una distribuidora el mantenimiento o el valor nuevo de reemplazo de una red de características aéreas –cuando existe una condición especial que es anterior a la ley– que resulta relevante pues incide en el costo, aumentándolo para mantener y operar redes subterráneas, como es la realidad; de aplicársele, se impediría a la distribuidora recuperar los valores que implican las redes subterráneas existentes.

Lo dicho en el último párrafo del numeral 4.3.1 de los TdR, es atinente resaltarlo:

En caso de áreas especiales (reservas naturales, culturales o arqueológicas) deberá justificarse el uso de una tecnología ad hoc para las mismas. En todo caso la cantidad de kilómetros de redes subterráneos óptimo no debe ser nunca mayor al valor real. No se reconocerán en este estudio líneas subterráneas que no son necesarias de acuerdo a la normativa vigente.13

Si lo único reconocido es lo necesario, la norma, por el hecho de serlo y no teniendo la posibilidad de ser retroactiva, no puede escapar al hecho de reconocer la preexistencia de una red subterránea, para la que no hay ni municipalidad alguna ni interesado en su relocalización, de manera que necesariamente existe y condiciona su tratamiento dentro de un estudio de VAD, para el reconocimiento de su valor nuevo de reemplazo y su mantenimiento al distribuidor.

3. Derechos adquiridos

Para EEGSA, reemplazar y dar mantenimiento a redes subterráneas supone costos distintos a los que aplican a redes aéreas. Sin embargo, para los usuarios finales implica derechos adquiridos con anterioridad a la LGE.

Ese hecho jurídico no puede ser obviado por el ente regulador, que al momento de iniciar su actividad como Comisión reconoció la vigencia de los derechos de contratos existentes, tan

13 Último párrafo del numeral 4.3.1 de los TdR:


existentes como los derechos de sus usuarios finales. Eso es anteriores a la LGE.

Similar es la afectación que para el municipio representaría alterar la realidad de un área cuyo suministro eléctrico ha permanecido por más de quince años sin ser advertido, que atendió y atiende a disposiciones de ornato y ordenamiento territorial dispuesto en su oportunidad -años atrás- por la Municipalidad. Por más óptimo que pueda resultarle a la LGE una disposición aérea de la red de suministro, la red subterránea es un hecho y ya lo era en 1996; el período para la distribuidora discutir la procedencia o improcedencia de la normativa municipal con la que se construyó la red subterránea prescribió incluso antes de la LGE. Esa es una situación fáctica insoslayable.

III. Conclusiones

La vigencia de la Ley General de Electricidad no es ni puede ser retroactiva.

EEGSA posee redes subterráneas con las que presta el servicio de distribución final, que son anteriores a la LGE, cuya colocación ha atendido la normativa vigente en su momento.

El supuesto de la LGE que reconoce que, “si el municipio o cualquier interesado requiere distribución por un medio más costoso, la diferencia de costos de inversión deberá ser absorbida por el interesado” no se ha producido para las redes preexistentes (no hay municipalidad ni otro interesado que lo pretenda en tiempo presente), con lo cual, ni existe la obligación de EEGSA de efectuar cambios en su red, ni le impide a EEGSA recuperar el valor de la inversión que la propia LGE reconoce como más costoso de sus redes subterráneas.

La CNEE no puede soslayar el hecho de que la instalación de redes subterráneas con anterioridad a la vigencia de la LGE constituye un acto jurídico que incorporó los derechos vigentes en su momento. El valor de recuperación de una red subterránea preexistente a la LGE debe reconocerse, pues el hecho de su instalación fue aceptado con anterioridad a la LGE y obedece acuerdos y disposiciones legalmente válidos.

Guatemala, 12 de marzo de 2013.

Gerardo López Bhor

Unidad Regulatoria

Empresa Eléctrica de Guatemala, Sociedad Anónima


ANEXO III – ARCHIVOS DE RESPALDO Y ANÁLISIS

Dentro de la información incluida en el disco compacto adjunto, dentro de la carpeta de nombre “Anexo IV”, se encuentran los archivos de respaldo y análisis siguientes:

- Poste económico.xls - Conductores económicos.xls - Dos salidas versus cuatro salidas.xls - Longitud del vano.xls - Medidor económico.xls - Modelador de costos.


ANEXO IV - UNIDADES CONSTRUCTIVAS - CÓMPUTO DE RECURSOS – VALORES EFICIENTES

EEGSA Etapa C Costos UUCC Final 20130326

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